Тематический рубрикатор статей

Георесурсы 2017. Спецвыпуск
Стр.
Скачать статью

Возвращение к оценке катагенеза осадочной толщи Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна углепетрографическими методами

Н.В. Пронина1, М.С. Лужбина1, Д.В. Макаров2

Оригинальная статья

DOI http://doi.org/10.18599/grs.19.9

80-87
rus.

open access

Under a Creative Commons license

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн по-прежнему играет большую роль как потенциальный регион для добычи углеводородного сырья в России. В настоящее время появляются новые факты из разведки на нефть и газ. Авторы детально изучили более 50 образцов из 11 скважин, большинство из которых относились к средне-позднефранским отложениям позднего девона, выделяемых в доманиковый горизонт. Органические мацералы, встреченные в исследованных образцах, представлены фрагментами гумусовых мацералов и сапропелевым органическим веществом (ОВ), образованным из водорослевого материала. Самыми распространенными органическими мацералами доманиковых отложений Тимано-Печорского бассейна являются битуминиты. Они встречены во всех без исключения образцах и обеспечивают общее содержание ОВ,% в породе. Битуминиты обычно равномерно распределены среди минерального вещества и окрашивают породу в тёмно-серые, иногда почти черные. Именно битуминит был использован для определения показателя отражения, а в дальнейшем результат пересчитан в соответствующий «эквивалент показателя отражения витринита». Это особенно важно, поскольку для моделирования использовались как авторские данные, так и результаты предшествующих исследований. Было проведено ID-моделирование истории погружения и степени зрелости пород в программе PetroMod (2015.1 Schlumberger). Концепция модели формирования территории согласована с основными этапами развития северо-востока Восточно-Европейской платформы и Предуральского прогиба. Мощности зон катагенеза и положение границ между ними являются показателями теплового режима в анализируемых районах. Тепловые потоки, использованные в моделировании, и выявленная катагенетическая зональность продемонстрировали сходность для большинства тектонических районов (за исключением двух – Предуральского прогиба и Хорейверской впадины). По классификации осадочных бассейнов (Robert, 1985), 5 районов являются районами с нормальным или чуть пониженным геотермическим режимом (тепловой поток 45-65 мВ/м2), и Предуральский прогиб (тепловой поток до 74 мВ/м2) является районом с повышенным «гипертермальным» режимом.

органические мацералы, показатель отражения витринита, катагенетическая зональность, моделирование

Аммосов И.И., Горшков В.И., Гречишников Н.П. Палеотемпературы преобразования нефтегазоносных отложений. М: Наука. 1980. 110 с.
Аммосов И.И., Еремин И.В. Палеотемпература главного этапа нефтеобразования. Проблемы диагностики условий и зон нефтеобразования. М: ИГиРГИ. 1971. С. 5-18.
ГОСТ 12113-94 Угли бурые, каменные, антрациты, твердые рассеянные органические вещества. Метод определения показателей отражения, соответствует международному стандарту ISO 7404-5.
ГОСТ 9414.2-93. Методы петрографического анализа углей. Ч.2: метод подготовки образцов.
ГОСТ-9414.3-93. Методы петрографического анализа углей. Ч.5: метод определения показателя отражения витринита с помощью микроскопа.
Кирюхина Т.А., Большакова М.А., Ступакова А.В., Коробова Н.И., Пронина Н.В., Сауткин Р.С., Суслова А.А., Мальцев В.В., Сливко И.Э., Лужбина М.С., Санникова И.А., Пушкарева Д.А., Чупахина В.В., Завьялова А.П. Литолого-геохимическая характеристика доманиковых отложений Тимано-Печорского бассейна. Георесурсы. 2015. № 2. С. 87-100.
Малышев Н. А. Тектоника, эволюция и нефтегазоносность осадочных бассейнов европейского севера России. Екатеринбург: УрО РАН. 2002. 271 с.
Степанов Ю.В. Печорский каменноугольный бассейн. В кн.: Петрология палеозойских углей СССР. М: Недра. 1975. С. 144-154.
Тимонин Н.И. Печорская плита: история геологического развития в фанерозое. Екатеринбург: УрО РАН. 1998. 234 с.
Hartkopf-Fröder Ch., Königshof P., Littke R., Schwarzbauer J. Optical thermal maturiyu parameters and organic alteration at low grade diagenesis to anchimetamorphism: A review. International Journal of Coal Geology. 2015. 150-151. Pp. 74-119.
Jacob H., Disperse solid bitumens as an indicator for migration and maturity in prospecting for oil and gas. Erdol und Kuhle 38. 1985. Pp. 365-366
Landis, C.R., Castaño, J.R. Maturation and bulk chemical properties of a suite of solid hydrocarbons. Org. Geochem. 1994. 22. Pp. 137-149.
Luo Qingyong, Zhong Ningning, Qina Jing, Li Kewen, Zhang Yanqi, WangYannian, Ma Ling Thucholite in Mesoproterozoic shales from northern north China: Occurrence and indication for thermal maturity. International Journal of Coal Geology. 2014. 125. Pp. 1-9
Robert P. Histoire Géothermique et Diagenése Organique. Elf Aqutaine. 1985. 345 p.
Taylor G.H., Susie Y.L., Teichműller. Bituminite – A TEM view. International Journal of Coal Geology. 1991. V.18. Is.1-2. Pp.71-85.

1Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, Москва, Россия
2ФГБУ «Росгеолфонд», Москва, Россия

Для цитирования:

Пронина Н.В., Лужбина М.С., Макаров Д.В. Возвращение к оценке катагенеза осадочной толщи Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна углепетрографическими методами. Георесурсы. 2017. Спецвыпуск. Ч. 1. С. 80-87. DOI: http://doi.org/10.18599/grs.19.9

For citation:

Pronina N.V., Luzhbina M.S., Makarov D.V. Return to the catagenesis assessment of the sedimentary stratum in the Timan-Pechora oil and gas basin by means of coal petrographical methods. Georesursy = Georesources. 2017. Special issue. Part 1. Pp. 80-87. DOI: http://doi.org/10.18599/grs.19.9

© 2024 Коллектив авторов