Везде

ОНЗ Литология и полезные ископаемые Lithology and Mineral Resources

  • ISSN (Print) 0024-497X
  • ISSN (Online) 3034-5375

Условия формирования и нефтегенерационный потенциал… нижнедевонских отложений гряды Чернышева, Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция

Вы можете
Код статьи
S3034537525020041-1
DOI
10.7868/S3034537525020041
Тип публикации
Статья
Статус публикации
Опубликовано
Авторы
Котик И. С.
  • Аффилиация: Институт геологии им. акад. Н.П. Юшкина Коми научного центра УрО РАН
Майдль Т. В.
  • Аффилиация: Институт геологии им. акад. Н.П. Юшкина Коми научного центра УрО РАН
Нечаев М. С.
  • Аффилиация: Институт геологии им. акад. Н.П. Юшкина Коми научного центра УрО РАН
Котик О. С.
  • Аффилиация: Институт геологии им. акад. Н.П. Юшкина Коми научного центра УрО РАН
Пронина Н. В.
  • Должность: Геологический факультет
  • Аффилиация: Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова
Соколова Л. В.
  • Аффилиация: Институт геологии им. акад. Н.П. Юшкина Коми научного центра УрО РАН
Том/ Выпуск
Том / Номер выпуска 2
Страницы
198-216
Аннотация
В статье представлены результаты изучения нижнедевонских отложений гряды Чернышева с целью определения их нефтегенерационного потенциала. Оценка содержания органического вещества (ОВ) в породах нижнего девона показала, что для большей части изученного разреза характерны низкие концентрации Сорг < 0.3%. Повышенное содержание ОВ установлено только в отложениях III пачки овинпармского горизонта, выступающих в качестве потенциальных нефтематеринских пород: Сорг – 0.13–0.35% в карбонатных и 0.54–1.44% в глинисто-карбонатных разностях пород. По пиролитическим (Rock-Eval) данным S1 + S2 (0.04–6.20 мг УВ/г породы) и HI (19–430 мг УВ/г Сорг) они характеризуются как низко- и среднепродуктивные нефтематеринские породы. Формирование этих отложений происходило в открыто-морских условиях внешнего рампа при максимуме трансгрессии морского бассейна. Степень катагенетической преобразованности ОВ нефтематеринских пород, определенная по отражательной способности битуминита (RVeq – 0.75–0.81%), температуре максимального выхода угледоводородов при пиролизе (Tmax – 437–449°С), индексу окраски конодонтов (ИОК – 1.5), соответствует градации МК2, что свидетельствует о достижении условий середины главной зоны нефтеобразования. Таким образом, наличие пород, способных к генерации углеводородов и достаточная зрелость ОВ для протекания процессов нефтеобразования, позволяет рассматривать нефтематеринские отложения пачки III овинпармского горизонта как эффективный элемент углеводородной системы нижнего девона.
Ключевые слова
нефтематеринские породы органическое вещество обстановки осадконакопления катагенез нижний девон Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция
Дата публикации
07.12.2025
Год выхода
2025
Всего подписок
0
Всего просмотров
64

Библиография

  1. 1. Антошкина А.И., Салдин В.А., Сандула А.Н. и др. Палеозойское осадконакопление на внешней зоне шельфа пассивной окраины северо-востока Европейской платформы. Сыктывкар: Геопринт, 2011. 192 с.
  2. 2. Баженова Т.К., Шиманский В.К., Васильева В.Ф. и др. Органическая геохимия Тимано-Печорского бассейна. СПб.: ВНИГРИ, 2008. 164 с.
  3. 3. Вассоевич Н.Б. Происхождение нефти // Вестник МГУ. Серия Геология. 1975. № 5. С. 3–23.
  4. 4. Данилевский С.А., Склярова З.П., Трифачев Ю.М. Геофлюидальные системы Тимано-Печорской провинции. Ухта, 2003. 298 с.
  5. 5. Данилов В.Н. Гряда Чернышева: геологическое строение и нефтегазоносность. СПб.: Реноме, 2017. 288 с.
  6. 6. Жемчугова В.А., Маслова Е.Е. Фациальный контроль пространственного распределения коллекторов во вторичных доломитах северо-востока Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна // Литология и полез. ископаемые. 2022. № 1. С. 28–47.
  7. 7. Жемчугова В.А., Мельников С.В., Данилов В.Н. Нижний палеозой Печорского нефтегазоносного бассейна (строение, условия образования, нефтегазоносность). М.: Академия горных наук, 2001. 110 с.
  8. 8. Ларская Е.С. Диагностика и методы изучения нефтегазоматеринских толщ. М.: Недра, 1983. 200 с.
  9. 9. Майдль Т.В. Особенности строения карбонатных резервуаров ордовикско-нижнедевонского нефтегазоносного комплекса // Печорский нефтегазоносный бассейн (литология, гидрогеология, нефтегазоносность) / Отв. ред. В.А. Дедеев, Л.З. Аминов. Сыктывкар: Коми филиал АН СССР, 1987. С. 17–28. (Тр. Института геологии Коми филиала АН СССР. Вып. 61)
  10. 10. Майдль Т.В. Литология и коллекторы продуктивных карбонатных отложений нижнего девона вала Гамбурцева // Геология и ресурсы горючих ископаемых европейского Севера СССР / Отв. ред. В.А. Дедеев, Л.З. Аминов. Сыктывкар: Коми филиал АН СССР, 1989. С. 34–46. (Тр. Института геологии Коми НЦ УрО АН СССР. Вып. 69)
  11. 11. Мартынов А.В. Литолого-фациальные критерии прогноза нефтегазоносности ордовикско-нижнедевонских отложений Тимано-Печорской провинции / Автореф. дисс. … канд. геол.-мин. наук. СПб., 1998. 28 с.
  12. 12. Мартынов А.В., Шамсутдинова Л.Л. Расчленение и корреляция разнофациальных разрезов овинпармского горизонта нижнего девона Тимано-Печорской провинции в связи с его нефтегазоносностью // Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений. Материалы конференции. СПб.: ВНИГРИ, 1999. Т. 2. С. 137–143.
  13. 13. Нечаев М.С., Майдль Т.В., Котик И.С. Перспективы нефтегазоносности нижнедевонских отложений гряды Чернышева (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция) // Вестник геонаук. 2022. № 12(336). С. 11–19.
  14. 14. Никонов Н.И., Богацкий В.И., Мартынов А.В. и др. Тимано-Печорский седиментационный бассейн. Атлас геологических карт (литолого-фациальных, структурных и палеогеологических). Ухта: ТП НИЦ, 2000. 64 листа.
  15. 15. Патрунов Д.К. Седиментационные типы пород, обстановки осадконакопления и цикличность литорального комплекса карбонатных и карбонатно-глинистых отложений силура и нижнего девона // Силурийские и нижнедевонские отложения острова Долгого. Свердловск: УНЦ АН СССР, 1980. С. 27–67.
  16. 16. Песецкая В.А., Павлова С.Н. Геохимическая характеристика органического вещества ордовикско-нижнедевонских пород Печорского бассейна // Геология европейского севера России // Тр. Института геологии Коми НЦ УрО РАН. Вып. 92. Сыктывкар, 1997. С. 63–68.
  17. 17. Прищепа О.М., Богацкий В.И., Макаревич В.Н. и др. Новые представления о тектоническом и нефтегазогеологическом районировании Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2011. Т. 6. № 4. С. 1–34.
  18. 18. Пронина Н.В., Вайтехович А.П., Калмыков А.Г., Марунова Д.А. Значение определений мацералов для понимания и изучения процессов трансформации органического вещества нефтематеринских пород // Георесурсы. 2022. № 2. С. 29–35.
  19. 19. Роснефть открыла нефтяное месторождение на шельфе Печорского моря // Информационно-аналитический портал Neftegaz.RU.
  20. 20. Режим доступа: https://neftegaz.ru/news/Geological-exploration/742278-madachagskoe-rosneft-otkryla-neftyanoe-mestorozhdenie-na-shelfe-pechorskogo-morya/ Дата обращения 17.05.2024.
  21. 21. Соколова Л.В., Нечаев М.С., Котик И.С. Новые данные о возрасте дэршорской свиты (нижний девон) гряды Чернышева (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция) // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2023. Т. 18. № 3.
  22. 22. Режим доступа: http://www.ngtp.ru/rub/2023/33_2023.html EDN: XZZCRW
  23. 23. Танинская Н.В. Седиментологические критерии прогноза коллекторов в среднеордовикско-нижнедевонских отложениях Тимано-Печорской провинции // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2010. Т. 5. № 4.
  24. 24. Режим доступа: http://www.ngtp.ru/rub/2/52_2010.pdf
  25. 25. Уилсон Дж.Л. Карбонатные фации в геологической истории / Пер. с англ. М.: Недра, 1980. 463 с.
  26. 26. Хант Д. Геология и геохимия нефти и газа. М.: Мир, 1982. 703 с.
  27. 27. Цыганко В.С. Девон западного склона севера Урала и Пай-Хоя (стратиграфия, принципы расчленения, корреляция). Екатеринбург: УрО РАН, 2011. 356 с.
  28. 28. Юрьева З.П. Нижнедевонские отложения северо-востока европейской части России (стратиграфия, корреляция). Сыктывкар: ИГ Коми НЦ УрО РАН, 2020. 164 с.
  29. 29. Brady M.E., Bowie C. Discontinuity surfaces and microfacies in a storm dominated shallow Epeiric Sea, Devonian Cedar Valley Group, Iowa // Depos. Rec. 2017. V. 3. P. 136–160.
  30. 30. Bustin R.M., Orchard M., Mastalerz M. Petrology and preliminary organic geochemistry of conodonts: Implications for analyses of organic maturation // Int. J. Coal. Geol. 1992. V. 21(4). P. 261–282.
  31. 31. Demaison G.J, Moore G.T. Anoxic environments and oil source bed genesis // Org. Geochem. 1980. V. 2. P. 9–31.
  32. 32. Epstein A.G., Epstein J.B., Harris L.D. Conodont color alteration – An index to organic metamorphism // U.S. Geological Survey Professional Paper 995. 1977. 27 p.
  33. 33. Flügel E. Microfacies of carbonate rocks. Analysis, interpretation and application / 2nd ed. Berlin: Springer, 2010. 984 p.
  34. 34. Ghassal B.I., El Atfy H. Sedimentary organic matter: origin, productivity, preservation and role in source rock development // Advances in petroleum source rock characterizations: Integrated methods and case studies / Eds H. El Atfy, B.I. Ghassal. Cham: Springer, 2023. P. 3–22.
  35. 35. Hackley P.C., Valentine B.J., Hatcherian J.J. On the petrographic distinction of bituminite from solid bitumen in immature to early mature source rocks // Int. J. Coal Geol. 2018. V. 196. P. 232–245.
  36. 36. Hartkopf-Fröder Ch., Königshof P., Littke R., Schwarzbauer J. Optical thermal maturity parameters and organic geochemical alteration at low grade diagenesis to anchimetamorphism: a review // Int. J. Coal Geol. 2015. V. 150–151. P. 74–119.
  37. 37. Jacob H. Classification, structure, genesis and practical importance of natural solid oil bitumen (“migrabitumen”) // Int. J. Coal Geol. 1989. V. 11. P. 65–79.
  38. 38. Jahnert R.J., Collins J.B. Characteristics distribution and morphogenesis of subtidal microbial systems in Shark Bay, Australia // Mar. Geol. 2012. V. 303–306. P. 115–136.
  39. 39. Collins L.B., Jahnert R.J. Stromatolite researchg in the Shark Bay world heritage area // WA Science – Journal of the Royal Society of Western Australia. 2014. V. 97. P. 189–219.
  40. 40. Kristensen Е. Organic matter diagenesis at the oxic/anoxic interface in coastal marine sediments, with emphasis on the role of burrowing animals // Hydrobiologia. 2000. V. 426(1). P. 1–24. https://doi.org/10.1023/A:1003980226194
  41. 41. Peters K.E., Cassa M.R. Applied source rock geochemistry // The petroleum system – From source to trap / Eds L.B. Magoon, W.G. Dow // AAPG Memoir 60. 1994. P. 93–117.
  42. 42. Petersen H.I., Schovsbo N.H., Nielsen A.T. Reflectance measurements of zooclasts and solid bitumen in Lower Paleozoic shales, southern Scandinavia: Correlation to vitrinite reflectance // Int. J. Coal Geol. 2013. V. 114. P. 1–18.
  43. 43. Pickel W., Kus J., Flores D. et al. Classification of liptinite – ICCP System 1994 // Int. J. Coal Geol. 2017. V. 169. P. 40–61.
  44. 44. Repetski J.E., Ryder R.T., Weary D.J. et al. Thermal maturity patterns (conodont color alteration index and vitrinite reflectance) in Upper Ordovician and Devonian rocks of the Appalachian basin – A major revision of USGS Map I–917–E using new subsurface collections // Coal and petroleum resources in the Appalachian basin: Distribution, geologic framework and geochemical character / Eds L.F. Ruppert, R.T. Ryder // U.S. Geological Survey Professional Paper. 2014. V. 1708. 27 p. http://dx.doi.org/10.3133/pp1708F.1
  45. 45. Tissot B.P., Welte D.H. Petroleum Formation and Occurrence / 2nd ed. Berlin, Heidelberg: Springer-Verlag, 1984. 699 p.
  46. 46. Zhipeng H., Xiongqi P., Junqing C. et al. Carbonate source rock with low total organic carbon content and high maturity as effective source rock in China: A review // J. Asian. Earth Sci. 2019. V. 176. P. 8–26.
QR
Перевести

Индексирование

Scopus

Scopus

Scopus

Crossref

Scopus

Высшая аттестационная комиссия

При Министерстве образования и науки Российской Федерации

Scopus

Научная электронная библиотека