Доманиковый горизонт. Доманиковые отложения нефти


«Роснефть» и Statoil нашли способ обойти санкции США в России :: Бизнес :: РБК

«Роснефть» и Statoil разработают доманиковые отложения нефти в Самарской области, несмотря на санкции США. Вместо сланцев, по информации Reuters, эти запасы отнесли к известнякам, на разработку которых не действует запрет США

Фото: Екатерина Кузьмина / РБК

Партнеры по разработке трудноизвлекаемых запасов нефти в Самарской области «Роснефть» и Statoil нашли возможность обойти американские санкции, введенные в 2014 году, и не останавливать работу по разведке и добыче нетрадиционной нефти в Самарской области. Компании изменили формулировки в своих сообщениях, отнеся прежде именовавшиеся запасы сланцевой нефти к доманиковым отложениям известняковой породы, пишет Reuters. Так, в пресс-релизе Statoil от июня 2013 года, по информации агентства, формулировка «shale» (сланцы) задним числом изменена на «limestone formation» (известняковые формации). В отличие от сланцевых запасов нефти разработка известняка для добычи нефти в рамках санкций США не запрещена.

В августе—сентябре 2014 года США ввели санкции против России, включающие запрет на разведку и разработку сланцевых запасов нефти. Позднее, в ноябре того же года, Управление по контролю над иностранными активами (OFAC) разъяснило, что именно нужно относить к запрещенным для разработки нетрадиционным запасам. Запрет распространялся на «проекты с потенциалом добычи нефти из коллекторов, расположенных в сланцевых образованиях». В более глубоко расположенных резервуарах разведку и добычу нефти вести разрешалось, писал РБК.

«Сланцевый вопрос» также прояснило Бюро индустрии и безопасности (BIS) — подразделение Министерства торговли США, отвечающее за экспортный контроль. Поддерживая OFAC, бюро дало понять, что считает сланцевыми проектами только те, где для добычи углеводородов непосредственно из сланцев используются такой метод, как фрекинг (гидравлический разрыв пласта. — РБК). Но американское оборудование можно свободно поставлять в Россию, если оно будет использоваться для того, чтобы «проникнуть через слой сланца с целью достичь коллектор, расположенный под сланцевым образованием». К таким коллекторам как раз относят залегающие глубже известняковые породы. ​Но проекты, которые могут воспользоваться этим уточнением, раньше не раскрывались.

В июне и декабре 2013 года, когда «Роснефть» и Statoil сообщили о начале совместной работы на 12 лицензионных участках в Самарской области, их запасы были названы «сланцевыми». Президент и главный управляющий Statoil Хельге Лунд в декабре 2013 года заявил: «Подписание этого соглашения демонстрирует готовность обеих сторон совместно развивать усилия по раскрытию углеводородного потенциала доманиковых отложений. В случае успеха мы сможем участвовать в разработке запасов сланцевой нефти мирового уровня» (его заявление приводится в сообщении «Роснефти»).

В пресс-релизе «Роснефти» от января 2017 эти запасы названы низкопроницаемыми кремнисто-карбонатными отложениями, относящимися к трудноизвлекаемым углеводородам. «Данные отложения называть сланцевыми, по аналогии с теми, которые разрабатываются на территории США, некорректно», — сказал Reuters представитель «Роснефти». Он уточнил РБК, что «Роснефть» совместно с Statoil провела исследования на скважинах Волго-Уральского региона, в результате которых было выявлено «высокое содержание кремнисто-карбонатных пород». По его словам, изменения формулировок не связаны с санкциями: «Причины чисто геологические». Представитель Statoil также сообщил Reuters, что пресс-релиз был откорректирован по итогам геологоразведочной информации, полученной партнерами в январе 2017 года. «В пресс-релизе 2013 года был использован неточный геологический термин. Компания стала внимательнее к терминологии после введения санкций», — добавил он.

Геолог Александр Лобусев, декан факультета геологии и геофизики нефти и газа РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, пояснил РБК, что известняковые запасы нефти содержат кальций и иногда магний — это карбонатные отложения. А сланцевые породы содержат глину и кремний. По словам Лобусева, на месторождениях в Самарской области, где работают «Роснефть» и Statoil, есть оба вида этих пород и порой они просто смешаны. Для добычи нефти из обеих пород используются схожие технологии, в частности, гидроразрыв пласта, замечает эксперт. Эта технология изначально разработана в США, но широко применяется компаниями в других странах мира — и европейскими, и российскими сервисными подрядчиками.

По оценкам инжинирингового центра МФТИ по трудноизвлекаемым полезным ископаемым, на доманиковые отложения в России приходится около 10% запасов сланцев Баженовской свиты. По данным Управления энергетической информации США, запасы Баженовской свиты составляют около 70 млрд барр. нефти.

«Роснефть» и Statoil еще в мае 2012 года заключили соглашение о сотрудничестве по проектам на российском шельфе, а также в области разведки и разработки сланцевых запасов нефти доманиковой свиты на 12 участках в Самарской области. «Роснефти» в совместном предприятии принадлежит 51%, у Statoil — 49%. В пресс-релизе российской компании, выпущенном в июне 2013 года, объясняется, что ​Statoil на условиях «кэрри» выделит до $60 млн для реализации программы опытных работ, а также современные технологии и специалистов в области трудноизвлекаемых запасов.

www.rbc.ru

Строение и условия формирования нефтеносных депрессионных доманиковых и позднефранских отложений Верхнегрубешорского нефтяного месторождения (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция) Текст научной статьи по специальности «Геология»

УДК 553.98 (470.13)

СТРОЕНИЕ И УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЕНОСНЫХ ДЕП-РЕССИОННЫХ ДОМАНИКОВЫХ И ПОЗДНЕФРАНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ВЕРХНЕГРУБЕШОРСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ТИМАНО-ПЕЧОРСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ)

Л.В. ПАРМУЗИНА, М.С. ИГНАТОВА

Ухтинский государственный технический университет, г. Ухта [email protected]

В статье рассмотрено строение средне-верхнефранских отложений и по результатам комплексного изучения установлено, что доманиковый горизонт в пределах Верхнегрубешорского месторождения представлен стратиграфически полными и стратиграфически сокращенными типами разреза. Формирование доманикового горизонта и верхнефранского подъяруса происходило в пределах поднятия, приуроченного к головному трогу авлакогена. Полученные результаты позволили уточнить возраст залежи в верхнедевонском комплексе и предположить наличие новых залежей - пластовой литологически экранированной, связанной со склоновыми фациями доманикового горизонта, и лин-зовидной - со сводовыми фациями доманикового горизонта.

Ключевые слова: нефтяное месторождение, авлакоген, доманиковые и позд-нефранские отложения, стадия дифференцированных опусканий, терриген-ный материал, палеоподнятие

L.V. PARMUZINA, M.S. IGNATOVA. THE STRUCTURE AND CONDITIONS OF FORMATION OF OIL-BEARING DEPRESSION DOMANIC AND LATE FRASNIAN DEPOSITS OF THE UPPER GRUBESHOR OILFIELD (TIMAN-PECHORA OIL AND GAS PROVINCE)

In tectonic terms, the Upper Grubeshor oil field is located in the southern part of the Shapkin-Yuryakhin swell of Denisov trough of the Pechora-Kolva aulacogen (PKA). The investigated deposits are part of the Upper Devonian litholog-ic-stratigraphic complex in which the Frasnian and Famennian stages are distinguished. The Frasnian stage which with the oil reservoir in the depression sediments is connected, is divided into the middle one that includes the Domanic and Vetlasyan horizons, and the upper substage represented by the Sirachoy, Evlan and Livonian horizons.

A typical Domanic horizon within the PKA was not drilled. The cross-sections of this type are confined to the head trough of the aulacogen, where drilling was not carried out. In the Timan-Pechora oil and gas province the Domanic horizon is represented by the Domanic suite. In outcrops and the core, the suite is represented by dark gray and black, fine-grained, bituminous, silicified limestones turning into organogenic, pteropodal limestones with interlayers of black, bituminous, platy marls with inclusions and interlayers of black silicide and bituminous shale. Organogenic residues are represented by pteropods, radiola-rians. The thickness of the Domanic suite is 10-30 m. It is established that the Domanic horizon within the Upper Grubeshor deposit is represented by strati-graphically complete (wells 2 and 4-Upper Grubeshor are opened) and strati-graphically reduced types of the section (well 1-Upper Grubeshor). In time sections, the wedging is clearly seen.

The formation of the Domanic horizon and the Upper Frasnian substage (the Grubeshor and Upper Grubeshor suites) occurred within the elevation confined to the head trough of the aulacogen, which is classified as rising subject to abrasion with a slow lowering. As a result of the research, the structure of the Domanic horizon and the Upper Frasnian substage was clarified. It is established that the age of the oil pool in the Upper Devonian complex is Sirachoy-Evlan time. The material obtained allows us to assume the presence of new deposits in the Frasnian part of the Upper Devonian complex at the Upper Grubeshor field.

Keywords: oil field, oil pool, aulacogen, Domanic and Late Frasnian deposits, stage of differential subsidence, terrigenous material, paleoraising

В тектоническом отношении Верхнегрубе-шорское нефтяное месторождение находится в южной части Шапкина-Юрьяхинского вала Денисовского прогиба Печоро-Колвинского авлакогена (ПКА), в нефтегазогеологическом - расположено в пределах южной части Шапкина-Юрьяхинского нефтегазоносного района (НГР) Печоро-Колвинской нефтегазоносной области (НГО) Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПНГП) (рис. 1).

Верхнегрубешорское нефтяное месторождение открыто в 1971 г. и в его пределах было выявлено три залежи: две нижние, связанные с песчаными пластами живетского яруса среднего девона, и верхняя - с карбонатными и терригенно-карбо-натными доманикоидными отложениями сирачой-ского возраста [1].

Обычно депрессионные зоны при нефтегазо-геологическом районировании, представляющие собой отрицательные структуры (депрессии и котловины), рассматриваются только как зоны нефтега-зообразования в противоположность положительным структурам (валам), которые являются зонами нефтегазонакопления. Поэтому выявление строе-

ния и закономерностей формирования в депресси-онных впадинах верхнего девона залежей углеводородного сырья является актуальным направлением геолого-поисковых работ на нефть и газ в ТПНГП.

Исследуемые отложения входят в состав верхнедевонского литолого-стратиграфического комплекса, в составе которого выделяют франский (начиная с доманикового горизонта) и фаменский яру-

сы. Франский ярус, с которым связана залежь нефти в депрессионных отложениях, расчленяется на средний (в его состав входят доманиковый и ветла-сянский горизонты) и верхний подъярус, представленный сирачойским, евлановским и ливенским горизонтами (рис. 2). Формирование исследуемых отложений происходило в пределах ПКА на стадии дифференцированных опусканий [2]. Типичный до-маниковый горизонт (доманиковая свита) в пределах ПКА бурением не вскрыт. Разрезы такого типа приурочены к головному трогу авлакогена, где бурение не проводилось.

В ТПНГП доманиковому горизонту соответствует доманиковая свита. В обнажениях и по керну

Шапкинская-Н

Западно Тонкашорскав

Севере-Тиб^йвиссгая Тибейвисскэя Б утекая * '

Сеееро-

1бейвисскпя -

Пашшорскре юкно-

Тибейеисская А

Тибейвисская А Тибейн*!сска>

ерхнегру бе шорское

Юрьяхрнская

жно-Юрьяхинское

Ж 2-5

Условные обозначения:

Тектоническое районирование Е 1-2 Удачная ступень Ж 1-1 Лебединский вал Ж 2-1 Шапкина-Юрьяхинский вал Ж 2- Тибейвисская депрессия

Нефтегазогеологическое районирование 3-3 Шапкина-Юрьяхинский НГР 3-4 Лайско-Лодминский НГР

Месторождения

нефтяные

нефтегазоконденсатные

Структуры

выявленные

подготовленные к бурению

выведенные с отрицательным результатом

границы надпорядковых тектонических элементов

границы тектонических элементов 2 порядка

границы района исследования

CD

о о

Рис. 1. Обзорная карта района исследований (выкопировка из карты тектонического и нефтегазогеологиче-ского районирования ТПНГП).

Fig. 1. Overview map of the study area (a copy from Maps of tectonic and oil and gas geological zoning of the Timan-Pechora oil-and-gas province (TPNGP).

Рис. 2. Франский ярус. Доманиковый и нерасчлененные ветласянский, сирачойский и евлановский горизонты. Скважина 1-Верхнегрубешорская.

Fig. 2. The Frasnian stage. Domanic and undivided Vetla-syan, Sirachoy and Evlan horizons. Well 1-Upper Grubeshor.

свита сложена известняками темно-серыми и черными, тонкозернистыми, битуминозными, окрем-ненными, переходящими в известняки органогенные, птероподовые с прослоями мергелей черных, битуминозных, плитчатых, с включениями и прослоями черного силицита и битуминозного сланца. Органогенные остатки представлены птероподами, радиоляриями, подчиненное значение имеет дет-

рит брахиопод и остракод. Мощность дома-никовой свиты достигает 10-30 м.

В результате комплексного изучения средне-верхнефранских отложений, проведенного историко-геологическим методом и сейсморазведочными работами, установлено, что доманиковый горизонт в пределах Верхнегрубешорского месторождения представлен стратиграфически полными и стратиграфически сокращенными типами разреза. Стратиграфически полный тип разреза вскрыт скважинами 2- и 4-Верхнегрубешор-ская, а стратиграфически сокращенный тип разреза - скважиной 1-Верхнегрубешорская (рис. 3). Результаты корреляции подтверждаются данными сейсморазведочных работ. На временных разрезах отчетливо видно подошвенное налегание (рис. 4). Нижняя граница доманикового горизонта очень четко проявляется на кривой КС и проводится в основании высокоомного карбонатного пласта, который является маркирующим репер-ным подразделением верхнедевонского комплекса ТПНГП.

Стратиграфически полные разрезы до-маникового горизонта в скважинах 2- и 4-Верхнегрубешорская керном не охарактеризованы. Разрезы подобного типа изучены на Западно-Соплесском месторождении в скважинах 72/80, 85, 89 и 94-Зап. Соплесс [3]. Они представлены известняками с прослоями песчаников, алеврито-песчаников и алевролитов. Среди известняков в этом типе разреза установлено четыре разновидности: известняки тонкозернистые, известняки тонкомелкозернистые, известняки спикулово-ра-диоляриевые и известняки радиоляриевые.

Известняки темно-серые, тонкозернистые, алевритистые (до 25 %), волнистосло-истые, пиритизированные. Слоистость обусловлена неравномерным распределением алевритового материала и тонкозернистого кальцита. Алевритовый материал крупнозернистый, с примесью мелкопесчаной размерности, в основном, кварцевого состава. В породах развиты трещины, заполненные тонкозернистым кальцитом.

Известняки темно-серые, тонко-мелкозернистые, слабо-неравномерно доломити-зированные, участками переходящие в мелкозернистый известковый доломит, с заметным содержанием (до 30 %) примеси алевритового материала кварцевого состава с редкими чешуйками мусковита. Текстура пород горизонтально-слоистая, слоистость обусловлена неравномерным распределением главных породообразующих компонентов. По слоистости развиты открытые горизонтальные трещины и редкие вторичные поры выщелачивания.

Известняки темно-серые, спикулово-радиоля-риевые, линзовидно-слоистые, битуминозные, алевритистые (10-12 %). Основная масса породы состоит из спикул губок (30%) и радиолярий (40-45%),

Рис. 3. А - схема расположения скважин на Верхнегрубешорском месторождении; Б - схема сопоставления доманиковых отложений по скважине 2-Верхнегрубешорская и скважине 1-Верхнегрубешорская. Fig. 3. A - well layout scheme at the Upper Grubeshor field; B - scheme of comparison of virgin deposits by well 2-Upper Grubeshor and well 1-Upper Grubeshor.

Рис. 4. Временной разрез по линии xln 100. Верхнегрубешорское месторождение. Fig. 4. Time section along the line xln 100. Upper Grubeshor deposit.

сложенных вторичным мелкозернистым кальцитом. Цемент представлен тонкозернистым кальцитом с примесью опала и пигментирован темно-коричневым органическим веществом. В породах встречаются редкие тентакулиты, единичные обломки иглокожих, выполненные мелко-среднезернистым кальцитом. В цементе присутствует заметная примесь терригенного материала мелкоалевритовой, крупноалевритовой и мелкопесчаной размерности. По составу терригенный материал, в основном, кварцевый с редкими зернами полевых шпатов и чешуек мусковита. В цементе наблюдаются редкие зерна доломита ромбоэдрической формы.

Известняки темно-серые, радиоляриевые, с глинисто-кремнистым цементом (40-45 %), пигментированным коричневым битумом с прослоями битуминозного мергеля. Текстура пород горизонтально-слоистая. Радиолярии сложены, в основном, кальцитом и составляют 55 % породы. Встречаются радиолярии, сложенные кремнеземом (халцедон, микрозернистый кварц). Прослои мергелей состоят из тонкозернистого кальцита, опала с примесью глинистого вещества и алевритового материала. Эти прослои интенсивно пигментированы темно-коричневым битумом.

Терригенные породы доманиковой свиты в стратиграфически полных разрезах представлены песчаниками, алевролитами и алевролито-песча-ными породами. Песчаники темно-серые, кварцевые, известковистые, неравномернозернистые, мел-ко-среднезернистые, с обломками глинистых карбонатных пород. Размер зерен в песчаниках варьируется от 0,16 до 0,64 мм, преобладают зерна размером 0,16-0,4 мм. Форма зерен преимущественно угловато-окатанная (50-55 %). Состав обломочной части однородный, кварцевый, с примесью обломков кварца. Цемент (25-30 %) базального, участками порово-пленочного типа; известковый, с примесью глинисто-битуминозного материала. В породах присутствуют редкие остатки организмов, представленные кониконхами. Песчаники пиритизирова-ны, пирит присутствует в виде агрегатов и точечных зерен. Вторая разновидность песчаников - песчаники светло-серые, кварцевые, слабоизвестковистые, неравномернозернистые, мелко-, средне-, крупнозернистые, с редкими зернами белого кварца гравийной размерности. Состав обломочной части однородный, кварцевый, зерна которого часто корродированы цементом. Цемент (5-10 %) по составу глинисто-карбонатный, порово-пленочного типа. Из органических остатков, так же как и в темно-серых песчаниках отмечаются редкие кониконхи.

Алевролиты темно-серые, почти черные, кварцевые, песчанистые, битуминозные. Преобладающий размер зерен в породах 0,08-0,06 мм. Форма зерен угловато-окатанная, реже окатанная. Состав обломочной части однородный, кварцевый, с незначительной примесью обломков кварцитов и зерен полевого шпата. В небольшом количестве (13 %) в алевролитах присутствуют продолговатые обломки тонкозернистых алевритистых известняков, алевритистых битуминозных аргиллитов и еди-

ничных обломков диабазов. В породах отмечаются редкие остатки кониконх и криноидей.

Алеврито-песчаная порода светло-серого цвета, с редкими обломками карбонатных и глинистых пород, с органическими остатками (< 1 %), пирити-зированная, неслоистая. Главную часть породы (60 %) составляет плохо сортированный терриген-ный материал. Размер зерен меняется от 0,05 до 1,11 мм. Форма их угловато-окатанная и окатанная, иногда зерна корродированны цементом. Минеральный состав терригенной части, в основном, кварцевый, с незначительной примесью обломков кварцитов. Отмечаются единичные раковины кони-конх. Цемент базального типа, участками порово-пленочный, по составу цемент карбонатный, с неравномерной примесью битуминозно-глинистого вещества. Порода пиритизирована.

Мощность доманикового горизонта в скважине 2-Верхнегрубешорская - 26 м, в скважине 4-Верхнегрубешорская - 25 м.

В стратиграфически сокращенном типе разреза доманиковый горизонт в скважине 1-Верхне-грубешорская (долб. 47, инт. 3616,0-3618,5 м) представлен известняками темно-серыми, прослоями и участками черными, средне-мелкозернистыми, переходящими в смешанную глинисто-известково-але-вритовую породу. Среди известняков установлены две разновидности - известняки средне-мелкозернистые, алевритистые и известняки мелкозернистые, алевритовые.

В шлифах первая разновидность известняков алевритистая, глинистая, окремненная. В основной средне-мелкозернистой массе кальцита неравномерно распределены терригенная примесь (до 15%), глинисто-битуминозный материал и органогенный детрит (до 10%). В составе обломочного материала преобладает кварц угловатой формы алевритовой размерности, подчиненное значение имеет полевой шпат, чешуйки слюд, акцессорные и рудные минералы (циркон и лейкоксен). В породе отмечается частичное замещение зерен кальцита мелкокристаллическим халцедоном. По трещинам и порам между зерен кальцита отмечаются буроватые примазки глинисто-битуминозного вещества. Органические остатки представлены стилиолинами, иглокожими и остракодами. Порода пиритизирована.

Вторая разновидность известняков окрем-ненная, алевритовая, с органогенным детритом и линзовидными включениями алевролита. В основной мелкозернистой кальцитовой массе породы беспорядочно и неравномерно распределены тер-ригенная (до 25 %) глинистая примесь, органогенный детрит и кремнезем. В составе терригенного материала установлены угловатые зерна алевритовой размерности кварца, полевые шпаты, чешуйки слюды и обломки халцедона. Участками известняк переходит в смешанную глинисто-алевритовую породу и известковистый алевролит. Глинистая примесь образует примазки, иногда заполняет тонкие трещинки. Глинистый материал окрашен битуминозным веществом. По трещинам установлены выделения твердого битума. Кремнезем замещает

мелкозернистый кальцит и сложен микрокристаллическим халцедоном. Органические остатки представлены стилиолинами, остракодами, радиоляриями и иглокожими.

Алевролиты (скважина 1-Верхнегрубешорская, долб. 47, инт. 3616,0-3618,5 м; долб. 48, инт. 3618,5-3620,0 м) в доманиковом горизонте - темно-серые, глинисто-известковистые, окремненные. Обломочная часть породы (45-50 %) состоит из угловатых зерен кварца и редких полевых шпатов, чешуек мусковита, хлорита и единичных акцессорных минералов. Цемент по составу сложный, преобладающая часть в нем - мелкозернистый кальцит, а подчиненное значение имеет буроватая глинистая масса, пропитанная битуминозным веществом. Глинисто-битуминозный материал часто образует в породе буроватые тонкие прослои и примазки. Органические остатки представлены редкими стилиолинами и радиоляриями. Мощность доманикового горизонта в скважине 1-Вехнегрубешорская составляет 18 м.

Таким образом, на Верхнегрубешорском месторождении доманиковый горизонт представлен опесчаненным типом разреза, что не характерно для доманиковой свиты ТПНГП, которая, по мнению Т.И. Кушнаревой [4], стерильна от терригенно-го материала.

Доманиковый горизонт на Верхнегрубешор-ской площади перекрывается мощной депрессион-ной толщей, которая охватывает нерасчлененные ветласянский, сирачойский и евлановские горизонты. Из известняков этой толщи определены остра-коды: Entomozoe (Richteria) timanica Mart., E. (R.) ex gr. Distinct Pol., Rabienites ninae (Mart.) in litt. В составе этой толщи по литологическим данным и каротажной характеристике выделены две свиты (рис. 2): грубешорская и верхнегрубешорская[5]. Нижняя свита является депрессионной доманикоидной толщей (скважина 1-Верхнегрубешорская, инт. 36103360 м), а Верхнегрубешорская свита - толщей заполнения (скважина 1-Верхнегрубешорская, инт. 3360-3129 м). В составе верхнегрубешорской свиты выделено снизу вверх четыре толщи: глинистая, нижняя карбонатная, карбонатно-глинистая и верхняя карбонатная. Глинистая толща четко обособляется по каротажу и в её строении, по-видимому, кроме глинистых пород принимают участие прослои битуминозных известняков и мергелей. Вероятно, нижняя глинистая толща по возрасту отвечает вет-ласянскому горизонту. Из нижней карбонатной толщи (скважина 1-Верхнегрубешорская, долб. 46, инт. 3547,5-3551,0 м) определены остракоды: Gravia sp., Selebratina sp., Bairdia sp., Acratia aff. Schelonica Eg. Нижняя карбонатная толща, судя по керну долб. 46, сложена известняками серыми, микрозернистыми, битуминозными, алевритистыми, с прослоями алевролитов и аргиллитов. Известняки представлены тонкозернистым кальцитом со сгустками битуминозного материала, равномерно рассеянного по всей породе. Терригенная примесь (до 15 %) представлена угловатыми зернами кварца алевритовой размерности, полевыми шпатами, чешуйками слюды, хлоритом и акцессорными минералами. Терри-

генный материал часто концентрируется и образует в основной массе известняка мелкие линзы и прослои. В органогенном детрите (до 5-7 %) определены перекристаллизованные створки остракод и бра-хиопод. Породы пиритизированы. В известняках встречается единично мелкий углефицированный детрит. Глинистые прослои - аргиллит, в составе которого карбонатно-глинистая масса, неравномерно пропитанная дисперсным битуминозным веществом. Карбонатное вещество сложено мелкозернистым кальцитом в виде тонких слойков, а глинистая масса - чешуйками гидрослюды.

Мощность грубешорской толщи в скважине 1-Верхнегрубешорская - 247 м, в скважине 2-Верхне-грубешорская - 278 м, в скважине 4-Верхнегрубе-шорская - 302 м.

Грубешорская свита [5] перекрывается верх-негрубешорской, которая на каротажной диаграмме выделена в объеме низкоомной глинистой толщи с пачкой известняков. В разрезе свиты преобладают известняки, аргиллиты и толстоплитчатые мергели. Мощность свиты составляет 250 м.

В результате литолого-стратиграфических и сейсмо-геофизических исследований установлено, что формирование доманикового горизонта и верх-нефранского подъяруса (грубешорская и верхне-грубешорская свиты) происходило в пределах поднятия, приуроченного к головному трогу авлакоге-на. Это палеоподнятие классифицируется как поднятие, подвергающееся абразии при медленном опускании [2].

В доманиковое время семилукский этап развития бассейна седиментации в районе скважины 1-Верхнегрубешорская существовал остров (рис. 5).

Остров являлся областью денудации, с поверхности которого осуществлялся снос обломочного материала. О наличии области сноса свидетельствует выклинивание нижней части доманико-вого горизонта (рис. 3, 4). На склонах острова в трансгрессивные отрезки семилукского этапа формировались тонкозернистые органогенно-детрито-вые, радиоляриевые, битуминозные известняки. Не характерной особенностью этих отложений является примесь терригенного материала. В регрессивные отрезки этого этапа на склонах острова (скважина 2 и 4-Верхнегрубешорская) формировались песчаные и алевритовые отложения. В донской этап (позднефранское время) развития бассейна седиментации на стадии дифференцированных опусканий авлакогена остров испытал медленное погружение. При опускании острова до уровня моря его поверхность покрылась обломками, галькой и песком. Когда опускание острова достигло отметки 10 м, вся поверхность его покрылась мелководными образованиями и песком. При опускании острова ниже отметки - 20 м, ниже уровня развития ила, он весь покрылся илом. Над участками склонов поднятий формировались в трансгрессивные отрезки донского этапа битуминозно-кремнисто-кар-бонатные илы, незначительно обогащенные терри-генной примесью, а в регрессивные - глинистые илы. Схема абразии острова, аналогичная описан-

Рис. 5. Схема абразии острова при медленном опускании: а - начало опускания острова; б - опускание острова до уровня моря; в - опускание острова до глубины 10 м; г - опускание острова до глубины 40 м. Fig. 5. Scheme of abrasion of the island with slow lowering: a - the beginning of the lowering of the island; b -lowering the island to sea level; c - lowering of the island to the depth of 10 m; d - lowering of the island to the depth of 40 m.

ной (рис. 5), охарактеризована Д.В. Наливкиным (1959) [6].

За пределами острова в головном троге в се-милукский и донской этапы развития бассейна седиментации формировались битуминозно-кремнис-то-карбонатные илы в спокойных застойных условиях осадконакопления.

Заключение

В результате проведенных исследований уточнено строение доманикового горизонта и верхне-франского подъяруса на территории Верхнегрубе-шорского нефтяного месторождения. Установлено, что возраст залежи нефти в верхнедевонском комплексе не сирачойский, а сирачойско-евлановский. Залежь в этих отложениях пластовая сводовая, приурочена к толщам карбонатных пород грубе-шорской свиты. Водонасыщенная часть разреза скважинами не вскрыта. Нижняя покрышка приурочена к нижней глинистой толще грубешорской свиты (ветласянская свита ?), а верхняя - с верхнегру-бешорской свитой (верхняя часть евлановского горизонта ?).

Полученный в ходе работ материал позволяет предположить наличие новых залежей во фран-ской части верхнедевонского комплекса на Верхне-грубешорском нефтяном месторождении. Это пластовая литологически экранированная залежь, связанная со склоновыми фациями доманикового горизонта, и линзовидная - со сводовыми фациями доманикового горизонта (район скважины 1-Верх-негрубешорская).

Литература

1. Панкратов ЮА., Коваленко В.С., Елохин В.П.

Геологическое строение и предварительная

оценка запасов нефти и газа Верхнегрубешор-ского и Пашшорского месторождений. Ухта : ПГО «Ухтанефтегазгеология», 1980. Т.1. 56 с.

2. Пармузина Л.В. Верхнедевонский комплекс Тимано-Печорской провинции (строение, условия образования, закономерности размещения коллекторов и нефтегазоносность). СПб. : «Недра», 2007. 152 с.

3. Кочетов С.В., Пармузина Л.В. Строение, условия формирования отложений, закономерности размещения коллекторов и нефтегазо-носность верхнедевонского комплекса Печоро-Кожвинского мегавала и Среднепечорского поперечного поднятия. СПб. : «Недра», 2013. 144 с.

4. Кушнарева Т.И. Фаменский ярус Тимано-Пе-чорской провинции. М.: «Недра», 1977. 135 с.

5. Пармузина Л.В. Описание, расчленение и корреляция разрезов верхнедевонского комплекса Тимано-Печорской провинции: Монография. СПб. : Недра, 2005. 200 с.

6. Наливкин Д.В. Физико-географическое описание // Геология СССР: Т. 24. Таджикская ССР. Ч. 1 : Геологическое описание. М. : Гос-геолтехиздат, 1959. С. 24-43.

References

1. Pankratov YuA., Kovalenko V.S., Elokhin V.P. Geologicheskoe stroenie i predvaritel'naya ot-senka zapasov nefti i gaza Verhnegrubeshorskogo i Pashshorskogo mestorozhdeniy [Geology and preliminary assessment of oil and gas reserves of the Upper Grubeshor and Pashshor fields]. Ukhta: PGO "Ukhtaneftegazgeologiya", 1980. Vol. 1. 56 p.

2. Parmuzina L.V. Verhnedevonskiy kompleks Ti-mano-Pechorskoy provintsii (stroenie, usloviya obrazovaniya, zakonomernosti razmeshcheniya

kollektorov i neftegazonosnost') [The Upper Devonian complex of the Timan-Pechora province (structure, conditions of formation, patterns of distribution of reservoirs and oil-and-gas content)]. St.Petersburg: "Nedra" Publ., 2007. 152 p.

3. Kochetov S.V., Parmuzina L.V. Stroenie, uslo-viya formirovaniya otlozheniy, zakonomernosti razmeshcheniya kollektorov i neftegazonosnost' verhnedevonskogo kompleksa Pechoro-Kozhvin-skogo megavala i Srednepechorskogo poperech-nogo podnyatiya [Structure, conditions of formation of deposits, patterns of distribution of reservoirs and oil-and-gas content of the Upper Devonian complex of the Pechora-Kozhva me-gaswell and Mid-Pechora transverse raising]. St.Petersburg: "Nedra" Publ., 2013. 144 p.

4. Kushnareva T.I. Famenskiy yarus Timano-Pechorskoy provintsi [The Fammenian stage of the Timan-Pechora province]. Moscow: Nedra Publ., 1977. 135 p.

5. Parmuzina L.V. Opisanie, raschlenenie i korre-lyatsiya razrezov verhnedevonskogo kompleksa Timano-Pechorskoy provintsii [Description, subdivision and correlation of sections of the Upper Devonian complex of the Timan-Pechora province]. St.Petersburg : "Nedra" Publ., 2005. 200 p.

6. Nalivkin D.V. Phisiko-geograficheskoe opisanie [Physico-geographical description] // Geology of the USSR: Vol. 24. Tajik SSR. Part 1: Geological description. Moscow: Gosgeoltekhizdat, 1959. P. 24-43.

Статья поступила в редакцию 01.03.2017.

cyberleninka.ru

Доманиковый горизонт — реферат

Доманиковый горизонт - темноокрашенные известняки, битуминозные с прослоями сланцев. 

На нефтеносность доманикового горизонта указывают данные керна, газокаротажа и нефтепроявления в процессе бурения. Из большого количества скважин поднят керн, представленный битуминозными известняками и мергелями, трещины в которых заполнены нефтью. Имеются пористо-трещиноватые и мелкокавернозные разности с неравномерной пропиткой нефтью. Промышленная нефть из дрманикового горизонта получена при опробовании скв. 

Бурение вели на Доманиковом горизонте, который сложен из твердых горных пород. 

Является руководящей  формой для доманикового горизонта франского яруса верхнего девона. 

Залегающая выше толща  девона от доманикового горизонта до кровли фа-менского яруса сложена известняками и доломитами разной степени глинистости с прослоями пористых разностей этих пород. 

Один из исследованных  образцов сапропелевого ОВ выделен  из глинисто-карбонатной породы доманикового горизонта. 

В опорном зеленецком разрезе общее содержание органического вещества варьирует от 0 75 до 22 49 %; наиболее высокое ее насыщение обнаружено в образцах из доманикового горизонта. Битуминозность фиксируется более отчетливо, начиная с отложений среднефраиского яруса, но повышенные и устойчивые содержания отмечаются в отложениях среднего и нижнефранского подъярусов и живетского яруса. 

В опорном зеленецком разрезе общее содержание органического вещества варьирует от 0 75 до 22 49 %; наиболее высокое ее насыщение обнаружено в образцах из доманикового горизонта. Битуминозность фиксируется более отчетливо, начиная с отложений среднефранского яруса, но повышенные и устойчивые содержания отмечаются в отложениях среднего и пижне-франского подъярусов и живетского яруса. 

Ряд нефтепроявлений установлен в карбонатных породах франского яруса. Промышленные залежи нефти в карбонатных отложениях девона Башкирии в настоящее время известны в известняках бийского горизонта эйфельского яруса среднего девона, в доманиковом горизонте среднефран-ского подъяруса верхнего девона, в известняках верхнефранского подъ-яруса и в известняках верхнефаменского подъяруса. 

Разрез месторождения, вскрытый скважинами до глубины 5005 м, слагают  отложения от силурийских до четвертичных. Основная его часть представлена породами палеозоя, с которыми и связана нефтеносность месторождения. Большая часть запасов нефти приурочена к песчаникам среднего девона и к пермско-каменноугольным карбонатным отложениям. Кроме того, притоки нефти получены из карбонатных отложений нижнего девона доманикового горизонта, из фамен-ских и визейских известняков. 

В генеральной рассмотренной  выше эмпирической модели подстадия протокатагенеза рассмотрена интегрально на уровне одной градации, а, как установленно на примере различных бассейнов мира, генерация протокатагенетических, или незрелых, нефтей изменяет интенсивность и динамику нефтеобразования в ГФН. Установлены две группы незрелых нефтей. Первая группа включает нефти, генетически связанные с нормально-морскими, относительно глубоководными толщами, содержащими бактериально-фитогенное УВ. Это нефти биогенных силицитов Камчатки, Сахалина, Калифорнии, некоторые нефти доманикового горизонта Вол го - Уральской области. Вторая группа объединяет незрелые нефти и конденсаты, генетически связанные с нефтематеринскими толщами, накопленными в континентальных обстановках и содержащими ОВ, обогащенное резинитом и экзинитом. В обеих группах выделяются нефти с высоким содержанием серы. 

Романа Требса нефтяное месторождение расположено в 234 км к северо-востоку от г. Нарьян-Мара. Открыто в 1987 г. Месторождение по запасам относится ккатегории крупных. Месторождение расположено в северной части Хорейверской впадины в пределах Садаягинской ступени. Ловушка - антиклинальная складка, разбитая разноамплитудными разломами северо-западного простирания на 3 блока: Западный, Центральный и Восточный. На месторождении установлены 3 залежи нефти в карбонатных отложениях нижнего девона в пластах А, I, II, залежь в карбонатных отложениях доманикового горизонта верхнего девона средне-франского подъяруса, 2 залежи в карбонатах верхне-сред-нефранского возраста, включающих отложения евлано-ливенско-го, доманикового, ветлосянского и сирачойского горизонтов, и залежь в рифогенных карбонатных отложениях сирачойского горизонта верхнего девона верхнефранского подъяруса. Залежи нефти в отложениях нижнего девона и доманикового горизонта верхнего девона пластовые, стратиграфически и тектонически экранированные, а залежи в карбонатах верхнего девона массивные. Коллекторы нижнедевонских залежей - мелкозернистые доломиты, слабопористые, кавернозные, трещиноватые. Коллекторы верхнедевонских залежей - доломиты и известняки, пористые, трещиноватые с чередованием плотных и проницаемых разностей. 

Романа Требса нефтяное месторождение расположено в 234 км к северо-востоку от г. Нарьян-Мара. Открыто в 1987 г. Месторождение по запасам относится ккатегории крупных. Месторождение расположено в северной части Хорейверской впадины в пределах Садаягинской ступени. Ловушка - антиклинальная складка, разбитая разноамплитудными разломами северо-западного простирания на 3 блока: Западный, Центральный и Восточный. На месторождении установлены 3 залежи нефти в карбонатных отложениях нижнего девона в пластах А, I, II, залежь в карбонатных отложениях доманикового горизонта верхнего девона средне-франского подъяруса, 2 залежи в карбонатах верхне-сред-нефранского возраста, включающих отложения евлано-ливенско-го, доманикового, ветлосянского и сирачойского горизонтов, и залежь в рифогенных карбонатных отложениях сирачойского горизонта верхнего девона верхнефранского подъяруса. Залежи нефти в отложениях нижнего девона и доманикового горизонта верхнего девона пластовые, стратиграфически и тектонически экранированные, а залежи в карбонатах верхнего девона массивные. Коллекторы нижнедевонских залежей - мелкозернистые доломиты, слабопористые, кавернозные, трещиноватые. Коллекторы верхнедевонских залежей - доломиты и известняки, пористые, трещиноватые с чередованием плотных и проницаемых разностей.

УСЛОВИЯ ОБРАЗОВАНИЯ  ПОТЕНЦИАЛЬНО НЕФТЕМАТЕРИНСКИХ ПОРОД

Происхождение источника  органического вещества - принципиальный вопрос в нефтяной геологии. Микропалеонтологический метод не только позволяет создать детальную биостратиграфию нефтегазоносных толщ, но и непосредственно изучить организмы, послужившие источником органического вещества нефтематеринских пород, а также восстановить специфические условия в бассейнах осадконакопления, способствовавшие концентрации органики.

Ревизионные исследования керна  Апрелевского кернохранилища позволили поставить научно-исследовательские работы по изучению и реконструкции условий образования потенциально нефтематеринских пород франского доманика и доманикоидных отложений венда. Выбор таких контрастных объектов, как девонский доманик и вендские доманикоиды, обусловлен тем, что доманиковые отложения в Тимано-Печорском бассейне - классические палеозойские нефтематеринские породы, а верхний венд центральных районов Русской плиты - перспективный нефтегазоносный докембрийский бассейн.

В процессе развития Земли  менялись бассейны осадконакопления, происходила эволюция живых организмов и их экосистем, однако анализ условий  образования потенциально нефтематеринских пород франского доманика и доманикоидных отложений венда, различающихся как по возрасту и типу седиментации, так и по систематическому составу доминирующих групп организмов, может позволить выявить общие закономерности формирования этих отложений.

УСЛОВИЯ ОБРАЗОВАНИЯ  ВЕНДСКИХ ДОМАНИКОИДНЫХ ПОРОД

В вендском осадочном бассейне Русской плиты слои с повышенной концентрацией органического вещества встречаются в отложениях верхнего венда (валдайский комплекс), слагающих  нижнюю часть осадочного чехла, где  они приурочены к нижней части  редкинской серии (так называемый вендский "доманик"). а также к отдельным уровням поваровской серии. Вендский "доманик" - основной источник древних нефтей и битумоидов в центральных районах.

В результате микропалеонтологических  исследований редкинских доманикоидных удалось установить, что обогащенные органическим веществом прослои содержат большое число подвергшихся сильному разложению фрагментов нитчатых водорослей Eoholynia mosquensis G n i L к которым в верхней части этих отложений добавляются нитчатые водоросли Striatella coriacea A s, на фоне немногочисленных акритарх и чехлов нитчатых цианобактерий. Многие остатки инкрустированы пиритом. Однако основная масса захороненного органического вещества приурочена к пленкам сапропелеподобного вещества и микрофоссилиям Spumosina rubiginosa ( А n d r. ) - дисковидным телам, сложенным веществом, аналогичным пленкам. При сканирующей электронной микроскопии пленок и спумозин выявлено, что они "нафаршированы" фрамбоидами пирита, которые в современных и ископаемых цианобактериальных матах интерпретируются как диагенетические новообразования по остаткам колониальных серных бактерий.

Такая сохранность означает, что в экосистеме были условия как для продукции значительных объемов органики, так и для почти полной их деструкции. При этом практически не найдены остатки бентосных нитчатых серных бактерий, которые на западе Русской плиты развивались в изобилии на накапливавшемся на дне детрите.

Можно предложить следующую  реконструкцию условий. Располагавшийся  в гумидных условиях средних или высоких широт бассейн центральных районов представлял собой гигантский эстуарий, в который со щитов сносился водами большой объем терригенного материала. Следовательно, можно предположить, что его воды были стратифицированы: в придонной части располагался слой соленых морских вод, а поверхностный слой был распресненным. Такая стратификация препятствовала перемешиванию вод и поступлению кислорода в придонные слои, что должно было вызвать их сероводородное заражение. Обильная продукция была связана с цветением планктона и приносом течениями и волнами фрагментов бентосных водорослей с мелководий. Возможно, ветвящиеся водоросли Eoholynia могли образовывать большие переплетенные массы, которые подобно современной Cladophora отрывались от субстрата и существовали в подвешенном состоянии. Отмершие остатки планктона и перенесенных бентосных водорослей должны были оседать на разделе вод разной плотности, где ими питались планктонные серные бактерии, подобно тому. как это происходит в современном Черном море. В таком случае на дно в основном поступали лишь остатки собственна серных бактерий и продукты их жизнедеятельности в виде обогащенных липидами органических соединений. По остаткам колоний серных бактерий, содержавших внутриклеточные гранулы серы. в процессе диагенеза формировались фрамбоиды пирита. Судя по палеогеографическим картам  области формирования вендского "доманика" располагались не в центральной части бассейна, а по его южной окраине, что соответствует представлениям о плотностной стратификации вод, вызванной притоком пресных вод с суши - главном условии образования обогащенных органическим веществом этих доманикоидных пород.

Обнаруженные на отдельных  уровнях поваровской серии прослои, обогащенные органическим веществом, демонстрируют принципиально иную картину. Они содержат прекрасной сохранности органикостенные микрофоссилии. представляющие собой как остатки планктона (разнообразные акритархи и колонии нитчатых цианобактерий), так и бентоса (фрагменты дерновин нитчатых цианобактерий, захороненных in situ, а также ик перенесенные фрагменты и части макроскопических водорослей Vendotaenia antiqua G n i l. ). Встречаются и сапропелевые пленки с фрамбоидами пирита. Остатки, инкрустированные пиритом, не известны.

По соотношению остатков планктона и бентоса, а также  тафономическим данным можно восстановить фациальную гамму населения бассейна:на крайнем мелководье обитали цианобактериальные маты, в среднеглубинных частях бассейна цианобактерий вели преимущественно планктонный образ жизни, в открытых и более глубоких водах развивался эвкариотный планктон, а в зонах с активной динамикой вод произрастали заросли вендотений.

Прекрасная сохранность  свидетельствует, что было достаточно времени для продукции органики, но не было времени для ее деструкции или деятельность деструкторов была резко подавлена. Породы поваровской серии с повышенным количеством органических остатков имеют тонкую слоистость (даже ленточное строение), обусловленную градационной сортировкой материала, причем остатки содержатся в верхней глинистой части ритма. Такое литологическое строение в сочетании с прекрасной сохранностью остатков позволяет дать следующую реконструкцию условий. В мелководном и судя по литологическим и геохимическим данным в ненормально-морском бассейне существовали бентосные и планктонные сообщества, цветение которых происходило в сухие сезоны. Во время влажных сезонов в бассейн поступал с суши терригенный материал, шторма могли вызывать быстрое захоронение органических остатков, делая их недоступными для деятельности деструкторов. Как удалось показать на экспериментах с современными цианобактериями, засыпание осадком или заливание раствором глины - достаточное условие для прекращения работы деструкторов, которые в культуре полностью разрушают цианобактерии за 1 мес.

УСЛОВИЯ ОБРАЗОВАНИЯ  ФРАНСКИХ ДОМАНИКОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

Ухтинский район Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции европейского севера России служит стратотипом доманика. Здесь доманик был впервые установлен и охарактеризован А.А.Кайзерлингом в середине XIX в. В середине нашего столетия проблемы, связанные с домаником, описывались С.В.Тихомировым (1948, 1967), Т.И.Кушнаревой(1963), С.В.Максимовой (1970) и В.Вл. Меннером (1989). Доманиковые отложения являются нефтематеринскими породами и служат индикаторами особых палеогеографических условий бассейна седиментации. Отличительные признаки доманиковых отложений: высокое содержание органического вещества: характерные литологические фации; специфические комплексы планктонных организмов; отсутствие нормально-морского бентоса. Кроме того, существует предположение [5], что радиолярии были одним из основных источников материнского вещества нефти за счет пересыщения живых клеток липидами и возможного симбиоза с водорослями.

Изученные по скважинам и  в обнажениях доманиковые отложения Ухтинской части Тимано-Печорского бассейна представлены толщей тончайшего чередования микрозернистых, битуминозных. прослоями сильно пиритизированных кремнекарбонатных пород и кремнистых аргиллитов, а также смешанными 2-4-компонентными породами этого же состава. Набор типов пород и их количественные соотношения значительна меняются по разрезу. Соответственно изменяются соотношения различных органических остатков: тентакулитов, остракод, пелеципод, гониатитов, губок, радиолярий и акритарх. Радиолярии из собственно доманиковых отложений региона до настоящего времени практически не изучались, хотя их обильное присутствие в шлифах отмечала С.В. Максимова в 1970 г.

yaneuch.ru