|
ИСТИНА |
Войти в систему Регистрация |
Интеллектуальная Система Тематического Исследования НАукометрических данных |
||
Переоценка катагенеза осадочной толщи Тимано-Печорского бассейна по углепетрографическим данным. - Осадочные комплесы Урала и прилегающих регионов и их минералогия. Материалы 11 Уральского литологического совещания.- Екатеринбург:ИГГ Уро РАНтезисы доклада
- Авторы: Пронина Н.В., Лужбина М.С., Макаров Д.В.
- Сборник: Осадочные комплексы Урала и прилежащих регионов и их минерагения: Материалы XI Уральского литологического совещания. Екатеринбург, 17-19 октября 2016 г
- Тезисы
- Год издания: 2016
- Место издания: Институт геологии и геохимии Уро РАНг Екатеринбург
- Первая страница: 214
- Последняя страница: 216
- Аннотация: ПЕРЕОЦЕНКА КАТАГЕНЕЗА ОСАДОЧНОЙ ТОЛЩИ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОГО БАССЕЙНА ПО УГЛЕПЕТРОГРАФИЧЕСКИМ ДАННЫМ Пронина Н.В.1, Лужбина, М.С.1, Макаров Д.В.2 1Московский государственный университет им. М.В.Ломоносова, геологический факультет, nvproncl@geol.msu.ru 2ФГБУ «Росгеолфонд», dmvm@yandex.ru Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн (НГБ) по-прежнему играет большую роль как потенциальный регион для добычи углеводородного сырья в России. Однако значение тех исследований, которые ведутся в регионе, возрастает при использовании их в прогнозах на прилегающий Баренцевоморский бассейн, гораздо менее изученный, но являющийся своеобразным продолжением Тимано-Печорского НГБ в акваторию. Одним из направлений изучения осадочной толщи любого бассейна является исследование степени преобразованности пород, а самым распространенным методом в таких исследованиях считается определение «показателя отражения витринита (RV,%)», входящего в комплекс углепетрографических анализов. В отличие от других нефтегазоносных бассейнов, углепетрографические исследования в Тимано-Печорском НГБ проводились довольно широко и на высоком научном уровне. Отчасти это было связано с систематическими исследованиями угленосных отложений пермского возраста Печорского бассейна, приуроченного к Предуральскому сектору Тимано-Печорского НГБ [Аммосов, и др1987, Степанов,1975]. Были составлены карты метаморфизма углей и катагенеза осадочной толщи не только для Предуральского прогиба, но и для северной части платформы, которые до сих пор широко используются геологами. В региональных построениях авторы использовали не только данные, полученные при разведке угольных месторождений, но и те разрозненные сведения, которые удавалось получать при разведке нефтяных и газовых месторождений к западу и северу от Печорского угольного бассейна. В настоящее время появляются новые факты из разведки на нефть и газ. Эти данные могут относиться к ранее не изученным отложениям, даже если район исследований не нов. Кроме того, комплекс современных аналитических методов изучения органического вещества (ОВ) пород стал шире, чем 30-50 лет назад и возможность сравнения результатов различных анализов между собой и с данными прошлых исследований должна реализовываться. Исследование выполнено на базе опубликованных и неопубликованных данных за более, чем 30 лет, включавших показатели отражения витринита и, возможно, других органических мацералов. Было проанализировано около 500 замеров RV,%, относящихся к отложениям девона, карбона, перми и триаса. Кроме того, авторами были самостоятельно изучены образцы из 11 скважин разных районов. При этом углепетрографические исследования включали не только замеры показателей отражения, но и мацеральный анализ в простом отраженном и ультрафиолетовом свете. Изучение мацерального состава органических компонентов, особенно девонского возраста, показало, что преобладающая доля их принадлежит не гумусовым мацералам, а тем, которые образовались из водорослевого материала и присутствуют в породах в виде аморфного ОВ, называемого в настоящее время твердыми битумами, битуминитом или протобитумом. Именно эти мацералы используются для замеров показателей отражения вместо витринита и называются RVeq,% - показателями отражения эквивалентов витринита. Предложены формулы пересчета RV,% – Req,% [Jacob,1985, Qingyong Luo et al.,2014], которыми авторы пользовались для пересчета своих данных, а также для возможной корректировки данных предшествующих исследований. Располагая большим объемом данных авторы первоначально провели традиционную их систематизацию с расчётом мощностей зон ПК, МК1, МК2, МК3 и т.д. для опорных разрезов с целью дальнейшего сопоставления. Такие сравнения позволяют качественно оценить геотермический режим разных районов и сделать выводы об относительном палеогеотермическом градиенте, который может быть выше или ниже «среднего». Уже в ходе обработки данных стало ясно, что современными методами компьютерной обработки аналитических данных можно сделать более точные количественные оценки. 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 ВЕП и Предуральского прогиба [Тимонин, 1998; Малышев,2002]. В модели использованы обобщенные данные о литологическом составе пород, распространенных в каждом анализируемом регионе: Ижмо-Печорской впадине, Печоро-Кожвинском авлакогене ( Колвинском мегавалу и Денисовской впадине), Варандей-Адзьвинской структурной зоне, Хорейверской впадине и Предуральском прогибе (Косью-Pоговоской впадине). Мощности размытых отложений (Hm) и тепловые потоки подбирались последовательно с одними и теми же интервалами для каждого региона. В качестве примера моделирования можно прокомментировать модель погружения для скважины «Нарьян-Мар» в Ижма-Печорской впадине. Скважина вскрывает разрез, включающий отложения девона, карбона, перми, триаса, юры и мела. Практически для каждого стратиграфического подразделения имеются замеры RV,%. Показатель отражения витринита с глубиной закономерно возрастает от 0,45% до 1,37%. Граница ПК-МК1 проведена по RV,% -0,55% и располагается на глубине 800м. Граница МК1-МК2 (RV,%-0,85%) приходится на глубину 2500м, а МК2-МК3 (RV,%-1,15%) располагается на глубине 3200м. Приведенные данные позволяют оценить полные мощности только двух зон: МК1 и МК2. Первая из них составляет 1700м, а вторая – 700м. Мощности зон катагенеза и их глубинное положение могут быть элементами сравнения с другими регионами. Возможности моделирования позволили оценить тепловой поток, который обеспечил интенсивность нарастания RV,% в анализируемой скважине, в 46 mW/m2 - 67 mW/m2. Эта величина совпадает с той, которая принята для девонско-каменноугольного периода - 65 mW/m2 по данным зарубежных исследователей [Gerslova et al,2016]. Оптимальная корреляция значений RV/Hm наблюдается для величины возможного размыва 2000-3000м. Рассматриваемые при моделировании размывы приходятся на интервалы D2/D3, C1v/C1t, P1, P/T, и J/K. Большая часть размытой мощности приходится на два последних периода. Неучтенным в модели остался современный период (Kz), на который, по предварительным оценкам, может приходиться не менее 2000м. Для остальных районов были выполнены аналогичные построения. Они показали, что геотермический режим (тепловые потоки) по большинству тектонических элементов (Колвинский мегавал , Денисовская впадина, Варандей-Адзьвинская структурная зона) был таким же как в Ижма-Печорской впадине. Два района продемонстрировали иные показатели тепловых потоков. В Хорейверской впадине тепловой поток оказался несколько ниже и составил 42-57 mW/m2, а в Предуральском прогибе, наоборот, выше: 60-75 mW/m2. Проведенные исследования носят предварительный характер и в ближайшее время будут расширены за счет включения новых данных собственных исследований. Литература Аммосов, Горшков В.И., Гречишников Н.П., Еремин И.В., Прянишников В.К., Степанов Ю.В.Петрология органических веществ в геологии горючих ископаемых.М.:Наука, 1987.333с. Калмыков Г.С., Летуновский В.Н. Стадии катагенеза и палеотемпературы по отражательной способности витринита в Тимано_Печорской провинции// Тектоника и нефтегазоносность северных районов Тимано-Печорской провинции. М.:ВНИГНИ, 1979. (Тр.ВНИГНИ, вып.5).С.89-98. Малышев Н. А. Тектоника, эволюция и нефтегазоносность осадочных бассейнов европейского севера России. Екатеринбург: УрО РАН, 2002. 271 с. Степанов Ю.В. Печорский каменноугольный бассейн//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. Gerslova E., Goldbach.M., Gersl M., Kupien P. Heat flow evolution, subsidence and erosion in Upper Silesian Coal Basin, Czech Republic. International Journal of coal Geology, 154-155 (2016), p. 30-42. Jacob H., 1985, Disperse solid bitumens as an indicator for migration and maturity in prospecting for oil and gas. Erdol und Kuhle 38, p.365-366. Qingyong Luo, Ningning Zhong, Jing Qina, , Kewen Li, Yanqi Zhang, YannianWang, Ling Ma Thucholite in Mesoproterozoic shales from northern north China:Occurrence and indication for thermal maturity. International Journal of Coal Geology, 125 (2014), p.1-9
- Добавил в систему: Пронина Наталия Владимировна