Комплексная оценка условий формирования нефтегазоматеринского потенциала отложений неопротерозоя

с позиции комплексного анализа геологических, геохимических и палеотектонических условий рассмотрены обстановки формирования нефтегазоматеринских пород неопротерозойского возраста. Приведен краткий обзор месторождений нефти и газа Восточной сибири, Китая, Ближнего Востока, Африки и Австралии, источниками углеводородов для которых являются терригенные и карбонатные отложения рифея и венда. Приводится обзор нефтегазоносных бассейнов мира и стратиграфическая привязка обнаруженных в их пределах неопротерозойских толщ, содержащих доказанные и предполагаемые нефтегазоматеринские породы.
Формирование неопротерозойских нефтегазоматеринских отложений анализируется комплексно: одновременно с позиций палеотектоники, палеогеографических и палеоклиматических условий, палеобиологического разнообразия и геохимических условий. В рамках палеотектонического анализа приведены результаты плитотектонических реконструкций на неопротерозойский этап в соответствии с наиболее актуальными в настоящее время геодинамическими моделями. Палеогеографические события и палеоклиматические условия описаны в контексте специфики обстановок формирования карбонатно-терригенных нефтегазоматеринских пород. В частности, рассмотрены причины накопления обогащенных органическим углеродом отложений в межледниковые эпохи неопротерозоя и возможные механизмы поддержания условий, благоприятных для их накопления. условия накопления нефтегазоматеринских пород увязываются также с глобальными палеобиоологическими дофанерозойскими событиями, а анализ геохимических данных позволяет охарактеризовать и провести корреляцию неопротерозойских нефтегазоматеринских пород в глобальном масштабе. На основе представленной комплексной оценки сделан вывод о принципиально схожих геологических условиях формирования нефтегазоматеринских пород неопротерозоя в нефтегазоносных бассейнах.

1. Баженова Т.К. (2016). Нефтегазоматеринские формации древних платформ россии и нефтегазоносность. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 11(4). https://doi.org/10.17353/2070-5379/45_2016

2. Баженова Т.К., Дахнова М.В., Жеглова Т.П. (2014). Нефтематеринские формации, нефти и газы докембрия и нижнего – среднего кембрия сибирской платформы. М: ВНИГНИ, 128 с.

3. Баженова Т.К. (2009). Эволюция нефтегозообразования в истории Земли и прогноз нефтегазоносности осадочных бассейнов. Геология и геофизика, 50(4), с. 412–424.

4. Ким Н.С. (2008). Геохимия докембрийских нефтей евразии. Автореф. дисс. канд. геол.-мин. наук, 19 с.

5. Конторович А.Э., Тимошина И.Д., Филипиов Ю.А. (2011). состав углеводородов-биомаркеров в нефтях рифея Байкитской антеклизы. Геология нефти и газа, 5, с. 78–83.

6. Конторович А.Э., Трофимук А.А., Башарин А.К., Беляев С.Ю., Фрадкин Г.С. (1996). Глобальные закономерности докембрия Земли. Геология и геофизика, 37(8), с. 6–42.

7. Конюхов А.И. (2017). океанские аноксические события мелового периода и их роль в формировании нефтематеринских отложений на окраинах материков. Георесурсы. спецвыпуск, с. 43–55. http://doi.org/10.18599/grs.19.6

8. серегин А.М., соколов Б.А., Бурлин Ю.К. (1977). основы региональной нефтегазоносности ссср. М: Изд-во Моск. ун-та, 224 с.

9. Тимошина И.Д. (2005). Геохимия органического вещества нефтепроизводящих пород и нефтей верхнего докембрия юга Восточной сибири. М, 166 с.

10. Тимошина И.Д., Болдушевская Л.Н. (2020). Геохимия органического вещества неопротерозоя на юго-востоке сибирской платформы. Георесурсы, 22(4), c. 41–54. https://doi.org/10.18599/grs.2020.4.41-54

11. Тиссо Б., Вельте Д. (1981). образование и распространение нефти. М: Мир, 581 с.

12. Филипцов Ю.А. (2015). Нефтегазоносность верхнего протерозоя западной части сибирской платформы. Дисс. доктора геол.-мин. наук. Красноярск: ИНГГ со рАН, с. 171–172.

13. Abu A., Adeleye M.A., Ehinola O.A., Asiedu D.K. (2021). The hydrocarbon prospectivity of the Mesoproterozoic–Paleozoic intracratonic Voltaian Basin, West African Craton, Ghana. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 11, pp. 617–625. https://doi.org/10.1007/s13202-020-01036-7

14. Ai J., Zhong N., Zhang T., Zhang Y., Wang T., George S.C. (2021). Oceanic water chemistry evolution and its implications for post-glacial black shale formation: Insights from the Cryogenian Datangpo Formation, South China. Chemical Geology, 566. https://doi.org/10.1016/j.chemgeo.2021.120083

15. Alkmim F.F., Martins-Neto M.A. (2012). Proterozoic first-order sedimentary sequences of the São Francisco craton, eastern Brazil. Marine and Petroleum Geology, 33, pp. 127–139. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2011.08.011

16. Bechsta T., Ger H., Spence G., Werner G. (2015). Late Cryogenian (Neoproterozoic) glacial and post-glacial successions at the southern margin of the Congo Craton, northern Namibia: facies, palaeogeography and hydrocarbon. London: Geological Society, Special Publications, 326, pp. 255–287. https://doi.org/10.1144/SP326.15

17. Cohen P., Macdonald F. (2015). The Proterozoic Record of Eukaryotes. Paleobiology, 41(4), pp. 610–632. https://doi.org/10.1017/pab.2015.25

18. Craig J., Biffi U., Galimberti R.F., Ghori K.A.R., Gorter J.D., Hakhoo N., Le Heron D.P., Thurow J., Vecoli M. (2013). The palaeobiology and geochemistry of Precambrian hydrocarbon source rocks. Marine and Petroleum Geology, 40, pp. 1–47. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2012.09.011

19. Craig J., Thurow J., Thusu B. et al. (2009). Global Neoproterozoic petroleum systems: The emerging potential in North Africa. London: Geological Society, Special Publications, pp. 1–25. https://doi.org/10.1144/SP326.1

20. Edgell H.S. (1991). Proterozoic salt basins of the Persian Gulf area and their role in hydrocarbon generation. Precambrian Research, 54. pp. 1–14. https://doi.org/10.1016/0301-9268(91)90065-I

21. Etemad-Saeed N., Hosseini-Barzi M., Adabi M. H., Miller N. R., Abbas S., Houshmandzadeh A., Stockli, D. F. (2015). Evidence for ca. 560 Ma Ediacaran glaciation in the Kahar Formation, central Alborz Mountains, northern Iran. Gondwana Research, 31, pp. 164–183. https://doi.org/10.1016/j.gr.2015.01.005

22. Feng L.-J., Chu X.-L., Huang J., Zhang Q.-R., Chang H.-J. (2010). Reconstruction of paleo-redox conditions and early sulfur cycling during deposition of the Cryogenian Datangpo Formation in South China. Gondwana Research, 18, pp. 632–637. https://doi.org/10.1016/j.gr.2010.02.011

23. Frolov S.V., Akhmanov G.G., Bakay E.A., Lubnina N.V., Korobova N.I., Karnyushina E.E., Kozlova E.V. (2015). Meso-Neoproterozoic petroleum systems of the Eastern Siberian sedimentary basins. Precambrian Research, 259, pp. 95–113. https://doi.org/10.1016/j.precamres.2014.11.018

24. Ghori K.A.R., Craig J., Thusu B., Luning S., Geiger M. (2016). Global Infracambrian petroleum systems: a review. Global Neoproterozoic Petroleum Systems: The Emerging Potential in North Africa. London: Geological Society, Special Publications, 326, pp. 109–136. https://doi.org/10.1144/SP326.6

25. Grantham, P.J., Lijmbach, G.W.M., Posthuma, J., Hughes Clarke, M.W., Willink, R.J. (1987). Origin of crude oils in Oman. Journal of Petroleum Geology, 11, pp. 61–80. https://doi.org/10.1111/j.1747-5457.1988.tb00801.x

26. Grosjean E., Love G.D., Stalvies C., Fike D.A., Summons R.E. (2009). Origin of petroleum in the Neoproterozoic–Cambrian South Oman Salt Basin. Organic Geochemistry, 40, pp. 87–110. https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2008.09.011

27. Hakhoo N., Bhat G. M., Koul S., Craig J., Thusu B. (2012). Potential Proterozoic Petroleum System: Northwest Himalayan Thrust Belt, Jammu (India). AAPG International Conference and Exhibition, Milan, Italy. Halverson G., Porter S., Shield G. (2020). The Tonian and Cryogenian Periods. Geologic Time Scale 2020, vol. 1, pp. 495–519. https://doi.org/10.1016/B978-0-12-824360-2.00017-6

28. Halverson G.P. (2006). A Neoproterozoic Chronology. Neoproterozoic Geobiology and Paleobiology. Springer, pp. 231–271. https://doi.org/10.1007/1-4020-5202-2_8

29. Hoak T.E., Klawitter A.L., Dommer C.F., Scaturro P.V. (2014). Integrated Exploration of the Owambo Basin, Onshore Namibia: Hydrocarbon Exploration and Implications for a Modern Frontier Basin. AAPG Annual Convention and Exhibition, Houston, Texas.

30. Hoffman P.F., Abbot D.S., Ashkenazy Y. et al. (2017). Snowball Earth climate dynamics and Cryogenian geology-geobiology. Science Advances, 3(11). https://doi.org/10.1126/sciadv.1600983

31. Hoffman P.F., Kaufman A.J., Halverson G.P., Schrag D.P. (1998). A Neoproterozoic snowball Earth, Science, 281, pp. 1342–1346. https://doi.org/10.1126/science.281.5381.1342

32. Huang Z., Zhao B., Jiang Q., Wang S., & Liu B. (2008). Petroleum systems of the Taoudeni Basin, West Africa. Petroleum Science, 5(1), pp. 24–30. https://doi.org/10.1007/s12182-008-0004-6

33. Huntley J.W., Xiao S., Kowalewski M. (2006). On the Morphological History of Proterozoic and Cambrian Acritarchs. Neoproterozoic Geobiology and Paleobiology, pp. 23–56. https://doi.org/10.1007/1-4020-5202-2_2

34. Johnson C.L., Greene T.J., Zinniker D.A., Moldowan J.M., Hendrix M.S., Carroll A.R. (2003). Geochemical characteristics and correlation of oil and nonmarine source rocks from Mongolia. AAPG Bulletin, 87(5), pp. 817–846. https://doi.org/10.1306/12170201073

35. Kah L.C., Sherman A.G., Narbone G.M., Knoll A.H., Kaufman A.J. (1999). Delta C-13 stratigraphy oа the Proterozoic Bylot Supergroup, Baffin Island, Canada: Implications for regional lithostratigraphic correlations. Canadian Journal of Earth Sciences, 36(3), pp. 313–332. https://doi.org/10.1139/e98-100

36. Kunzmann M., Halverson G.P., Scott C., Minarik W.G., Wing B.A. (2015). Geochemistry of Neoproterozoic black shales from Svalbard: Implications for oceanic redox conditions spanning Cryogenian glaciations. Chemical Geology, 417, pp. 383–393. https://doi.org/10.1016/j.chemgeo.2015.10.022

37. Li C., Love G.D., Lyons T.W., Scott C.T., Feng L., Huang J., Chang H., Zhang Q., Chu X. (2012). Evidence for a redox stratified Cryogenian marine basin, Datangpo Formation. South China. Earth Planet. Sci. Lett., 331, pp. 246–256. https://doi.org/10.1016/j.epsl.2012.03.018

38. Li Z.X., Bogdanova, S.V., Collins, A.S., Davidson, A., De Waele, B., Ernst, R.E., Fitzsimons, I.C.W., Fuck, R.A., Gladkochub, D.P., Jacobs, J., Karlstrom, K.E., Lu, S., Natapov, L.M., Pease, V., Pisarevsky, S.A., Thrane, K., Vernikovsky, V. (2008). Assembly, configuration, and break-up history of Rodinia: A synthesis. Precambrian Res., 160, pp. 179–210. https://doi.org/10.1016/j.precamres.2007.04.021

39. Li Z.-X., Evans, D.A.D., Halverson, G.P. (2013). Neoproterozoic glaciations in a revised global palaeogeography from the breakup of Rodinia to the assembly of Gondwanaland. Sediment. Geol., 294, pp. 219–232. https://doi.org/10.1016/j.sedgeo.2013.05.016

40. Lillis P.G. (2016). The Chuar Petroleum System, Arizona and Utah. In book: Hydrocarbon source rocks in unconventional plays, Rocky Mountain Region. Eds: Michael P. Dolan, Debra K. Higley, Paul G. Lillis. Rocky Mountain Association of Geologists.

41. Littke R. (1993). Deposition, diagenesis and weathering of organic matter-rich sediments. Lecture Notes in Earth Sciences, 47, 218 p.

42. Macdonald F.A., Jones D.S., Schrag D.P. (2009). Stratigraphic and tectonic implications of a newly discovered glacial diamictite – cap carbonate couplet in southwestern Mongolia. Geology, 37(2), pp. 123–126. https://doi.org/10.1130/G24797A.1

43. Marshall T.R., Dyson I.A., Keyu L. (2007). Petroleum systems in the Amadeus Basin, central Australia: Were they all oil prone? In: ‘Central Australian Basins Symposium Proceedings, Alice Springs, August 2005. Eds: T. J. Munson and G. J. Ambrose. Northern Territory Geological Survey Special Publication 2, pp. 136–146.

44. Merdith A.S., Collins A.S., Williams S.E., Pisarevsky S., Foden J.D., Archibald D.B., Blades M.L., Alessio B.L., Armistead S., Plavsa D., Clark C., Müller R.D. (2017). A full-plate global reconstruction of the Neoproterozoic. Gondwana Res., 50, pp. 84–134. https://doi.org/10.1016/j.gr.2017.04.001

45. Merdith A.S., Williams S.E., Collins A.S., Tetley M.G., Mulder J.A., Blades M.L., Young A., Armistea, S.E., Cannon J., Zahirovic S., Müller R.D. (2021). Extending full-plate tectonic models into deep time: Linking the Neoproterozoic and the Phanerozoic. Earth-Science Reviews, 214, 103477. https://doi.org/10.1016/j.earscirev.2020.103477

46. Ojha P.S. (2012). Precambrian sedimentary basins of India: an appraisal of their petroleum potential. London: Geological Society, Special Publications, 366, pp. 19–58. https://doi.org/10.1144/SP366.11

47. Ootes L., Gleeson S., Turner E., Rasmussen K., Gordey S., Falck H., Martel E., Pierce K. (2013). Metallogenic Evolution of the Mackenzie and Eastern Selwyn Mountains of Canada’s Northern Cordillera, Northwest Territories: A Compilation and Review. Geoscience Canada, 40, pp. 40–69. https://doi.org/10.12789/geocanj.2013.40.005

48. Pollastro R.M. (1999). Ghaba Salt Basin Province and Fahud Salt Basin Province, Oman -Geological Overview and Total Petroleum Systems. USGS Report, 46 p. https://doi.org/10.3133/ofr9950D

49. Rystad Energy Database. (2022). www.rystadenergy.com Schrag D.P., Berner R.A., Hoffman P.F., Halverson G.P. (2002). On the initiation of a snowball Earth. Geochem. Geophys. Geosyst., 3(6), pp. 1–21. https://doi.org/10.1029/2001GC000219

50. Scotese C.R., Wright N. (2018). PALEOMAP Paleodigital Elevation Models (PaleoDEMS) for the Phaerozoic PALEOMAP Project, https://www.earthbyte.org/paleodem-resourcescotese-and-wright-2018

51. Singh A.K., Chakraborty P.P. (2021). Geochemistry and hydrocarbon source rock potential of shales from the Palaeo-Mesoproterozoic Vindhyan Supergroup, central India. Energy Geoscience. https://doi.org/10.1016/j.engeos.2021.10.007

52. Torsvik T.H., Smethurst M.A., Meert J.G., Van der Voo R., McKerrow W.S., Brasier M.D., Sturt B.A., Walderhaug H.J. (1996). Continental breakup and collision in the Neoproterozoic and Palaeozoic – a tale of Baltica and Laurentia. Earth-Science Reviews, 40(3), pp. 229–258. https://doi.org/10.1016/0012-8252(96)00008-6

53. Verard C. (2019). Plate tectonic modelling: Review and perspectives. Geological Magazine, 156(2), pp. 208–241. https://doi.org/10.1017/S0016756817001030

54. Visser W. (1991). Burial and thermal history of Proterozoic source rocks in Oman. Precambrian Research, 54. pp. 15–36. https://doi.org/10.1016/0301-9268(91)90066-J

55. Vries S., Pryer L., Fry N. (2008). Evolution of Neoarchaean and Proterozoic basins of Australia. Precambrian Research, 166, pp. 39–53. https://doi.org/10.1016/j.precamres.2008.01.005

56. Walter M.R., Veevers J.J., Calver C.R., Grey K. (1995). Neoproterozoic stratigraphy of the Centralian Superbasin, Australia. Precambrian Research 73, pp. 173–195. https://doi.org/10.1016/0301-9268(94)00077-5

57. Wiley B.N., Rauzi S.L., Cook D.A., Clifton E.H., Kuo L-C., Moser J.A. (1998). Geologic Description, Sampling, Petroleum Potential, and Depositional Environment of the Chuar Group, Grand Canyon, Arizona. Arizona Geological Survey, 94 p.

58. Xianzheng Z., Fengming J., Zhouqi C., Chunyuan H., Jianhui Z., Quan W., Kai G. (2012). Types of subtle buried-hill oil reservoirs and their accumulation simulation in Jizhong Depression, Bohai Bay Basin. Petrol. Explor. Develop., 39(2). pp. 147–154. https://doi.org/10.1016/S1876-3804(12)60027-5

59. Xiao S., Kaufman A. (2006). Neoproterozoic Geobiology and Paleobiology. Springer, 302 p. https://doi.org/10.1007/1-4020-5202-2

60. Yang F., Zhou X., Hu Y., Yang X., Yang К. (2022). Neoproterozoic extensional basins and its control on the distribution of hydrocarbon source rocks in the Yangtze Craton, South China. Geosystems and Geoenvironment. https://doi.org/10.1016/j.geogeo.2021.100015

61. Zhao W., Hu S., Wang Z., Zhang S., Wang T. (2018). Petroleum geological conditions and exploration importance of Proterozoic to Cambrian in China. Petroleum Exploration and Development, 45(1), pp. 1–14. https://doi.org/10.1016/S1876-3804(18)30001-6

62. Zhilong H., Baoshun Z., Qingchun J., Songpo W., Bo L. (2008). Petroleum systems of the Taoudeni Basin, West Africa. Pet.Sci., 5, pp. 24–30. https://doi.org/10.1007/s12182-008-0004-6

63. Zhua G.-Y., Lia T.-T., Zhao K., Zhanga Z.-Y., Chena W.-Y., Yanb H.- H., Zhang K.-J., Chi L.-X. (2019). Excellent source rocks discovered in the Cryogenian interglacial deposits in South China: Geology, geochemistry, and hydrocarbon potential. Precambrian Research, 333, 105455. https://doi.org/10.1016/j.precamres.2019.105455

64. Zou C., Du J., Xu C., Wang Z., Zhang B., Wei G., Wang T., Yao G., Deng S., Liu J., Zhou H., Xu A., Yang A., Jiang H., Gu Z. (2014). Petroleum exploration and development, 41(3), pp. 306–325. https://doi.org/10.1016/S1876-3804(14)60036-7