Идентификация очага низкотемпературной генерации углеводородов на южной периферии Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна

Введение

В последнее время в мире растет интерес к изучению периферийных зон осадочных бассейнов в свете крупных открытий в этих областях (Goffey et al., 2018; Muammar, Minarwan, 2024). Ряд исследований последних лет показал, что периферийные участки нефтегазоносных бассейнов могут существенно отличаться по ряду параметров от их центральных районов, где в основном были сосредоточены нефтегазопоисковые работы. Поэтому переоценка перспектив их нефтегазоносности является актуальной задачей, ввиду зачастую более сложной геологии и тектонической истории развития (Chen et al., 2020; Lin et al., 2022), а также иного распределения, типа и зрелости органического вещества (ОВ) нефтегазоматеринских пород (Abdel-Fattah et al., 2024; Zhang et al., 2024a; Zhang et al., 2024b). Это сказывается на изначально некорректной оценке их углеводородного (УВ) потенциала и подчеркивает необходимость проведения исследований по его переоценке различными методами (Dehao et al., 2020; Badejo et al., 2021; Prishchepa et al., 2021; Lister et al., 2022).

В центральных и северных частях Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ) открыты сотни крупных месторождений нефти и газа. На сегодняшний день, в связи с невысокой вероятностью открытия новых месторождений в хорошо изученных частях бассейна и дороговизной извлечения нетрадиционных ресурсов, актуальность поисковых работ связана с исследованием периферийных областей Западной Сибири. Район исследования (рис. 1а), за исключением небольших по площади участков вокруг открытых Прирахтовского, Тайтымского и Тевризского месторождений нефти и газа, считается малоперспективным для поиска углеводородных залежей (Гурари, 1996; Конторович, Моисеев, 2000), а плотность потенциальных ресурсов (рис. 1в) оценивается от 0 до 30 тыс. тонн УВ/ км² (Конторович, Моисеев, 2000; Карта прогноза нефти и газа…, 2017). В то же время в ранее (до 2000 г.) считавшемся низкоперспективном Уватском нефтегазоносном районе сейчас открыто более 40 месторождений нефти (Соромотин, Солодовников, 2019), а годовая добыча превысила 10 млн т. В настоящей работе район исследований расположен всего на 150 км южнее крупнейших месторождений Увата, строение разреза и глубины залегания продуктивных пластов отличаются незначительно.

Активные нефтегазопоисковые работы в районе Прирахтовской и Восточно-Улугульской площадей проводились в 1970–80-е и были направлены на подготовку и бурение преимущественно антиклинальных структур. В сводовых частях большинства антиклиналей наиболее перспективные коллекторские отложения тюменской и васюганской свит либо отсутствуют, либо сильно сокращены по мощности, поэтому успешность бурения была низкой. При этом нефтегазоносность разреза Омской области установлена от Прирахтовского месторождения на западе до Ягыл-Яхского месторождения на востоке. Насыщение УВ подтверждено испытаниями и нефтепроявлениями в керне коллекторских интервалов коры выветривания (пласт М), тюменской (пласты Ю2-Ю4), васюганской (пласт Ю1), баженовской свит (пласт Ю0), а также коллекторов ачимовской пачки (пласт Б16-20).

В районе проведенных исследований (рис. 1б) во многих скважинах были обнаружены прямые признаки нефтегазоносности (нефтяные пленки при испытании, следы нефтенасыщения пород керна), а также были получены промышленные и непромышленные притоки нефти и газа. Однако, несмотря на это, район был признан малоперспективным из-за низкой успешности бурения, небольших запасов открытых месторождений, а также низких оценок объемов генерации НМП, обусловленных низкими значениями современных температур и небольшими глубинами залегания (Конторович, Моисеев, 2000; Елишева, 2008).

Рис. 1. Область исследования на карте Западной Сибири (a); Тектоническое строение области исследования (Тектоническая карта…, 1998) (б); Карта плотности потенциальных и прогнозных ресурсов в области исследования (Карта прогноза нефти и газа…, 2017) (в); Схематический геологический разрез по линии А-А1 (построен на основе сейсмического профиля с указанием опорных отражающих горизонтов и пересекающий основные геологические структуры) (г). Звездами указаны скважины, в которых был изучен керн и флюиды. Отражающие горизонты: Va – кровля ганькинской свиты, С – кровля березовской свиты, Г – подошва кузнецовской свиты, М – кровля кошайской пачки алымской свиты и ее стратиграфических аналогов, Б1 – подошва баженовского горизонта, Тю2 – кровля песчаного пласта Ю2 тюменской свиты, Тю4 – кровля песчаного пласта Ю4 тюменской свиты, Тю6 – кровля песчаного пласта Ю6 тюменской свиты, А – кровля доюрского комплекса.

При этом вопрос об источнике обнаруженных УВ и об их потенциальных ресурсах на исследуемой территории не изучен, поскольку детальные геохимические исследования ОВ в пробуренных скважинах не выполнялись. Основной целью настоящей работы является детальная литолого-геохимическая характеристика НМП на керне скважин законсервированного Прирахтовского месторождения.

Геологическое строение и нефтегазоносность

Объект исследований расположен на южной периферии Западной Сибири (рис. 1а). В тектоническом отношении район приурочен к трем крупным тектоническим элементам – Старосолдатскому мегавалу, Большеуковской моноклинали и Пологрудовскому мегавалу (рис. 1б). Исследованные скважины пробурены в куполах небольших антиклиналей в пределах Большеуковской моноклинали в границах Прирахтовского поднятия (рис. 1б). Абсолютные отметки фундамента на исследуемой площади не превышают –2900 м. По результатам обработки данных 2D сейсморазведки и каротажных диаграмм разрез стратиграфически ограничивается пластами Ю5-Ю6 среднетюменской подсвиты в наиболее погруженных участках, залегающими на породах гетерогенного доюрского комплекса (рис. 1г, рис. 2).

Рис. 2. Сводный литолого-стратиграфический разрез для области исследования (построенный на основе 51 скважины) с обозначением интервалов изученного керна и флюидов в скважинах данного исследования; * – свиты-стратиграфические аналоги могут иметь различное название в зависимости от территории распространения (Постановление Межведомственного стратиграфического комитета..., 2003)

Доюрский комплекс сложен палеозойскими метаморфизованными отложениями, представленными карбонатными породами (в основном девонского, реже каменноугольного возрастов), терригенными отложениями, с нередкими зонами распространения кислых интрузий (например, в пределах Аксеновского поднятия), сформированными и стабилизировавшимися во время герцинской складчатости (Бабушкин и др., 2009; Зылева и др., 2017). Триасовый период связан с активным вулканизмом и накоплением основных и средних по составу вулканических пород, туфопесчаников, аргиллитов и алевролитов (Бабушкин и др., 2009; Зылева и др., 2017).

В позднетриасовое и раннеюрское время фундамент на территории исследования подвергался процессам выветривания, что привело к формированию коры выветривания (пласт М) (Бабушкин и др., 2009; Зылева и др., 2017), имеющей на отдельных участках хорошие фильтрационно-емкостные свойства по данным испытания скважин. Накопление континентальных осадков тюменской свиты происходило неравномерно по площади. Отложения представлены переслаиванием песчаников (пласты Ю2-6), алевролитов, аргиллитов и углей. В пределах Старосолдатского мегавала отложения преимущественно отсутствуют вследствие отставания от общего прогибания территории, тогда как в отдельных участках Большеуковской моноклинали и Безымянных прогибов мощность тюменской свиты достигает нескольких сотен метров (Бабушкин и др, 2009; Зылева и др., 2017).

Отложения васюганской свиты представлены переслаиванием песчаников (пласт Ю1), аргиллитов и углей и связаны с началом длительной морской трансгрессии, прерываемой периодами отступления моря. Породы георгиевской и баженовской свит представлены аргиллитами и глинисто-кремнистыми породами и откладывались в максимум трансгрессии в пределах района исследований в титон-берриасское время (Алексеев и др., 1976; Захаров, Сакс, 1983). В берриасс-барремское время бассейн постепенно заполнялся осадочными отложениями конусов выноса, имеющих в настоящее время клиноформенное строение, глубины моря были меньше, однако скорость седиментации резко возросла (Vyssotski et al., 2006).

Глинистый материал накапливался во времена локальных трансгрессий, а обломочный – во времена регрессий. Дальнейший период развития бассейна связан с чередованием трансгрессий и регрессий, выраженных в субгоризонтальном накоплении преимущественно аргиллитов и песчаников в течение позднего мела-палеогена.

В эоцене трансгрессия достигла максимума, а на границе эоцен-олигоцен на фоне масштабной регрессии и общего воздымания территории, осадконакопление сменилось с морского на континентальное (Шацкий и др., 1996; Vyssotski et al., 2006). Отложения представлены, преимущественно, переслаиванием песчаников, аргиллитов, алевролитов с линзами углей.

Основным источником УВ в пределах области исследования считаются морские отложения баженовской свиты титон-берриасского возраста. Мощность свиты на территории исследования изменяется от 0 до 35 м по данным ГИС скважин и сейсморазведочных работ. Для отложений тюменского времени в качестве НМП в Западной Сибири принято считать радомскую и тогурскую пачки (Kontorovich et al., 1997; Лобова, 2008; Лунёва, 2019). Однако в районе исследований они не вскрыты скважинами, и даже в самых погруженных частях соответствующие им отражения на имеющихся сейсмических профилях не наблюдаются (плотность сейсморазведочных работ в среднем около 0,3 км/км²).

Углеводородные флюиды в опробованных пластах Омской области резко отличаются по фазовому, химическому и групповому составу, что было отмечено многими авторами (Конторович, Моисеев, 2000; Скоробогатов и др., 2017). Так, в пласте Ю4 тюменской свиты Тайтымского месторождения, пласте Ю2 тюменской свиты и М доюрского комплекса Ягыл-Яхского месторождения, а также пласте Ю1 васюганской свиты Баклянского месторождения (восточнее территории исследования) были получены промышленные и непромышленные притоки метановой (> 85 масс.% УВ метанового ряда), высокопарафинистой (до 30 масс.%), малосмолистой (< 8 масс.%) и бессернистой (S < 0,3 масс.%) нефти. А в пределах пласта Ю2 тюменской свиты Прирахтовского месторождения, пласта Ю1 васюганской свиты Тайтымской и Наталинской площадей, и Ю0 баженовской свиты Баклянского месторождения – промышленные и непромышленные притоки нефти ароматико-нафтено-метанового состава (приблизительно в равных количествах представлена метановой, нафтеновой и ароматической фракциями), низкопарафинистой (< 3 масс.%), смолистой (> 15 масс.%) сернистой (> 1 масс.%, до 4,4 масс.%). На Тевризском месторождении основным флюидом является газ (CH₄ > 95 масс.%), а также конденсат в пласте Б16-20 ачимовской пачки. Разнообразие группового и химического состава нефтей в широком стратиграфическом диапазоне пластов-коллекторов предполагает наличие нескольких источников УВ на территории исследования и/или их смешения.

Материалы и методы

В рамках исследований южной периферии Западной Сибири был изучен керн из трех разведочных скважин глубиной 2518–2570 м, пробуренных в середине 2012 года в пределах Прирахтовского поднятия. Керном охарактеризованы меловые и юрские отложения, представленные мегионской, баженовской, васюганской и тюменской свитами, а также породы доюрского комплекса (ДЮК). Всего из трех скважин было отобрано 737 разноразмерных образцов керна с плотностью отбора не менее 3 образцов на 1 м, в предполагаемых интервалах нефтематеринских пород плотность отбора была увеличена до 5–10 образцов на 1 м. Также были собраны пробы газа и конденсата из добывающей скважины Тевризского газоконденсатного месторождения.

Литологические исследования заключались в проведении макроописания образцов керна в кернохранилище, а также проведении элементного рентгенофлуоресцентного анализа (РФлА) с помощью портативного спектрометра Vanta Olympus C (Olympus, США) для 544 образцов. Микроструктура нефтегазоматеринских пород и их пустотное пространство исследованы методом сканирующей электронной микроскопии (СЭМ) на установке Quattro S (Thermo Scientific). В образцах точечно изучен элементный состав с помощью микрозонда (energy x-ray spectroscopy), интегрированного в СЭМ Bruker XFlash 6–60, полученные результаты являются относительными (% масс., погрешность не превышает ±2%, результаты нормированы на 100%).

Для определения мацерального состава и отражательной способности витринита были подготовлены и исследованы 22 образца углей и углистых аргиллитов, а также 4 образца глинисто-кремнистых пород баженовской свиты. Анализ мацерального состава проводили на микроспектрофотометре QDI302 Craic (CRAIC Technologies, США) на базе микроскопа Leica DM 2500 P (Leica, Германия) в простом отраженном белом и ультрафиолетовом свете (ISO 7404-3, 2009). Описание мацерального состава углей и рассеянного ОВ проводилось по действующей классификации Международного Комитета по углепетрографии и органической петрологии (ICCP) (Inertinite Classification…, 2001; Pickel et al., 2017).

Качество и количество органического вещества (ТОС) в породах оценивалось с использованием пиролизатора HAWK Resource Workstation (Wildcat Technology, США) по методу Rock-Eval (Espitalié et al., 1977) для 652 неэкстрагированных и 212 экстрагированных образцов керна. Пиролиз проводился в инертной среде с определением следующих параметров: свободных углеводородов, находящихся в образце (S0, S1, мг УВ/г породы); количества образующихся углеводородов (S2, мг УВ/г породы) и CO₂, образующихся при термическом крекинге (пик S3, мг СО₂/г породы) и окислении (пик S4, мг СО₂/г породы) органического вещества; а также количества CO₂, образовавшегося на этапе окисления из минеральных компонентов породы (пик S5). Температура максимального выхода углеводородов (S2) при термическом крекинге соответствует значению Тmax, °C. На основе замеренных параметров были рассчитаны общее содержание органического углерода в породе (ТОС, вес.%), водородный индекс (HI, мг УВ/г ТОС), кислородный индекс (OI, мг СО₂/г ТОС), индекс продуктивности (PI), а также количества углерода, который может быть преобразован (GOC), и остаточный непиролизуемый органический углерод (NGOC), из них рассчитан коэффициент KGOC, отражающий степень выработанности керогена как долю от пиролизуемого ОВ (GOC/ТОС (Spasennykh et al., 2021). В тексте результаты пиролитических исследований экстрагированных образцов обозначены как ex.

Кинетические исследования термического разложения ОВ проводили также с использованием пиролизатора HAWK RW для 30 представительных образцов при трех скоростях нагрева (3, 10 и 30 °С/мин). Для определения дискретного распределения энергий активации (Ea, ккал/ моль) использовалось программное обеспечение Kinetics 2015 (GeoIsoChem Corporation, США) при фиксированном частотном факторе A = 1∙10¹⁴ с⁻¹.

Изотопный анализ углерода, серы и азота для образцов горных пород, их экстрактов (29 образцов) и газа выполнены на масс-спектрометре DELTA V Plus (Thermo, Германия), оснащенном Flash HT элементным анализатором (Thermo, Германия). Для всех экстрактов было проведено удаление элементарной серы путем нагрева с медной стружкой.

Групповой SARA-анализ полученных экстрактов был проведён с выделением четырёх фракций: насыщенных углеводородов, ароматических углеводородов, смол и асфальтенов. Асфальтены предварительно осаждали в избытке гексана. Оставшаяся мальтеновая фракция разделялась методом колоночной жидкостной адсорбционной хроматографии на силикагеле. Фракции различной полярности выделяли при последовательной смене состава растворителя: гексан, толуол, смесь толуол:метанол в соотношении 1:1. Полноту элюирования каждой фракции контролировали под УФ-лампой.

Результаты

Литолого-геохимические исследования разреза и выделение НМП

Доюрский комплекс в исследованных скважинах Прирахтовской площади представлен кварцевыми порфирами (скважина А, Б, В, отмечены на рис. 1), в скважине А над кварцевыми порфирами была изучена кора выветривания, представленная метаморфизованной серпентенитизированной, местами окварцованной и карбонатизированной породой, интенсивно трещиноватой в различных направлениях (рис. 2). Трещины встречаются как открытые, так и залеченные кварцевым и карбонатным материалом. В охарактеризованном керном разрезе доюрского комплекса значения ТОС крайне низкие и составляют менее 1 вес.%. Эти значения обусловлены следами остаточного нефтенасыщения, что фиксируется по относительно повышенным значениям S0+S1.

Разрез трех изученных скважин в интервалах тюменской свиты (J2b-J2bt) сильно различается как по мощности, так и по охарактеризованным керном отложениям, что свидетельствует о крайней степени неоднородности развития здесь осадочных фаций (рис. 2). Скважины А и Б представлены преимущественно песчаниками и алевролитами (пласты Ю2-4), часто углистыми с прослоями аргиллитов и углей. Скважина В представлена преимущественно аргиллитами углистыми с прослоями углей и редкими маломощными прослоями алевролитов и песчаников. По данным пиролитических исследований тонкодисперсные породы тюменской свиты, а именно углистые аргиллиты и угли обладают существенным генерационным потенциалом и могут быть нефтегазоматеринскими (рис. 3). По данным ГИС эти породы зачастую не выделяются за счет слабой дифференциации каротажных кривых в разрезе. Так, в скважине В представлено наибольшее количество углей и углистых аргиллитов различного качества суммарной мощностью около 11 м (16% от мощности всей тюменской свиты). В скважинах А и Б мощности НМП меньше, однако составляют 6 и 11% от мощности тюменской свиты. Кроме газового потенциала, углистые породы обладают значительным нефтяным потенциалом, на что указывают высокие значения водородного индекса HI в диапазоне от 250 до 367 мг УВ/г TOC (после экстракции, а до экстракции достигающие 600 мг УВ/г ТОС), а также высокая доля экстрагируемого вещества по пиролитическим исследованиям до и после экстракции (S0 + S1 + ∆S2 – нефтяная составляющая) – до 150 мг УВ/г породы.

Рис. 3. Характеристика генерационного потенциала пород исследованных скважин

Васюганская свита (J2k-J3o) в нижней части представлена преимущественно аргиллитами. По литологическим и пиролитическим характеристикам она достаточно однородна. Вся толща изученных отложений представлена аргиллитами с редкой примесью песчаного и алевритового материала. Среднее содержание ТОСех составляет 2%, средний HIex – 100 мг УВ/г ТОС, встречаются прослои, более обогащенные органическим веществом, HIex в них увеличивается до 214 мг УВ/г ТОС. Отложения потенциально газоматеринские, однако степень катагенетической преобразованности по ряду параметров низкая (в т.ч. Тmax = 431 °C), поэтому их существенный вклад в газоносность района сомнителен. Верхняя часть васюганской свиты представлена песчаниками, алевролитами с прослоями аргиллитов, углей и углистых аргиллитов, в кровле пласта – глинистый известняк. Пропластки угля и углистых аргиллитов в васюганской свите характеризуются ТОСex до 61 вес.% и HIex – до 280 мг УВ/г ТОС. В углях васюганской свиты доля экстрагируемого флюида доходит до 130 мг УВ/г породы.

Георгиевская свита (J3o-J3tt) в пределах области исследования маломощная, представлена аргиллитами. В ее кровле выделена переходная зона (около 3 м) к подошве баженовской свиты за счет хороших и отличных генерационных свойств с ТОСех, доходящим до 6 вес.%, а HIex – до 585 мг УВ/г ТОС. За пределами этой зоны георгиевская свита обладает пониженным содержанием органического вещества ТОСех < 2 вес.%, и низким генерационным потенциалом HIex < 100 мг УВ/г ТОС.

Выше по разрезу залегает баженовская свита (J3tt-K1b), представленная высокоуглеродистыми глинисто-кремнистыми породами с редкими прослоями известняков, а также включениями и линзами пирита. Керном охарактеризованы верхняя часть баженовской свиты из скважин A, C (суммарно 13 м), а также ее нижняя часть из скважины B (1 м). По пиролитическим данным после экстракции породы характеризуются отличным генерационным потенциалом со средним содержанием ТОСех = 10 вес.%, средними значениями водородного индекса HIex = 590 мг УВ/г ТОС, в отложениях отмечены нетипично низкие Tmax в диапазоне от 410 до 429 °C (среднее значение – 417 °C). Вверх по разрезу баженовская свита переходит в подачимовскую пачку (керном охарактеризован 1 м аргиллитов), ее параметры приведены в табл. 1.

Широкие вариации пиролитических параметров для баженовской свиты позволяют условно разбить изученные образцы на две группы: первая характеризуется высокими значениями TOC (более 10%), высокими HI, низкими Tmax; вторая – относительно низкими ТОС (менее 10%), HI и еще более низкими Тmax. Такое выделение подтверждается и групповым составом экстрагируемого флюида, количество которого во всех образцах составляет не менее 8% от общего генерационного потенциала породы до экстракции (рис. 4а). Например, можно увидеть, что при снижении KGOC в образцах резко увеличивается доля экстрагируемого флюида, а также меняется его групповой состав – увеличивается доля легких УВ, а доля смол и асфальтенов в общем количестве экстрагируемого флюида снижается (рис. 4б).

Рис. 4. Зависимость количества экстрагируемого флюида от общего генерационного потенциала (до экстракции) от KGOC и его связь с групповым составом экстрагируемых из этого образца углеводородов на примере скважины В

Табл. 1. Усредненные геохимические параметры потенциальных НМП в изученных скважинах. Примечание: в числителе – минимальное и максимальное значения, в знаменателе – среднее значение параметра.

Выделенные в изученном разрезе НМП в составе тюменской, васюганской и баженовской свит были исследованы с помощью сканирующей электронной микроскопии (СЭМ) для характеризации их микроструктуры и точечного элементного анализа ОВ (EDX), результаты валового элементного состава породы по методу РФлА также приведены на рис. 5 на примере скважины В.

НМП тюменской и васюганской свит представлены непосредственно углями с редкими включениями глинистых разностей (рис. 5б,в), встречаются единичные скопления пирита в виде фрамбоидов, также представлены глинистые разности с включениями углистого материала. В углях пласта Ю2-3 тюменской свиты отмечены поры в углистом веществе, поры неравномерно распространены по образцу (рис. 5б). По результатам EDX, ОВ содержит существенное количество азота (до 4 масс.%), а также серы (до 1,5 масс.%), что резко отличает их от углей пласта Ю1 и Ю4 (рис. 5в). Угли пласта Ю1 и Ю4 в большей степени трещиноватые, с меньшим количеством пор, практически без серы и азота в элементном составе ОВ.

Рис. 5. Пример разреза скважины (скв. В) с выделением нефтематеринских интервалов с результатами съемки СЭМ и элементного анализа керогена баженовской свиты (а); тюменской свиты (Ю2-3) (б); и тюменской свиты (Ю4) (в). Условные обозначения приведены на рис. 2.

Отложения баженовской свиты представлены глинисто-кремнистыми породами обогащенными ОВ, в отдельных случаях отмечается карбонатизиция. Породы характеризуются послойным распределением ОВ с частыми включениями фрамбоидального пирита. Содержание общей серы в породах по данным 80 измерений РФлА составляет от 2 до 11 масс.% породы.

Исследования с помощью СЭМ показывают значительную неоднородность ОВ, как и по микроструктуре (в том числе пористости), так и по элементному составу. Элементный состав был изучен на нескольких десятках образцов баженовской свиты микрозондом (EDX) точечно (не менее 10 точек на образец). Результаты показали, что в керогене выделяются участки с повышенным содержанием гетероатомных элементов, таких как сера и азот (рис. 5a). По данным 64 отфильтрованных точечных замеров EDX (где были результаты только по C, O, N, S) содержание органической серы варьирует от 1,5 до 12% от массы ОВ. Согласно литературным данным, результаты EDX сопоставимы с классическими методами элементного анализа углерода, водорода, азота и серы в образцах, такими как CHNS-анализ (Zuber et al., 2021), однако следует учитывать, что микрозонд не идентифицирует водород в силу физических ограничений. Характер полученных данных по элементному составу распределения имеет вид, похожий на бимодальное распределение, наиболее часто встречающиеся значения находятся в диапазоне 1,5–3 масс.% и 6–7 масс.% ОВ в различных по глубине образцах. Распределение пористости в керогене баженовской свиты также неоднородно: от абсолютно непористых участков до ОВ со связанной пористостью, что указывает на неодинаковую степень термической преобразованности ОВ (Karamov et al., 2023).

Углепетрографические исследования керна

Изученные образцы углей и углистых аргиллитов относятся к пластам Ю1 васюганской свиты, а также Ю2-3 и Ю4 тюменской свиты (рис. 6д-6к). Угли и углистые аргиллиты пласта Ю1 в трех изученных скважинах характеризуются неоднородным мацеральным составом (табл. 2). Помимо групп инертинита и витринита, слагающего большую часть ОВ, в образцах отмечено высокое содержание мацералов группы липтинита, представленных в большей степени резинитом, споринитом – остатки смолы, спор и пыльцы, в меньшей степени – кутинитом и суберинитом (остатками кутикулы и пробковыми тканями коры).

Рис. 6. Микрофотографии пород, иллюстрирующие мацеральный состав НМП баженовской, васюганской и тюменской свит. В иммерсионном масле, увеличение 50x для всех микрофотографий. Образцы в отраженном белом свете (а, в, д, ж, и), образцы в ультрафиолетовом свете (б, г, е, з, к). Alg, альгинит; Bit, битуминит; B, битум (условный углепетрографический термин); Sp, споринит; Res, резинит; Cut, кутинит, Vt, витринит; F, фюзинит; sF, семифюзинит; Py, пирит.

Табл. 2. Мацеральный состав изученных НМП. Примечание: в числителе – минимальное и максимальное значения, в знаменателе – среднее значение параметра. * – расшифровка на рис. 6.

Мацеральный состав, в целом, свидетельствует о формировании отложении в прибрежно-морских (нижняя дельтовая равнина) и континентальных условиях (верхняя дельтовая равнина и условия влажных лесных болот).

Образцы из пластов Ю2-3 и Ю4 тюменской свиты также характеризуются более разнообразным мацеральным составом ОВ (табл. 2), а также более высоким содержанием мацералов группы липтинита в среднем до 28 об.%, представленные преимущественно кутинитом, споринитом и резинитом (рис. 6ж-6к). Мацералы в различной степени флюоресцируют, что говорит о процессах генерации УВ. Угли и углистые породы формировались в прибрежно-морских и континентальных условиях (для пластов Ю4 характерны в большей степени заболоченные участки верхней дельтовой равнины, что обнаруживается по увеличению содержания мацералов группы инертинита). Режим осадконакопления – застойный с высоким уровнем воды в бассейне торфонакопления, который иногда понижался.

Углепетрографические исследования баженовской свиты (рис. 6а-6г) показали, что основными органическими мацералами являются битуминит (средн. – 48 об.%), альгинит (средн. – 40 об.%), а также зоокласты – онихиты (средн. – 12 об.%). Альгинит в отраженном свете представлен небольшими отдельными линзами коричневого цвета (телальгинитом), в ультрафиолетовом свете имеет яркое свечение зеленовато-желтого цвета (рис. 6з). Битуминит в отраженном свете встречается серого и коричневого цветов. Во всех образцах баженовской свиты обнаружен новообразованный битум, который представлен темно-коричневыми пленками, окружающими битуминит, а также находящимся внутри него. Эти пленки в ультрафиолетовом свете имеют свечение желтоватого цвета (рис. 6к), что свидетельствует о генерации УВ. Зоокласты в породах представлены преимущественно онихитами – крючками ископаемых головоногих моллюсков, которые имеют серый цвет в отраженном свете.

Измерения показателя отражения витринита (RV), необходимые для оценки степени термической эволюции бассейна, показали достаточно большой разброс значений за счет повсеместного присутствия липтинита в образцах. По результатам определений, отражательная способность витринита RV варьирует в диапазоне 0.50–0.60% (рис. 7), что соответствует началу нефтяного окна. Однако, высокие содержания липтинита и растворимого ОВ могут занижать реальные значения RV витринита (Carr, 2000; Wilkins, George, 2002; Chen et al., 2012; Wang et al., 2022). В исследованных образцах баженовской свиты отсутствуют признаки остатков высшей растительности, по которым можно провести замеры отражательной способности витринита. Поэтому оценка зрелости баженовской свиты производилась путем пересчета показателя отражения битуминита (RB,%) в показатель отражения эквивалента витринита (Марунова и др., 2023). Результаты приведены на рис. 7.

Рис. 7. Результаты измерений отражательной способности витринита RV для трех изученных скважин, для баженовской свиты эквивалент показателя отражательной способности витринита (Rveqv,%) был пересчитан из отражательной способности битуминита (RB,%)

Кинетические исследования термического разложения органического вещества

Для характеристики процессов преобразования ОВ были выполнены однокомпонентные кинетические исследования термического разложения керогена для образцов баженовской, васюганской и тюменской свит (рис. 8). Образцы подвергались экстракции хлороформом (баженовская свита) и смесью хлороформа и спирто-толуола (угли и углистые аргиллиты) для удаления большей части растворимого органического вещества.

Угли и углистые аргиллиты васюганской и тюменской свит имеют более широкий кинетический спектр за счет разнообразного мацерального состава углей, спектры имеют несимметричную форму с максимумом Ea, приходящемся на 53–54 ккал/моль (рис. 8в, г).

Рис. 8. Однокомпонентные кинетические спектры термической деструкции керогена баженовской (а, б) и васюганской и тюменской свит (в, г). Частотный фактор зафиксирован на А = 1∙10¹⁴ с⁻¹

Полученные кинетические спектры баженовской свиты с фиксированным частотным фактором А=1∙10¹⁴ с⁻¹ характеризуются несимметричным спектром энергий активации (Ea) с максимумом на 52 ккал/моль (рис. 8а,б). Важно отметить, что образцы баженовской свиты имеют максимум Ea на 1–2 ккал/моль меньше, чем образцы из центральной части Западной Сибири (Leushina et al., 2021b, Спасенных и др., 2024).

Дополнительно к кинетическим исследованиям для 10 образцов баженовской свиты были проведены эксперименты по искусственному созреванию керогена. Данные эксперименты (Karamov et al., 2023) позволяют уточнить и сравнить тренды зрелости и созревания по HI-Tmax и оценить исходный генетический потенциал незрелого ОВ, однако кривые следует использовать с осторожностью при переходе к геологическим условиям в осадочном бассейне (Philp; Mansuy, 1997; Romero-Sarmiento et al., 2016). Отобранные образцы подвергались нагреву в пиролитической ячейке пиролизатора HAWK в токе гелия от 350 до 460 °C с шагом в 10 °C и временем прогрева на каждом этапе 30 минут. После каждого нагрева были проведены определения пиролитических параметров и однокомпонентные кинетические исследования «состаренного» до определенной степени образца.

По результатам экспериментов, тренды термического преобразования органического вещества исследованных образцов разделились на две группы, группа №1 включает 3 образца, группа № 2 включает 7 образцов. На рис. 9а в координатах HI-Tmax представлены тренды реализации генерационного потенциала для двух групп образцов, а также для одного из типичных образцов баженовской свиты центральной части Западной Сибири, исследованных ранее. Линия тренда для группы образцов №1 проходит ниже линии для образцов группы №2, демонстрируя значительное уменьшение HI при меньших температурах эксперимента и меньших значениях Tmax. Для образца группы №1 водородный индекс HI уменьшается до значений меньше 100 мг УВ/г ТОС на этапе нагрева 400–410 °С, при этом значение Тmax достигает 431 °С. Для образца группы №2 значение HI меньше 100 мг УВ/г ТОС достигается на этапе нагрева 420–430 °С, при этом значение Тmax достигает 450 °С.

Рис. 9. Результаты экспериментов по искусственному созреванию образцов баженовской свиты (а) и кинетические спектры деструкции керогена в породе для данных образцов (б)

Таким образом, по результатам данных экспериментов нефтяное окно (TR = 10–90%) для группы образцов №1 находится в диапазоне Тmax от < 417 °C до 432 °C. Для группы образцов №2 – в пределах Тmах = < 416–450 °C. Полученный для группы №2 диапазон Tmax превышает таковой для группы №1, однако остаётся ниже, чем у аналогов из центральной части Западной Сибири (Топчий и др., 2019; Spasennykh et al., 2021). Он также ниже, чем диапазон Tmax у образцов из наших более ранних исследований (от 425–435 °C до 465–470 °C), который хорошо соотносится с природной эволюцией керогена II, установленной на основе статистических данных. При этом преобразование керогена для данных групп образцов происходит при значительно меньших температурах, чем для керогена типа II баженовской свиты центральной части Западной Сибири (рис. 11) как по результатам экспериментов по искусственному созреванию, так и согласно широкой базе данных пиролитических исследований образцов различной зрелости (Maglevannaia et al., 2019; Spasennykh et al., 2021).

Выявленные закономерности указывают на значимые отличия в составе органического вещества на исследуемом объекте относительно пород баженовской свиты Широтного Приобья, а также указывают на то, что нефтегазогенерация на южной периферии Западной Сибири происходила при меньших температурах, чем в центральной части бассейна.

Исследования валового изотопного состава органического вещества пород, экстрактов пород и газа

Проведен анализ устьевой пробы газа, отобранной на Тевризском газоконденсатном месторождении, находящемся в изучаемом районе. Отбор свежих проб нефти Прирахтовского и Тайтымского нефтяных месторождений не доступен в связи с их консервацией.

По фракционному составу, газ Тевризского месторождения состоит из метана CH₄ = 98%, этана C₂H₆ = 1,5%, пропана C₃H₈ = 0,5%.

Для определения генезиса флюидов и корреляции нефтегазоматеринская порода – экстракт – флюид были проведены изотопные исследования ОВ нефтегазоматеринских пород, экстрактов данных пород, экстрактов коллекторских интервалов Ю1, Ю2-3, Ю4, а также газа из Тевризского газоконденсатного месторождения (табл. 3).

Табл. 3. Изотопные исследования пород, их экстрактов, пробы газа. Примечание: в числителе – минимальное и максимальное значения, в знаменателе – среднее значение параметра, в скобках – стандартное отклонение (СКО).

Значение δ¹³C метана Тевризского месторождения составило –38.4‰, что показывает его термогенную природу и связь с террагенным ОВ (Whiticar, 1999). Ранее в работе (Гончаров и др., 2016а) было получено значение δ¹³C метана на данном месторождении около –64‰ и предложена альтернативная точка зрения о микробиальном или смешанном происхождении газа. Измеренный δ¹³C конденсата составляет –35,0‰, что согласуется с ранее опубликованными результатами (Гончаров и др., 2016а).

Значения δ¹³C ОВ пород баженовской свиты лежат в пределах от –30,4 до –31,8‰, экстрактов пород от –31,3 до –31,9‰, что подтверждает морской генезис ОВ и сингенетичность отобранных экстрактов (Конторович и др., 1985). Полученные вариации изотопного состава углерода типичны для баженовской свиты в других районах бассейна. Для пород значения δ¹³C обычно варьируют в диапазоне от –29 до –33‰, при наиболее часто встречающихся значениях около –31‰ (Kontorovich et al., 1997, 2019; Bulatov et al., 2021; Yurchenko et al., 2021). Для экстрактов баженовской свиты и нефтей баженовского генезиса характерен несколько более широкий диапазон от –29 до –34‰ (Конторович и др., 1986; Peters et al., 1994; Гончаров и др., 2016b). Наиболее распространёнными значениями являются –30,5…–31,5‰. Изотопный состав серы и азота пород баженовской свиты в целом также схож с результатами измерений пород в других районах Западной Сибири (Вышемирский, 1993; Bulatov et al., 2021; Leushina et al., 2021a). Полученные значения δ³⁴S обессеренных экстрактов составляют от –8,4 до –1,2‰. Среднее содержание серы в экстрактах пород баженовской свиты (S = 1,36 масс.%) аналогично содержанию серы в нефти Прирахтовского месторождения (S = 1,2 масс.%).

Значения δ¹³C углей и углистых аргиллитов васюганской и тюменской свит варьируют от –22,5 до –24,1‰, экстрактов от –25,1 до –26,8‰, что согласуется с результатами предыдущих исследований (Конторович и др., 1986 и литература внутри). Более высокие по сравнению с баженовской свитой значения δ¹³С ОВ пород указывают на континентальный или прибрежно-морской генезис углистого ОВ (Конторович и др., 1986). Различия в изотопном составе углерода экстрактов позволяют четко идентифицировать флюиды баженовской свиты и пород васюганской и тюменской свит. Одна из проб экстракта, отобранная из маломощного песчаника-коллектора пласта Ю3, показала промежуточное значение δ¹³С = –29,3‰, что указывает на возможность смешения флюидов, сформированных баженовской свитой и юрскими углистыми породами.

Обсуждение результатов

Васюганская и тюменская свиты как источник жидких углеводородов

Проведенные комплексные литолого-геохимические исследования НМП показали, что продуктивность отложений тюменской и васюганской свит отчасти связана с углистым веществом пород. При этом террагенное вещество юрских отложений вносит вклад в нефтегазоносность других районов Западной Сибири, что показано в различных работах, и объединено под общим названием – тогурский тип нефтей (Конторович; Стасова, 1977; Гончаров и др., 2003; Обласов, 2010; Калачева и др., 2023).

Углистое вещество в среднем в васюганской и тюменской свитах содержит более 20% липтинита, что обеспечивает повышенные нефтегенерационные характеристики отложений (Tissot, Welte, 1978; Hunt, 1991). Значения водородного индекса пород после экстракции (HIex > 300 мг УВ/г ТОС) подтверждают способность данных отложений к генерации жидких УВ (Scott, 1992; Norgate et al., 1997). При этом породы, содержащие углистое вещество со значениями HIex в диапазоне от 150 до 300 мг УВ/г ТОС также относятся к нефтегазоматеринским, со способностью к генерации газа и газового конденсата (Pepper, 1991; Pepper, Corvi, 1995).

Еще одним немаловажным фактором является количество сингенетичного экстрагируемого битумоида, который для всех образцов тюменской и васюганской свит составляет более 30 мг УВ/г ТОС. Это свидетельствует не только о нефтегенерационном потенциале пород, но и о достижении ими критического порога для начала миграции (Snowdon, Powell, 1982; Snowdon, 1991). С другой стороны, по параметру OSI (S1/TOC) образцы угля и углистых аргиллитов характеризуются значениями > 10 мг УВ/г TOC, что указывает на генерацию ими жидких УВ, но породы еще не достигли критического порога для начала миграции УВ из них (Killops et al., 1998). Данное заключение также согласуется с выводами о генерации и миграции УВ из углей и углистых аргиллитов, предложенными в Petersen, 2005.

В образцах углей пласта Ю2-3 по данным СЭМ выделено существенное количество пор в ОВ. В образцах пласта Ю1 и Ю4 количество пор в ОВ меньше. Наличие пористости ОВ, согласно ряду исследований, может быть связано с генерацией УВ из них, по результатам последних из них – увеличение пористости происходит при увеличении степени зрелости ОВ (Zhang et al., 2023; Yuan et al., 2024). Ряд работ также показывает возможность ранней генерации УВ из различных углистых мацералов из группы липтинита (при RV от 0,35–0,4%), все из которых в различных соотношениях представлены в изученных образцах (Khorasani, Michelsen, 1991; Wang, 1993; Hasiah, 1997; Li et al., 2022).

Баженовская свита как источник жидких углеводородов

Значения Tmax для исследованных образцов баженовской свиты южной периферии Западной Сибири находятся в диапазоне от 410 до 429 °C (рис. 11). В классической интерпретации данного параметра (Espitalie et al., 1977; Teichmüller; Durand., 1983; Espitalié, 1986; Peters, 1986) образцы являются незрелыми. При этом широкие вариации в геохимических параметрах ОВ (содержания TOC и, в большей степени, HI, а в меньшей – OI) в таком случае являются отражением резко изменяющихся по разрезу палеофациальных обстановок, иногда в пределах 1–2 см, которые влияют на качество керогена (смена восстановительных и окислительных обстановок).

Однако, рассматривая в комплексе ряд геохимических и литологических параметров можно отметить, что вариации в геохимических параметрах ОВ являются отражением различной степени преобразованности керогена в отдельных интервалах баженовской свиты.Эта неоднородность связана с различным соотношением содержания разных типов керогена, накапливающихся в сложных фациальных обстановках. Далее будет приведен комплекс параметров, на который мы опираемся.

Коэффициент KGOC для изученного разреза баженовской свиты, отражающий степень преобразованности керогена как долю пиролизуемого углерода в ТОС, варьирует в пределах от 29 до 68% (табл. 1). Начальные значения KGOC баженовской свиты составляют 62–65% (Spasennykh et al., 2021) и уменьшаются до нескольких процентов для образцов с максимальной катагенетической зрелостью ОВ.

В породах баженовской свиты отмечена высокая относительная доля экстрагируемого вещества (S0 + S1 + ΔS2) до 50% от исходного генерационного потенциала S2 (рис. 4). Большая часть экстрагируемого флюида приходится на ΔS2, которая представлена высокомолекулярными смолисто-асфальтеновыми компонентами. Наиболее высокая суммарная доля экстрагируемого вещества зафиксирована в интервалах с пониженными KGOC.

По результатам измерений элементного состава пород по данным РФлА и данным пиролиза обнаружены статистически значимые корреляции (по t-критерию Стьюдента для линейных зависимостей) между общей массой серы и водородным индексом породы HI и Тmax (рис. 10а,б). Увеличение общей серы (без разделения на пиритную и органическую) и уменьшение Tmax (рис. 10а) в интервалах с более низкими значениями HI противоречит интерпретации более окислительных обстановок в интервалах с низкими значениями HI, так как повышенное содержание серы указывает на восстановительные обстановки осадконакопления. Отмеченная отрицательная корреляция между Tmax и содержанием общей серы в породе говорит об увеличении количества органической серы в керогене при увеличении общей. Нетипично низкие Tmax при пиролизе ОВ свидетельствует о наличии органической серы в керогене (Espitalié, 1986; Yang; Horsfield, 2020).

Рис. 10. Соотношение водородного индекса HI, Tmax и общей серы Stot в породах баженовской свиты

Вариации в степени преобразованности отдельных интервалов подтверждаются и результатами пиролитических исследований соответствующих интервалов баженовской свиты (см. ромбы и треугольники на рис. 11). Так, в скважине A, находящейся на палеоподнятии, разрез баженовской свиты по комплексу пиролитических параметров в целом менее зрелый, чем разрез баженовской свиты скважины В, находящейся на склоне структуры. Средний Tmax в соответствующих интервалах в скважине А составляет 416 °C, HIex средний = 622 мг УВ/г ТОС, в скважине В – 420 °C, HIex средний = 534 мг УВ/г ТОС.

Эксперименты по искусственному созреванию образцов (рис. 9) также иллюстрируют, что в лабораторных экспериментах созревание образцов в открытой системе проходит раньше, чем для образцов центральной части Западной Сибири. Различия, по нашему мнению, могут быть связаны с составом ОВ, прежде всего, с повышенным содержанием органической серы. При этом, диапазон изменения Тmax в исследованном разрезе составляет 410–429 °C (рис. 11), что существенно ниже, чем значения 425–455 °C, определенные для пород баженовской свиты центральной части бассейна (Костырева, Сотнич, 2017; Топчий и др., 2019; Spasennykh et al., 2021). Изменение пиролитических параметров на диаграмме HI-Tmax для проб после нагрева в открытой системе происходит аналогично образцам из формации Монтерей (похожи на группу образцов №1) и глинам формации Гареб (похожи на группу образцов №2), где ОВ представлено керогеном IIS типа (Jarvie, Lundell, 2001; Rosenberg, Reznik, 2021).

Таким образом, мы считаем, что существенные вариации по пиролитическим характеристикам изученного разреза могут быть связаны с более высокой степенью преобразования ОВ в отдельных интервалах, в которых содержание серы повышено.

При этом в Jarvie, Lundell, 2001 отмечено, что более быстрой генерации УВ в породах с S/C > 0,04 (кероген IIS типа), способствует также повышенное содержание кислорода и азота в ОВ пород, что требует дополнительного изучения для образцов данного исследования.

На основании изложенного мы предполагаем, что изученный разрез баженовской свиты представлен керогеном смешанного II/IIS типа. Предположение о существовании керогена IIS было также предложено и в других районах Западной Сибири (Оксенойд и др., 2017). Распределение прослоев с предполагаемым смешанным II/IIS типом керогена по разрезу скважин неравномерно и составляет около 11–12% от общей мощности изученных 14 м баженовской свиты по двум скважинам в верхней части баженовской свиты.

Формирование керогена с повышенным содержанием органической серы может быть связано с недостатком железа на этапе осадконакопления, благодаря чему после образования пирита, избыток атомов серы инкорпорировался в структуру керогена на этапе диагенеза (Orr, 1986). В выделенном разрезе высокая концентрация таких смешанных прослоев c II/IIS типом керогена приурочена к интервалам с высоким содержанием общей серы по данным РФлА, а также на некотором удалении (до 50 см по вертикали) от этого интервала как выше, так и ниже по разрезу. В таких интервалах присутствуют все формы серы, включая элементарную, а также серу, содержащуюся в органических соединениях и пирите. Подобное строение строение с различными типами керогена характерно для сложных полифациальных условий осадконакопления. Однако вопрос о начальных пиролитических параметрах выделенного разреза (HI₀, TOC₀, и др.), особенно в интервалах с низкими текущими значениями HIex, остается дискуссионным и не может быть решен без изучения множества скважин с похожими вскрытыми разрезами баженовской свиты.

Более раннюю генерацию УВ керогеном изученного разреза по сравнению с керогеном типа II в центральной части бассейна можно проиллюстрировать с помощью расчета степени преобразования (TR) при одинаковых геологических условиях, используя спектры энергий активации керогена с близкими пиролитическими свойствами. Для расчетов мы выбрали кинетический спектр керогена IIS, показанный на рис. 8а и кинетический спектр керогена типа II баженовской свиты низкой зрелости (приведен на рис. 9). Расчеты проведены в предположении роста температуры в течение 100 млн лет от 0 до 200 °C, со скоростью нагрева 2 °C/млн лет. Результаты показаны на рис. 12. Как указано выше, пониженная температура генерации для керогена изученного разреза может быть связана с повышенным содержанием серы в его молекулярной структуре.

Как можно видеть, при заданных условиях расчета разница положения центра нефтяного окна для данных образцов составляет порядка 10 °C. При оценке перспектив нефтегазоносности и без учета геохимических особенностей района, недооценка зрелости НМП может достигать TR = 27% на температуру начала нефтяного окна в сравнении с типичным керогеном II типа центральной части Западной Сибири.

Рис. 11. Модифицированная диаграмма Ван-Кревелена для исследованного разреза южной периферийной части баженовской свиты (ромбы, квадраты, треугольники) в сравнении с данными для образцов баженовской свиты центра Западной Сибири (круглые маркеры) (Spasennykh et al., 2021). Цвета приведены в соответствии со шкалой KGOC для баженовской свиты (справа).

Рис. 12. Моделирование температур главной зоны нефтегазогенерации для образцов баженовской свиты изученного разреза южной периферийной части (зеленая линия) и центральной части (розовая линия) Западно-Сибирского НГБ, параметры пересчета приведены в тексте. Начальные пиролитические параметры образца №2 – TOCex = 14,7 вес.%, HIex = 675 мг УВ/г ТОС, Tmax = 416 °C, KGOC = 58 %; образца центральной части Западной Сибири – TOCex = 12,7 вес.%, HIex = 635 мг УВ/г ТОС, Tmax = 435 °C, KGOC = 54%.

Анализ состава углеводородов месторождений на южной периферии Западной Сибири

В районе исследований в пределах открытых месторождений и по результатам испытаний выделено 2 группы различных по составу нефтей, а также газ и газовый конденсат.

Первая группа нефтей характеризуется повышенными значениями плотности и вязкости, высоким содержанием серы и смолистых соединений, а также смешанным групповым составом (ароматико-нафтено-метанового типа). Вторая группа – метановые нефти (насыщенная фракция > 85 вес.%) – также вязкие и плотные, однако практически бессернистые (S < 0,3%), с высоким содержанием высокомолекулярных парафинов (> 15 вес.%). Третий тип флюида на территории исследования – газ и газовый конденсат.

Для первой группы нефтей предполагаемым источником является баженовская свита, в составе которой на территории исследования выделен кероген смешанного II/IIS типа. Из-за повышенного содержания серы и других гетероатомных элементов в нем наблюдается не только более раннее вступление в нефтяное окно, но более высокая плотность, вязкость и сернистость генерируемого УВ флюида (Orr, 1986; Lewan et al., 2006; French et al., 2020). Похожие нефти были получены из пласта Ю2 тюменской свиты Прирахтовского месторождения (средняя сернистость нефти S_ср = 1,2%), пласта Ю1 васюганской свиты Тайтымской (S_ср = 1,1%) и Наталинской площадей (S_ср = 0,9%), а также Ю0 баженовской свиты Баклянского месторождения (S_ср = 4,4%).

Для второй группы нефтей предполагаемым источником УВ в районе исследований является террагенное ОВ. Нефти из континентального ОВ малосернистые, с высоким содержанием высокомолекулярных парафинов и имеют в своем составе преимущественно насыщенную фракцию (Hedberg, 1968; Hunt, 1991). Похожие нефти были получены при испытаниях пласта Ю4 тюменской свиты Тайтымского месторождения (парафины – 27,9%), пластов Ю2 тюменской свиты и М коры выветривания Ягыл-Яхского месторождения (парафины – 15,9%), пласта Ю1 васюганской свиты Баклянского месторождения (парафины – 18%). В работе Peters et al., 1994 нефти Тайтымского и Ягыл-Яхского месторождений отмеченных пластов также были отнесены к нефтям, cгенерированным континентальным ОВ. Однако их изотопный состав углерода (δ¹³C –34,55‰ и –33,3‰, соответственно, а по данным Вышемирского (1993) для пласта Ю4 Тайтымского месторождения – –34,8‰) является более лёгким, чем ожидается для подобных источников. В изученном керне не было обнаружено нефтематеринских пород с сопоставимо легким изотопным составом. Однако облегченные 12C углеродом породы были описаны в Томской области в скважине Пономаревская-2, где породы тогурской свиты на глубинах около 3050 м местами имели схожий изотопный состав углерода δ¹³C –33,1…–33,7‰ в одном интервале и –32,4‰ в другом, и в скважине и Колпашевская-10, где δ¹³C пород – до –33,8‰ (Конторович и др., 1995; Костырева и др., 2014). Кроме того, значения δ13C для экстрактов тогурской свиты в скважинах Арчинской и Кулгинской площадей составляют – (–35,2)…(–36,5)‰ (Гончаров и др., 2016c).

Ранее считалось, что источником газа на территории исследования является баженовская свита (Конторович, Моисеев, 2000; Елишева, 2008). Однако анализ изотопного состава углерода метана δ¹³С (–38,4‰), полученного из добывающей скважины Тевризского газоконденсатного месторождения в рамках текущего исследования, указывает на то, что он значительно тяжелее газа баженовского генезиса, для которого характерны значения δ¹³С = (–45)–(–55)‰ (Гончаров и др., 2023), и не соответствует микробиальному газу, как было предложено ранее (Гончаров и др., 2016а). Полученные результаты позволяют утверждать, что источником газа в данном районе является террагенное ОВ юрских НМП, при этом основное внимание следует уделять их способности к генерации жидких углеводородов.

Оценка объемов генерации углеводородов выделенными нефтегазоматеринскими породами

Для приблизительной оценки объемов генерации НМП баженовской свиты, связанными с керогеном смешанного II/IIS типа, а также углистыми породами васюганской и тюменской свит, был использован объемный метод (Magoon, Dow, 1994):

Vген = S∙h∙ρ∙TOC∙(HI₀ – HI),

где S – закартированная площадь очага ранней генерации, м²; h – мощность баженовской свиты, м; ρ – плотность пород баженовской свиты, кг/м³; ТОС – среднее содержание органического углерода в породе, д. ед.; HI₀ – исходное значение водородного индекса, г УВ/кг ТОС; HI – среднее текущее значение водородного индекса по керну скважин, г УВ/кг ТОС.

Для баженовской свиты территория распространения ОВ, содержащего кероген смешанного II/IIS типа, была выделена на основе результатов ГИС по всем пробуренным на территории исследования скважинам, поскольку керн и исследования НМП имеются только по трем описанным выше скважинам (рис. 13в). Охарактеризованные в данном исследовании скважины, как и ряд других скважин Прирахтовского и Тевризского месторождения, а также скважины Прирахтовская 2, Январская 1 в пределах области исследования обладают схожими показаниями каротажа: показаниями гамма-каротажа (ГК) в диапазоне 20–35 мкр/час без сильных вариаций, низкими сопротивлениями до 20–25 Ом∙м, стабильными показаниями нейтронного каротажа (НГК) (рис. 13а). Скважины, располагающиеся вне очага, локализованного вокруг Прирахтовского и Тевризского месторождений, имеют более дифференцированную кривую ГК с максимумом около 100 мкр/час в середине пласта, сопротивления до 50–70 Ом∙м, а также более дифференцированную кривую НГК (рис. 13б).

Рис. 13. Типичная каротажная характеристика для образцов баженовской свиты внутри выделенного очага генерации (а), за его пределами (б) и карта, иллюстрирующая минимальную площадь выделенного очага нефтегенерации на основе комплекса геолого-геофизических данных (в)

Для консервативной оценки объемов генерации контур очага проведен по крайним скважинам с каротажной характеристикой баженовской свиты, близкой к трем скважинам, изученным в настоящей работе. Площадь закартированного очага ранней генерации составила ~1373 км². Эта площадь была использована и для оценки объемов генерации породами васюганской и тюменской свит в качестве границы расчетной области (рис. 13в).

Расчетные параметры (h, ТОС₀, HI₀) и объемы сгенерированных УВ представлены в табл. 4. Текущие средние значения по НМП приведены в табл. 1, начальные значения ТОС₀, HI₀ были рассчитаны по методике (Jarvie, 2012, 2014), исходя из типов керогена в выделенных нефтегазоматеринских породах.

Табл. 4. Начальные параметры потенциальных нефтегазоматеринских пород и оценка объемов генерации углеводородов

Средняя мощность баженовской свиты была оценена по геофизическим данным. Внутри закартированного очага, баженовская свита выдержана по мощности на территории исследования и составляет в среднем 30 м. Васюганские угли также выдержаны в пределах выделенной площади, хорошо выделяются по данным каротажа и имеют среднюю мощность ~1,5 м. Тюменские углистые аргиллиты и угли сильно изменчивы по мощности, как и сама тюменская свита в пределах выделенного очага нефтегенерации, однако по данным описания извлеченного керна из старых скважин Прирахтовского и Тевризского месторождений в районе исследования угли и углистые аргиллиты встречаются повсеместно. В разрезе скважины В суммарная мощность углистых аргиллитов и углей различного качества достигает около 16% от общей мощности разреза тюменской свиты, в скважинах A, Б их мощность составляет 6–11% от общей мощности разреза тюменской свиты, из них ~1,5% с экстремально высокими для углей генерационными характеристиками из-за высокого содержания липтинита. Скважины внутри очага генерации характеризуются современными пластовыми температурами напротив баженовской свиты от 80 до 91 °C, что не противоречит текущим кинетическим спектрам, где начало генерации различных образцов составляет ~95 °C. Более корректно оценить объемы генерации, оценить палеотемпературы НМП, а также время начала и продолжительность работы выделенного очага генерации можно будет с помощью бассейнового моделирования, запланированного в следующей работе.

Заключение

(1) С целью уточнения перспектив нефтегазоносности южной периферии Западной Сибири проведен комплекс литолого-геохимических исследований органического вещества пород юрско-мелового осадочного разреза, направленный на оценку генерационного потенциала нефтегазоматеринских пород. На изученной территории в районе Прирахтовского нефтяного месторождения (Омская область) выделены 2 группы нефтематеринских пород, обеспечивающих генерацию углеводородов – высокоуглеродистые глинисто-кремнистые породы баженовской свиты, а также угли и углистые аргиллиты васюганской и тюменской свит.

(2) Органическое вещество баженовской свиты изученного района по комплексу параметров существенно отличается от ОВ баженовской свиты центральной части Западной Сибири. Прежде всего отмечено, что уменьшение генерационного потенциала в 1,5–2 раза достигается при меньших значениях пиролитичекого параметра Tmax (415–425 °C) по сравнению с породами в центре Западной Сибири (435–445 °C), предположительно за счет смешанного состава керогена II/IIS типа. Данное предположение подтверждается следующими данными:

• энергии активации термической деструкции керогена исследованного района имеют меньшие на 1–2 ккал/моль значения по сравнению с керогеном II типа в центральной части Западной Сибири;
• линии трендов зрелости по данным экспериментов искусственного созревания керогена на диаграмме Ван-Кревелена смещены в область меньших Tmax по сравннию с породами центральной части;
• расчеты генерации УВ выполненные по кинетическим данным для изученных образцов демонстрируют смещение нефтяного окна на 10 градусов по сравнению с породами центральной части Западной Сибири.

(3) Угли и углистые аргиллиты васюганской и тюменской свит характеризуются аномально высоким содержанием липтинитовой составляющей (до 88 об.%). Присутствие липтинита обеспечивает повышенный генерационный потенциал пород и генерацию углеводородов при температурах, соответствующих стадии катагенеза МК1. Также показано, что углеводороды, образованные из углистого вещества, существенно отличаются от углеводородов баженовской свиты по изотопному составу.

(4) Полученные результаты свидетельствуют о выделении на южной периферии Западной Сибири очага ранней нефтегенерации, связанного с глинисто-кремнистыми аргиллитами баженовской свиты, а также углями и углистыми аргиллитами васюганской и тюменской свит. Минимальная площадь очага ранней генерации по имеющимся в распоряжении авторов геолого-геофизических данных составляет не менее 1300 км².

(5) Приблизительная оценка объемов сгенерированных углеводородов на территории выделенного очага ранней генерации (ограниченной имеющимися скважинными данными) составляет всего Vген = 2,01±0,92 млрд тонн УВ (плотность генерации НМП составляет ~ 1,5 млн тонн УВ/км²), в том числе:

• баженовской свитой Vген = 1,31±0,56 млрд тонн УВ,
• васюганской свитой Vген = 0,15±0,06 млрд тонн УВ,
• тюменской свитой Vген = 0,56±0,31 млрд тонн УВ.

(6) Для полноценной оценки углеводородного потенциала района исследований необходимо проведение 3D бассейнового моделирования с учетом полученных результатов.

Финансирование/Благодарности

Работа выполнена при поддержке Министерства науки и высшего образования Российской Федерации по договору № 075-10-2022-011 в рамках программы создания Научного Центра Мирового Уровня.

Авторы благодарят рецензентов за внимательное прочтение рукописи и содержательные замечания, которые позволили улучшить научное содержание и оформление манускрипта. Авторы выражают благодарность Людмиле Торшиной за проведение изотопных исследований.

Конфликт интересов

Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.