ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Геолого-геохимические особенности древних толщ Московской синеклизы из "Геолого-геохимические критерии прогноза газонефтеносности древних толщ Русской платформы" По сравнению с другими районами Русской платформы геолого-геохимические особенности древних толщ Московской синеклизы наиболее изучены. Это прежде всего касается керна, органического вещества, углеводородных флюидов, пластовых вод, водорастворенных газов и других параметров. Все это в совокупности дает возможность обосновать некоторые аспекты прогноза газонефтеносности отложений верхнего протерозоя и нижнего палезоя на основании установленных геохимических критериев. Однако речь идет лишь о перспективах регионального плана. Указанные фактические данные явно недостаточны для обоснования локального прогноза, являющегося конечной целью любых нефте газогеологических исследований, то есть выделение конкретных зон и поисковых локальных объектов. [c.12] Для этого потребуется более полная геофизическая и буровая изученность древних толщ региона, в первую очередь современными эффективными методами сейсморазведки и параметрически бурением. [c.12] Рифейский потенциально нефтегазоносный комплекс. Как указывалось выше, спецификой рифейских образований является их приуроченность к узким грабенообразным структурам, осложняющим Средне-русский и Московский (Подмосковный) авлакогены, наиболее протяженные в регионе. Этот комплекс сложен в целом терригенными и карбонатно-терригенными породами, отличающимися цикличным характером седиментации и формировавшимися в континентальных и прибрежно-морских условиях [4]. [c.13] К нижнему рифею на рассматриваемой территории относятся отложения раменской серии, представленные красноцветными глубокозернистыми песчаниками и вулканогенно-осадочными породами. Содержание в них рассеянного битуминозного вещества не превышает 0,001%. [c.13] Условия накопления и преобразования органического вещества в верхнерифейских отложениях заметно ухудшаются. Так, в терригенных отложениях бологоевской свиты Московского авлакогена отмечается чередование геохимических фаций от окислительных до слабовосстановительных. Количество органического вещества изменяется от 0,1 до 0,8%. В Среднерусском авлакогене также наряду со слабовосстановительными фациями встречены окислительные и даже вторично-окислительные. При этом содержание органического вещества изменяется от 0,1 (окислительные фации) до 0,5% (слабовосстановительные). Количество ХБА варьирует от 0,003 до 0,02% при коэф.битуминозности 1,5-2,5 в слабовосстановительных фациях. Для окислительных фаций характерны крайне низкие значения ХБА (0,0003%) и битумного коэффициента (0,5). [c.14] В целом комплексные геолого-геохимические исследования позволили выделить в потенциально нефтегазоносном рифейском комплексе зону возможного нефтегазонакопления (центральная часть Рыбинско-Сухонского мегавала от г.Рыбинск на западе до городов Великий Устюг и Котлас на северо-востоке). [c.15] Сведения о коллекторских свойствах рифея весьма немногочисленны. По имеющимся данным их пористость оценивается от 1 до 5-8%, а проницаемость - от долей до 0,0040 мкм . Воды рифейского ПНГК преимущественно хлор-кальциевого типа с общей минерализацией 5,5-270 г/л. Коэффициент метаморфизации изменяется от 1,43 до 0,45, содержание брома - от 10 до 1200 мг/л. газонасыщенность пластовых вод невелика (115-330 см /л) и лишь в ряде случаев газовый фактор достигает 1160 см /с при упругости 15 МПа (В.А.Егоров, 1975 г.). Водорастворенные газы азотно-метанового и метано-азотного состава с концентрациями метана до 70-75%. Таким образом можно констатировать, что коллекторские свойства рифейских толщ и существующие в них гидрохимические условия в целом благоприятны для аккумуляции и конвервации скоплений углеводородов. Это подтверждается установленными, ходя и немногочисленными из-за слабой буровой изученности нефтегазопроявлениями. Отметим следующие на Воронежской структуре поднят керн, пропитанный нефтью (скв. 2,3, глубина 973-1176 м) скв. 1-Д Даниловской площади в интервале глубин 3125-3180 м на поверхности глинистого раствора были зафиксированы пленки нефти на Любимском поднятии в скв. 3 на глубине 3102-3118 м при испытании песчаников получен приток воды с растворенным газом с содержанием метана и тяжелых его гомологов до 16,5%. [c.15] Горьковской, Бутовской и др. Но наиболее масштабные притоки нефти получены на Даниловской площади в центральной ее части. [c.16] В разрезе вендско-нижнекембрийского терригенного комплекса выделены три стратиграфических интервала пород (волынская и валдайская серии венда и нижнекембрийского возраста), отличающихся литолого-геохимическими особенностями. [c.16] Образования волынской серии представлены преимущественно красноцветными песчаниками с незначительными прослоями алевролитов и эффузивных пород. Содержание С р не превышает 0,2%, битуминозность не выходит за пределы следов (0,0005-0,009%). Континентальный и прибрежно-континентальный режим осадконакопления с преобладанием окислительной обстановки, низкое содержание органического вещества, присутствие следов преимущественно легкого по составу ХБА не позволяют отнести Волынскую серию пород к разряду нефтематеринских [4]. [c.16] Для пород редкинской свиты углеводородный коэффициент (Кув) изменяется от 1,4 до 3,9, сумма углеводородов высокая - до 782 г/м , а в отдельных образцах достигает 1700 г/м . Для пород котлинской свиты снижаются Кув (0,2-0,6) и сумма углеводородов (46-115 г/м ). Численные значения суммарного содержания сингенетичных углеводородов в разрезах скважин, вскрывших редкинские и котлинские отложения, изменяются от 5 до 86 тыс.т/км (рис.2). [c.18] Притоки легкой нефти на Даниловской площади (скв. 1,4,9) приурочены к базальным песчаникам редкинской свиты венда. Пористость их составляет 10-12%, проницаемость 0,001 мкм . Для этих нефтей характерна невысокая плотность (0,791-0,819 г/см ) при значительном содержании бензиновых фракций (от 26 до 34,8-42%). Углеводородный состав последних отличается высоким содержанием метановых углеводородов (62,6-82,3%) при незначительных количествах ароматических (3,7-3,8%). Рассматриваемая нефть малосмолистая (1,58%), малопарафинистая (0,2%) и малосернистая (0,05-0,39%). [c.18] Вернуться к основной статье