Оценка реализации углеводородного потенциала нефтегазоматеринских пород юго-западного борта Коротаихинской впадины, Тимано-Печорский бассейн

Обложка

Цитировать

Полный текст

Открытый доступ Открытый доступ
Доступ закрыт Доступ предоставлен
Доступ закрыт Только для подписчиков

Аннотация

1-D история погружения и эволюция термического режима Коротаихинской впадины Тимано-Печорского бассейна численно реконструированы для осадочных разрезов трех скважин: Коротаихинская-1, Лабогейская-15 и Хавдейская-1. Это позволило численно оценить историю реализации углеводородного (УВ) потенциала нефтегазоматеринских пород юго-западного борта Коротаихинской впадины северо-востока Тимано-Печорского бассейна. Современный модифицированный кинетический спектр созревания витринита использовался в расчетах отражательной способности витринита для уточнения термической истории осадочного чехла изучаемого района. Наличие периодов гидротермальной активности следовало из сравнения вычисленных и измеренных значений отражательной способности витринита и объясняло скачки зрелости органического вещества (ОВ) пород на границах несогласия четвертичных и триасовых отложений, а также отложений перми и карбона. Расчеты предполагают высокую степень реализации исходного потенциала генерации УВ материнскими породами силура, доманикового горизонта, турнейского и визейского ярусов на Коротаихинской и Лабогейской площадях и умеренную генерацию на Хавдейской площади. Результаты моделирования показывают, что высокая степень катагенетической преобразованности ОВ основных нефтегазоматеринских пород (МК5 и выше) и значительная роль процессов вторичного крекинга жидких фракций УВ в центральной части Коротаихинской впадины (Коротаихинская и Лабогейская площади) предполагают только газовый состав возможных залежей УВ. В южной части впадины (Хавдейская площадь), где роль процессов вторичного крекинга минимальна и нефтегазогенерирующие породы находятся в зоне “нефтяного окна”, предполагается как нефтяной, так и газовый (за счет пермских отложений с терригенным типом ОВ) состав залежей УВ.

Об авторах

Ю. И. Галушкин

Московский государственный университет им. М.В. Ломоносова, Музей Землеведения

Email: yu_gal@mail.ru
Россия, 119991, Москва, Ленинские Горы, 1

И. С. Котик

Институт геологии им. акад. Н.П. Юшкина ФИЦ Коми НЦ УрО РАН

Автор, ответственный за переписку.
Email: ivkotik@gmail.com
Россия, 167982, Республика Коми, Сыктывкар, ул. Первомайская, 54

Список литературы

  1. Анищенко Л.А. (2004) Органическая геохимия и нефтегазоносность пермских отложений севера Предуральского прогиба. СПб.: Наука, 214 с.
  2. Баженова Т.К., Шиманский В.К., Васильева В.Ф., Шапиро А.И., Яковлева Л.А., Климова Л.И. (2008) Органическая геохимия Тимано-Печорского бассейна. СПб.: ВНИГРИ, 164 с.
  3. Баженова Т.К., Богословский С.А., Шапиро А.И. (2010) Геохимия палеозоя юго-западного склона Пай-Хоя и генерация углеводородов в Коротаихинской впадине. Разведка и охрана недр. 6, 21-26.
  4. Белякова Л.Т., Богацкий В.И., Богданов Б.П. (2008) Фундамент Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна. Киров: ОАО “Кировская областная типография”, 288 с.
  5. Величко А.А, (ред.) (1999) Изменение климата и ландшафтов за последние 65 млн лет (кайнозой: от палеоцена до голоцена). М.: ГЕОС, 260 с.
  6. Галушкин Ю.И. (2007) Моделирование осадочных бассейнов и оценка их нефтегазоносности. Научный мир. М., 456 с.
  7. Карасев П.С., Надежкин Д.В., Попова Т.В., Скачек Д.К., Колосков В.Н. (2019) Влияние складчато-надвиговых дислокаций на процессы нефтегазогенерации в северном сегменте Предуральского краевого прогиба. Нефтегазовая геология. Теория и практика. 14(3), 1-21.
  8. Котик И.С., Галушкин Ю.И. (2021) Термическая история и эволюция нефтегазообразования внешней зоны Коротаихинской впадин, Тимано-Печорский бассейн (результаты моделирования). Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 4(352), 14-22.
  9. Котик О.С., Котик И.С., Каргиева Т.Г. (2017) Пермские отложения юго-востока Коротаихинской впадины: углепетрография, геохимия и нефтегазогенерационный потенциал. Геология нефти и газа. (4), 91-102.
  10. Котик И.С., Майдль Т.В., Котик О.С., Пронина Н.В. (2020) Нефтегазоматеринские отложения силура поднятия Чернова (Тимано-Печорский бассейн). Георесурсы. 22(3), 12-20.
  11. Ларионова З.В., Богацкий В.И., Довжикова Е.Г. (2000) Тимано-Печорский седиментационный бассейн (объяснительная записка к “Атласу геологических карт”). Ухта: ТП НИЦ, 122 с.
  12. Морозов А.Ф., Межеловский Н.В., Павленкова Н.И. (ред.) (2006) Строение и динамика литосферы Восточной Европы. Результаты исследований по программе EUROPROBE. Вып. 2. М.: ГЕОКАРТ, ГЕОС, 735 с.
  13. Прищепа О.М., Баженова Т.К., Богатский В.И. (2011) Нефтегазоносные системы Тимано-Печорского осадочного бассейна (включая акваториальную печороморскую часть). Геология и Геофизика. 52(8), 1129-1150.
  14. Прищепа О.М., Житников В.А., Орлова Л.А. (2012) Коротаихинская впадина – новое направление наращивания сырьевой базы нефти и газа в Тимано-Печорской провинции. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ОАО “ВНИИОЭНГ”, 5, 4-13.
  15. Санникова И.А. (2019) Геолого-геохимические условия формирования нефтегазоносности доманиковых отложений Тимано-печорского бассейна. Диссертация на соиск. Уч. Степ. Канд. гел-мин. наук, МГУ им. М.В. Ломоносова, геологический ф-т.
  16. Соборнов К.О., Астафьев Д.А. (2017) Строение, формирование и нефтегазовый потенциал северной части Коротаихинской впадины, Баренцево море. Вести газовой науки: научно-технический сборник. 4, 25-37.
  17. Ступакова А.В., Санникова И.А., Гильмуллина А.А., Большакова М.А., Бордунов С.И., Митронов Д.В., Мордасова А.В. (2017) Перспективы нефтегазоносности Коротаихинской впадины Тимано-Печорского бассейна. Георесурсы, Спецвыпуск. 1, 88-101.
  18. Тимонин Н.И. (1998) Печорская плита: история геологического развитияв фанерозое. Екатеринобург, УрО РАН, 234 с.
  19. Тимонин Н.И., Юдин В.В., Беляев А.А. (2004) Палеогеодинамика Пай-Хоя. Екатеринобург, УрО РАН, 226 с.
  20. Юдин В.В., Юдин С.В. (2018) Тектонотипический разрез Коротаихинской впадины Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. (7), 10-15.
  21. Burnham A.K., Peters K.E., Schenk O. (2017) Evolution of Vitrinite Reflectance Models. AAPG, Search and Discovery Article #41982.
  22. Espitalie J., Ungerer P., Irvin I., Marquis E. (1988) Primary cracking of kerogens. Experimenting and modelling C1, C2–C5, C6–C15 classes of hydrocarbons formed: Organic Geochem. 13(4–6), 893-899.
  23. Frakes L.A. (1979) Climates throughout geological time. Amsterdam: Elsevier. 310 p.
  24. Galushkin Yu.I. (2016) Non-standard Problems in Basin Modeling. Springer Internat. Publ. Swizeland. 268 p.
  25. Galushkin Yu.I., Dubinin E.P. (2020) Thermal history and extension of the lithosphere in the Mannar basin and realization its hydrocarbon potential, offshore Sri Lanka. Marine Petrol Geol 119, 104477, 1-18.
  26. Galushkin Yu.I., Leitchenkov G.L., Dubinin E.P. (2020) Numerical modelling of the Australia – Antarctica conjugate margins using the GALO system: Part 1. The Bremer sub-basin, SW Australia. J Petrol Geol. 43(3), 323-340.
  27. Wyllie, P.J. (1979) Magmas and volatile components. American Mineralogy. 64, 469-500.

Дополнительные файлы


© Ю.И. Галушкин, И.С. Котик, 2023

Данный сайт использует cookie-файлы

Продолжая использовать наш сайт, вы даете согласие на обработку файлов cookie, которые обеспечивают правильную работу сайта.

О куки-файлах