Depositional environments and petroleum generation potential of Lower Devonian deposits in the Chernyshev ridge, Timan-Pechora petroleum province

Cover Page

Cite item

Full Text

Open Access Open Access
Restricted Access Access granted
Restricted Access Subscription Access

Abstract

The article presents the results of studying the Lower Devonian deposits of the Chernyshev Ridge to determine their petroleum generation potential. An assessment of organic matter (OM) contents in Lower Devonian succession showed that most of the studied section is characterised by low Corg concentrations <0.3%. Elevated OM contents were determined only in deposits of unit III of the Ovinparm Formation, which are considered as potential petroleum source rocks: Corg – 0.13–0.35% in carbonate and 0.54–1.44% in clay-carbonate rocks. According to Rock-Eval pyrolysis data S1 + S2 (0.04–6.20 mg HC/g rock) and HI (19–430 mg HC/g TOC), they are characterised as poor and moderate petroleum source rocks. These source rocks were deposited in the open-marine outer ramp conditions during the stage of marine transgression. The OM maturity of the petroleum source rocks was determined by RVeq (0.75–0.81%), Tmax (437–449°C) and CAI (1.5), which corresponds to the middle of the main oil generation zone (catagenesis gradation MC2). Thus, the presence of rocks capable of hydrocarbon generation and sufficient maturity of OM for oil generation processes allow us to consider source rocks of unit III of the Ovinparm Formation as an effective element of the Lower Devonian petroleum system.

Full Text

Restricted Access

About the authors

I. S. Kotik

Yushkin Institute of Geology of Komi Science Centre of the Ural Branch of the RAS

Author for correspondence.
Email: ivkotik@gmail.com
Russian Federation, 167982, Syktyvkar, Pervomayskaya str., 54

Т. V. Maydl

Yushkin Institute of Geology of Komi Science Centre of the Ural Branch of the RAS

Email: maydl@geo.komisc.ru
Russian Federation, 167982, Syktyvkar, Pervomayskaya str., 54

M. S. Nechaev

Yushkin Institute of Geology of Komi Science Centre of the Ural Branch of the RAS

Email: m.s.nechaev@ro.ru
Russian Federation, 167982, Syktyvkar, Pervomayskaya str., 54

O. S. Kotik

Yushkin Institute of Geology of Komi Science Centre of the Ural Branch of the RAS

Email: olya.procko@gmail.com
Russian Federation, 167982, Syktyvkar, Pervomayskaya str., 54

N. V. Pronina

Lomonosov Moscow State University

Email: nvproncl@mail.ru

Faculty of Geology

Russian Federation, 119991, Moscow, Leninskie Gory, 1

L. V. Sokolova

Yushkin Institute of Geology of Komi Science Centre of the Ural Branch of the RAS

Email: sokolova@geo.komisc.ru
Russian Federation, 167982, Syktyvkar, Pervomayskaya str., 54

References

  1. Антошкина А.И., Салдин В.А., Сандула А.Н. и др. Палеозойское осадконакопление на внешней зоне шельфа пассивной окраины северо-востока Европейской платформы. Сыктывкар: Геопринт, 2011. 192 с.
  2. Баженова Т.К., Шиманский В.К., Васильева В.Ф. и др. Органическая геохимия Тимано-Печорского бассейна. СПб.: ВНИГРИ, 2008. 164 с.
  3. Вассоевич Н.Б. Происхождение нефти // Вестник МГУ. Серия Геология. 1975. № 5. С. 3–23.
  4. Данилевский С.А., Склярова З.П., Трифачев Ю.М. Геофлюидальные системы Тимано-Печорской провинции. Ухта, 2003. 298 с.
  5. Данилов В.Н. Гряда Чернышева: геологическое строение и нефтегазоносность. СПб.: Реноме, 2017. 288 с.
  6. Жемчугова В.А., Маслова Е.Е. Фациальный контроль пространственного распределения коллекторов во вторичных доломитах северо-востока Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна // Литология и полез. ископаемые. 2022. № 1. С. 28–47.
  7. Жемчугова В.А., Мельников С.В., Данилов В.Н. Нижний палеозой Печорского нефтегазоносного бассейна (строение, условия образования, нефтегазоносность). М.: Академия горных наук, 2001. 110 с.
  8. Ларская Е.С. Диагностика и методы изучения нефтегазоматеринских толщ. М.: Недра, 1983. 200 с.
  9. Майдль Т.В. Особенности строения карбонатных резервуаров ордовикско-нижнедевонского нефтегазоносного комплекса // Печорский нефтегазоносный бассейн (литология, гидрогеология, нефтегазоносность) / Отв. ред. В.А. Дедеев, Л.З. Аминов. Сыктывкар: Коми филиал АН СССР, 1987. С. 17–28. (Тр. Института геологии Коми филиала АН СССР. Вып. 61)
  10. Майдль Т.В. Литология и коллекторы продуктивных карбонатных отложений нижнего девона вала Гамбурцева // Геология и ресурсы горючих ископаемых европейского Севера СССР / Отв. ред. В.А. Дедеев, Л.З. Аминов. Сыктывкар: Коми филиал АН СССР, 1989. С. 34–46. (Тр. Института геологии Коми НЦ УрО АН СССР. Вып. 69)
  11. Мартынов А.В. Литолого-фациальные критерии прогноза нефтегазоносности ордовикско-нижнедевонских отложений Тимано-Печорской провинции / Автореф. дисс. … канд. геол.-мин. наук. СПб., 1998. 28 с.
  12. Мартынов А.В., Шамсутдинова Л.Л. Расчленение и корреляция разнофациальных разрезов овинпармского горизонта нижнего девона Тимано-Печорской провинции в связи с его нефтегазоносностью // Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений. Материалы конференции. СПб.: ВНИГРИ, 1999. Т. 2. С. 137–143.
  13. Нечаев М.С., Майдль Т.В., Котик И.С. Перспективы нефтегазоносности нижнедевонских отложений гряды Чернышева (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция) // Вестник геонаук. 2022. № 12(336). С. 11–19.
  14. Никонов Н.И., Богацкий В.И., Мартынов А.В. и др. Тимано-Печорский седиментационный бассейн. Атлас геологических карт (литолого-фациальных, структурных и палеогеологических). Ухта: ТП НИЦ, 2000. 64 листа.
  15. Патрунов Д.К. Седиментационные типы пород, обстановки осадконакопления и цикличность литорального комплекса карбонатных и карбонатно-глинистых отложений силура и нижнего девона // Силурийские и нижнедевонские отложения острова Долгого. Свердловск: УНЦ АН СССР, 1980. С. 27–67.
  16. Песецкая В.А., Павлова С.Н. Геохимическая характеристика органического вещества ордовикско-нижнедевонских пород Печорского бассейна // Геология европейского севера России // Тр. Института геологии Коми НЦ УрО РАН. Вып. 92. Сыктывкар, 1997. С. 63–68.
  17. Прищепа О.М., Богацкий В.И., Макаревич В.Н. и др. Новые представления о тектоническом и нефтегазогеологическом районировании Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2011. Т. 6. № 4. С. 1–34.
  18. Пронина Н.В., Вайтехович А.П., Калмыков А.Г., Марунова Д.А. Значение определений мацералов для понимания и изучения процессов трансформации органического вещества нефтематеринских пород // Георесурсы. 2022. № 2. С. 29–35.
  19. Роснефть открыла нефтяное месторождение на шельфе Печорского моря // Информационно-аналитический портал Neftegaz.RU.
  20. Режим доступа: https://neftegaz.ru/news/Geological-exploration/742278-madachagskoe-rosneft-otkryla-neftyanoe-mestorozhdenie-na-shelfe-pechorskogo-morya/ Дата обращения 17.05.2024.
  21. Соколова Л.В., Нечаев М.С., Котик И.С. Новые данные о возрасте дэршорской свиты (нижний девон) гряды Чернышева (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция) // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2023. Т. 18. № 3.
  22. Режим доступа: http://www.ngtp.ru/rub/2023/33_2023.html EDN: XZZCRW
  23. Танинская Н.В. Седиментологические критерии прогноза коллекторов в среднеордовикско-нижнедевонских отложениях Тимано-Печорской провинции // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2010. Т. 5. № 4.
  24. Режим доступа: http://www.ngtp.ru/rub/2/52_2010.pdf
  25. Уилсон Дж.Л. Карбонатные фации в геологической истории / Пер. с англ. М.: Недра, 1980. 463 с.
  26. Хант Д. Геология и геохимия нефти и газа. М.: Мир, 1982. 703 с.
  27. Цыганко В.С. Девон западного склона севера Урала и Пай-Хоя (стратиграфия, принципы расчленения, корреляция). Екатеринбург: УрО РАН, 2011. 356 с.
  28. Юрьева З.П. Нижнедевонские отложения северо-востока европейской части России (стратиграфия, корреляция). Сыктывкар: ИГ Коми НЦ УрО РАН, 2020. 164 с.
  29. Brady M.E., Bowie C. Discontinuity surfaces and microfacies in a storm dominated shallow Epeiric Sea, Devonian Cedar Valley Group, Iowa // Depos. Rec. 2017. V. 3. P. 136–160.
  30. Bustin R.M., Orchard M., Mastalerz M. Petrology and preliminary organic geochemistry of conodonts: Implications for analyses of organic maturation // Int. J. Coal. Geol. 1992. V. 21(4). P. 261–282.
  31. Demaison G.J, Moore G.T. Anoxic environments and oil source bed genesis // Org. Geochem. 1980. V. 2. P. 9–31.
  32. Epstein A.G., Epstein J.B., Harris L.D. Conodont color alteration – An index to organic metamorphism // U.S. Geological Survey Professional Paper 995. 1977. 27 p.
  33. Flügel E. Microfacies of carbonate rocks. Analysis, interpretation and application / 2nd ed. Berlin: Springer, 2010. 984 p.
  34. Ghassal B.I., El Atfy H. Sedimentary organic matter: origin, productivity, preservation and role in source rock development // Advances in petroleum source rock characterizations: Integrated methods and case studies / Eds H. El Atfy, B.I. Ghassal. Cham: Springer, 2023. P. 3–22.
  35. Hackley P.C., Valentine B.J., Hatcherian J.J. On the petrographic distinction of bituminite from solid bitumen in immature to early mature source rocks // Int. J. Coal Geol. 2018. V. 196. P. 232–245.
  36. Hartkopf-Fröder Ch., Königshof P., Littke R., Schwarzbauer J. Optical thermal maturity parameters and organic geochemical alteration at low grade diagenesis to anchimetamorphism: a review // Int. J. Coal Geol. 2015. V. 150–151. P. 74–119.
  37. Jacob H. Classification, structure, genesis and practical importance of natural solid oil bitumen (“migrabitumen”) // Int. J. Coal Geol. 1989. V. 11. P. 65–79.
  38. Jahnert R.J., Collins J.B. Characteristics distribution and morphogenesis of subtidal microbial systems in Shark Bay, Australia // Mar. Geol. 2012. V. 303–306. P. 115–136.
  39. Collins L.B., Jahnert R.J. Stromatolite researchg in the Shark Bay world heritage area // WA Science – Journal of the Royal Society of Western Australia. 2014. V. 97. P. 189–219.
  40. Kristensen Е. Organic matter diagenesis at the oxic/anoxic interface in coastal marine sediments, with emphasis on the role of burrowing animals // Hydrobiologia. 2000. V. 426(1). P. 1–24. https://doi.org/10.1023/A:1003980226194
  41. Peters K.E., Cassa M.R. Applied source rock geochemistry // The petroleum system – From source to trap / Eds L.B. Magoon, W.G. Dow // AAPG Memoir 60. 1994. P. 93–117.
  42. Petersen H.I., Schovsbo N.H., Nielsen A.T. Reflectance measurements of zooclasts and solid bitumen in Lower Paleozoic shales, southern Scandinavia: Correlation to vitrinite reflectance // Int. J. Coal Geol. 2013. V. 114. P. 1–18.
  43. Pickel W., Kus J., Flores D. et al. Classification of liptinite – ICCP System 1994 // Int. J. Coal Geol. 2017. V. 169. P. 40–61.
  44. Repetski J.E., Ryder R.T., Weary D.J. et al. Thermal maturity patterns (conodont color alteration index and vitrinite reflectance) in Upper Ordovician and Devonian rocks of the Appalachian basin – A major revision of USGS Map I–917–E using new subsurface collections // Coal and petroleum resources in the Appalachian basin: Distribution, geologic framework and geochemical character / Eds L.F. Ruppert, R.T. Ryder // U.S. Geological Survey Professional Paper. 2014. V. 1708. 27 p. http://dx.doi.org/10.3133/pp1708F.1
  45. Tissot B.P., Welte D.H. Petroleum Formation and Occurrence / 2nd ed. Berlin, Heidelberg: Springer-Verlag, 1984. 699 p.
  46. Zhipeng H., Xiongqi P., Junqing C. et al. Carbonate source rock with low total organic carbon content and high maturity as effective source rock in China: A review // J. Asian. Earth Sci. 2019. V. 176. P. 8–26.

Supplementary files

Supplementary Files
Action
1. JATS XML
Download
2. Fig. 1. General scheme of the study area (a) and the location of the studied section on the scheme of tectonic zoning of the Timan-Pechora oil and gas province (b) (according to [Prischepa et al., 2011] with simplifications) and the schematic geological map (c) (according to [Tsyganko, 2011]). 1 – designation of the studied section, 2 – distribution of Lower Devonian deposits in Fig. 1b (according to [Nikonov et al., 2000]), 3 – outcrops of bedrock, 4 – tectonic elements: I – Izhma-Pechora syneclise, II – Malozemelsko-Kolguevskaya monocline, III – Pechora-Kolvinsky aulacogen, IV – Khoreyverskaya depression, V – Varandey-Adzvinskaya structural-tectonic zone, VI – Korotaikha depression, VII – Chernyshev ridge.

Download (81KB)
Indexing metadata
3. Fig. 2. Lithological-stratigraphic column of natural Lower Devonian outcrops on the Dershor Creek (a) and overview field photographs of the members (b–e). 1 – limestones, 2 – clayey limestones, 3 – dolomitized limestones, 4 – dolomites, 5 – clayey dolomites, 6 – bioturbation, 7 – stromatolites, 8 – ostracods, 9 – brachiopods, 10 – gastropods, 11 – bivalves, 12 – stromatoporates (amphipores), 13 – crinoids, 14 – indeterminate detritus, 15 – member numbers.

Download (153KB)
Indexing metadata
4. Fig. 3. Lithological and petrographic characteristics of rocks of member II. a – secondary fine-grained dolomite, with ostracod detritus (sample 5A-3); b – secondary fine-grained dolomite, with unclear lenticular-layered texture (sample 7/1); c – secondary fine-grained dolomite, with fragments of ostracod shells, bivalve mollusks and unidentifiable detritus (sample 2/1); g – secondary fine-grained dolomite, with rare ostracod detritus (sample 14/1); d, e – secondary fine-fine-grained dolomite, with fragments and whole shells of gastropods, ostracods, bivalves and brachiopods (sample 8-1); f, h – secondary fine- to medium-grained dolomite with shell interlayers (marked with yellow markers) of brachiopods, bivalves, ostracods (samples 10-2 and 12/2); k, l (sample 15/1) – secondary fine- to medium-grained dolomites with colonies of branched stromatoporates (marked with yellow markers) and fragments of large shells (samples 12/1 and 15/1). a, b, d – scanned image of thin section, c, d, f, f, k, l – micrograph of thin section, h, i – scanned image of rock cross-section. O – ostracods, G – gastropods, D – bivalves, B – brachiopods.

Download (173KB)
Indexing metadata
5. Fig. 4. Lithological and petrographic characteristics of rocks of members III and IV. a – character of rock interbedding in the lower part of member III (I – limestone, IG – clayey limestone); b, c – bioclastic-microgranular limestone, with unevenly distributed detritus of ostracods, gastropods and crinoid segments (sample 23/3); g (sample 22/2), d (sample 23/3) – character of detritus distribution in bioclastic-microgranular limestones; e – clayey limestone with small ostracods and indeterminate shell debris (sample 22A/1); f – dolomitized micro-fine-grained limestone with a fine lenticular-wavy texture, with rare fragments of crinoid segments and indeterminate detritus (sample 23/2); h – spotted-banded, patterned texture in dolomitized limestones of the upper part of member III; i – dolomitized limestone, bioclastic with a microgranular matrix, organic remains are represented by shells and fragments of ostracod shells, gastropods, bivalves and crinoid segments (sample 26/4); k – dolomitized limestone, micro-fine-grained, bioclastic with peloids (sample 28/1);

Download (874KB)
Indexing metadata
6. Fig. 5. Lithological and petrographic characteristics of rocks of members V and VI. a, g – dolomite, microgranular, layered (bottom) and lenticular-layered (top) texture, caused by alternation of microgranular and peloidal (marked with yellow markers) components (sample 43/7); b – dolomite, microgranular, patterned texture, bioturbated (sample 41/1); c – dolomite, microgranular, spotted texture, with rare peloids (sample 43/2); d – clayey dolomite, microgranular, patterned texture, bioturbated (sample 45/2); e – stromatolite interlayers in the upper part of member VI; g – dolomite, micro-fine-grained, gently wavy texture, with small fenestrae and rare ostracod shells (sample 52/2); h – dolomite, micro-fine-grained, spotted-patterned texture, with numerous fenestrae (light areas) (sample 53/3); i – dolomite, micro-fine-grained, with rare peloids (marked with yellow markers) and lithoclasts (sample 49/1); k, n – dolomite, fine-grained, with numerous peloids, rare ostracod detritus and small fenestral cavities (sample 53/8); l – dolomite, micro-fine-grained, with lithoclasts (marked with yellow markers), peloids and fenestrae (sample 53/11); m – dolomite, fine-grained, with peloids and numerous fenestrae (light areas) (sample 49/5); o – clayey dolomite, micro-fine-grained, with quartz fragments (marked with yellow markers) of silt size. a, b, d, g, h – scanned image of thin section, c, g, i – o – micrograph of thin section. For legend, see Fig. 3.

Download (138KB)
Indexing metadata
7. Fig. 6. Micrographs of OM components. a–c – bituminite in the form of individual inclusions (a), layers (b), veins and lenses (c); d – inclusions of solid bitumen between mineral grains. a, c – sample 24/3, b – sample 22/1, d – sample 26/1. Bit – bituminite, SB – solid bitumen.

Download (81KB)
Indexing metadata
8. Fig. 7. Content of OM in rocks and its generation potential. a – distribution of Corg concentrations along the section, b – graph of the HI–Tmax dependence, showing the hydrocarbon potential and maturity of OM, c – characteristics of oil source rocks by the value of genetic potential and Corg content.

Download (59KB)
Indexing metadata
9. Fig. 8. Catagenic transformation of OM according to organic petrography (a), Rock-Eval pyrolysis (b) and IOC (c).

Download (50KB)
Indexing metadata
10. Fig. 9. Sedimentation model of Lower Devonian deposits in the study area. a – schematic sedimentation model, b – facies variability along the section and distribution of Corg contents in rocks of different facies zones. 1 – sublittoral settings of the inner ramp, 2 – shallow zone of the middle ramp, 3 – open marine settings of the outer ramp, 4 – shallow-water limited sublittoral of the outer ramp, 5 – settings transitional from shallow sublittoral to littoral, 6 – coastal littoral settings.

Download (38KB)
Indexing metadata

Copyright (c) 2025 Russian Academy of Sciences

Согласие на обработку персональных данных с помощью сервиса «Яндекс.Метрика»

1. Я (далее – «Пользователь» или «Субъект персональных данных»), осуществляя использование сайта https://journals.rcsi.science/ (далее – «Сайт»), подтверждая свою полную дееспособность даю согласие на обработку персональных данных с использованием средств автоматизации Оператору - федеральному государственному бюджетному учреждению «Российский центр научной информации» (РЦНИ), далее – «Оператор», расположенному по адресу: 119991, г. Москва, Ленинский просп., д.32А, со следующими условиями.

2. Категории обрабатываемых данных: файлы «cookies» (куки-файлы). Файлы «cookie» – это небольшой текстовый файл, который веб-сервер может хранить в браузере Пользователя. Данные файлы веб-сервер загружает на устройство Пользователя при посещении им Сайта. При каждом следующем посещении Пользователем Сайта «cookie» файлы отправляются на Сайт Оператора. Данные файлы позволяют Сайту распознавать устройство Пользователя. Содержимое такого файла может как относиться, так и не относиться к персональным данным, в зависимости от того, содержит ли такой файл персональные данные или содержит обезличенные технические данные.

3. Цель обработки персональных данных: анализ пользовательской активности с помощью сервиса «Яндекс.Метрика».

4. Категории субъектов персональных данных: все Пользователи Сайта, которые дали согласие на обработку файлов «cookie».

5. Способы обработки: сбор, запись, систематизация, накопление, хранение, уточнение (обновление, изменение), извлечение, использование, передача (доступ, предоставление), блокирование, удаление, уничтожение персональных данных.

6. Срок обработки и хранения: до получения от Субъекта персональных данных требования о прекращении обработки/отзыва согласия.

7. Способ отзыва: заявление об отзыве в письменном виде путём его направления на адрес электронной почты Оператора: info@rcsi.science или путем письменного обращения по юридическому адресу: 119991, г. Москва, Ленинский просп., д.32А

8. Субъект персональных данных вправе запретить своему оборудованию прием этих данных или ограничить прием этих данных. При отказе от получения таких данных или при ограничении приема данных некоторые функции Сайта могут работать некорректно. Субъект персональных данных обязуется сам настроить свое оборудование таким способом, чтобы оно обеспечивало адекватный его желаниям режим работы и уровень защиты данных файлов «cookie», Оператор не предоставляет технологических и правовых консультаций на темы подобного характера.

9. Порядок уничтожения персональных данных при достижении цели их обработки или при наступлении иных законных оснований определяется Оператором в соответствии с законодательством Российской Федерации.

10. Я согласен/согласна квалифицировать в качестве своей простой электронной подписи под настоящим Согласием и под Политикой обработки персональных данных выполнение мною следующего действия на сайте: https://journals.rcsi.science/ нажатие мною на интерфейсе с текстом: «Сайт использует сервис «Яндекс.Метрика» (который использует файлы «cookie») на элемент с текстом «Принять и продолжить».