ЛИТОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ДОМАНИКОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОГО БАССЕЙНА

• Main Authors: КИРЮХИНА ТАМАРА АЛЕКСЕЕВНА, БОЛЬШАКОВА МАРИЯ АЛЕКСАНДРОВНА, СТУПАКОВА АНТОНИНА ВАСИЛЬЕВНА, КОРОБОВА НАТАЛЬЯ ИВАНОВНА, ПРОНИНА НАТАЛИЯ ВЛАДИМИРОВНА, САУТКИН РОМАН СЕРГЕЕВИЧ, СУСЛОВА АННА АНАТОЛЬЕВНА, МАЛЬЦЕВ ВИКТОР ВАСИЛЬЕВИЧ, СЛИВКО ИРИНА ЭНВЕРОВНА, ЛУЖБИНА МАРИЯ СЕРГЕЕВНА, САННИКОВА ИРИНА АЛЕКСЕЕВНА, ПУШКАРЕВА ДАРЬЯ АНДРЕЕВНА, ЧУПАХИНА ВИТАЛИЯ ВАЛЕРЬЕВНА, ЗАВЬЯЛОВА АННА ПЕТРОВНА
• Format: Text
• Language: unknown
• Published: Общество с ограниченной ответственностью «Георесурсы» 2015
• Subjects: ДОМАНИК,ТИМАНО-ПЕЧОРА,TIMAN-PECHORA,ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА,УГЛЕПЕТРОГРАФИЯ,СЛАНЦЕВАЯ НЕФТЬ,SHALE OIL,DOMANIC,LITHO-FACIES,COAL PETROGRAPHY; Pechora
• Online Access: http://cyberleninka.ru/article/n/litologo-geohimicheskaya-harakteristika-domanikovyh-otlozheniy-timano-pechorskogo-basseyna; http://cyberleninka.ru/article_covers/16384986.png

Перспективы развития Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна связаны с наличием аутигенной нефтегазоносности в среднефранских-турнейских отложениях, обогащенных органическим веществом (доманиковые отложения и их аналоги доманикоиды). За нефтями, получаемыми из таких отложений, закрепилось название «сланцевые нефти». Фактическим материалом для настоящей работы послужили образцы, отобранные сотрудниками и студентами кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых Московского государственного университета имени М.В. Ломоносова во время полевых и камеральных работ в Республике Коми и в Апрелевском отделении ВНИГРИ. Было отобрано более 300 образцов из обнажений и керна скважин. В ходе настоящих работ была исследована минеральная часть и органическое вещество доманиковых отложений литологическими, геохимическими (пиролиз, ГЖХ, ХМСМ) и углепетрографическим методами. В результате охарактеризованы и описаны типичные разрезы для среднефранского, верхнефранского и нижнефаменского ярусов верхнего девона. Основным объектом исследования в данной работе являлись отложения депресионной впадины, ее склонов, а также толщи заполнения впадины. Показано, что максимальные концентрации органического вещества (ОВ) приурочены к собственно доманиковым породам депрессионной впадины и в меньших количествах к породам доманикоидам. ОВ доманиковых отложений представлено тремя углепетрографическими типами. К первому типу (А) отнесен переотложенный витринит в виде изолированных зерен разного размера. Ко второму типу (В) отнесено остаточное вещество, разнообразное по форме выделений (в виде обрывков, обломков, прерывистых ниточек, или заполняющее все свободное пространство между зернами в основной массе). К третьему типу (С) отнесены остатки различных организмов; они остались в виде разнообразных по своим очертаниям форменных компонентов. Отложения доманиковой толщи вошли в главную фазу нефтеобразования практически на всей изучаемой территории. Наиболее катагенетически преобразованные породы приурочены к отрицательным тектоническим элементам. Битуминологический анализ подтвердил автохтонность выделенного битумоида, углеводородный состав которого соответствует как литологическим, так и катагенетическим характеристикам вмещавших его пород. Автохтонность органики подтверждена и углепетрографически. Хроматографическая картина состава выделенных битумоидов доманиковых отложений достаточно разнообразна, и хорошо соотносится с составом пород доманика. Биомаркерный анализ параметров, реагирующих на катагенетическую преобразованность ОВ, также подтвердил корректность результатов пиролиза и углепетрографического анализа. Timan-Pechora Basin is the region of the oldest Russian gas and oil fields but its potential is still significant because of oil presence in source rocks of domanic formation (middle FrasnianTournaisian sediments) rich with organic matter (OM). Oil from such kind of rocks is usually called shale oil. Complex of different methods of lithology (lithofacies analysis), coal petrography and geochemistry (RockEval 6, GC, GCMS) was used for this work. More than 300 domanic source rocks samples from outcrops and well cores were analyzed. Typical middle Frasnian, upper Frasnian and lower Famenian upper Devonian sections were described and characterized. Main attention was put to sediments of three zones: deep water depression, slope of depression and progradation terrace. It is shown that OM concentrations in domanic (middle Frasnian) sediments of deep water depression facies are much higher than in domanicoids(similar to domanic) sediments of upper Frasnian and lower Famenian age. OM of domanic deposits is presented by three types of matter according to results of coal petrography. The first type (A) is the redeposited vitrinite in the form of isolated grains of different sizes, sometimes with signs of rounding. In the samples it occurs in the form of small fragments and scraps. The second type (B) is the residual autochthonous material which is very diverse in its form (it could be in the form of scraps, debris, thin, discontinuous threads or could fill all space between the grains). If this type of OM is presented by large enough clusters, they can be used for reflectance measurement.The third type of ОМ (C) is presented by bioclasts, they stayed in sediments and inherited shapes of organisms or its particles. Domanic formation is in oil window almost in all studied area of Timan-Pechora Basin. Maturity level corresponds with tectonic zones. Highly maturated rocks are confined with negative tectonic elements. Extraction of bitumens from domanic source rocks confirmed that soluble OM is autochthonous. Hydrocarbon composition of extracts corresponds well to both lithological characteristics and rocks maturity. Coal petrography also confirms that OM is autochthonous. Chromatograms of domanic extracts are quite variable but could be explained by diversity of domanic rocks lithology. Maturity-dependent biomarker parameters support pyrolysis results and coal petrography measurements.