В.А. Волков, Е.В. Олейник, Е.Е. Оксенойд, Л.А. Солопахина (АУ «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана»)

Качество нефтематеринских пород характеризуется типом органического вещества (ОВ), его содержанием в породе и генерационным потенциалом. Тип органического вещества (и, отчасти, степень его термической зрелости) обычно определяют по пиролитическим аналогам диаграммы Ван Кревелена, причем чаще используют модифицированные диаграммы в осях HI – T_max [5,6,14], реже – псевдодиаграммы в осях HI – OI [3,12,15].

В НАЦ РН имеются результаты лабораторных геохимических исследований керна, выполненных по заказам НАЦ РН в ОАО «ТомскНИПИНефть» (И.В. Гончаров) и ФГУП «ВНИГНИ» (М.В. Дахнова). Для разделения представительной выборки из 3995 образцов керна баженовской свиты 208 скважин на однородные группы пиролитические данные по каждой скважине были вынесены на модифицированную диаграмму Ван Кревелена и по расположению точек на диаграмме определен тип органического вещества. После выполнения этой процедуры для всех скважин все точки каждого типа были вынесены на отдельные диаграммы HI – T_max. Точки каждого типа располагаются в своем поле эволюции компактными группами, практически не выходя за границы типа (рис. 1). Исключение составляют отдельные скважины, в которых разброс значений водородного индекса очень большой, перекрывающий поля нескольких типов керогена. Например, в типе II большая часть точек, выходящих за его нижнюю границу, относится к образцам из скважины 102 Даниловская, 3/4 которых находится в поле типа II, а 1/4 – в поле типа II­III.

Большая часть пиролитических данных соответствует типу I органического вещества (рис. 1а), еще одна группа лежит (рис. 1в) в поле эволюции типа II. К типу I­II отнесены данные по скважинам, в которых диапазон изменений водородного индекса перекрывает поля обоих типов. Данные 11 скважин располагаются (рис. 1г) на диаграмме в области, не характерной для баженовской свиты: по 7 скважинам они находятся в поле эволюции органического вещества смешанного типа (аквагенно­террагенного по А.Э. Конторовичу [7]), а данные по 4 скважинам по положению на диаграмме соответствуют типу III органического вещества (рис. 1д). Согласно Б. Тиссо и Д. Вельте, интерпретация типа ОВ только по водородному индексу без анализа кислородного индекса «остаётся сомнительной, если не проведена независимая оценка зрелости ОВ» [15, с. 413]. На псевдодиаграмме Ван Кревелена, взятой по И.В. Гончарову [3], почти все данные попадают в область минимальных значений OI, не выходя за эволюционную кривую II типа керогена и последовательно смещаясь от I типа ОВ к III по оси водородного индекса от 450­750 мг УВ/г Сорг до менее 200 мг УВ/г Сорг (рис. 1е-­к).

Рис. 1. Распределение пиролитических данных по типам ОВ

Многие специалисты [4, 6, 7, 8, 10] относят исходное органическое вещество пород баженовской свиты к типу II. И.В. Гончаров и др. [3] отнесли ОВ баженовской (марьяновской) свиты юго­восточных районов Западной Сибири к пограничному (между I и II) типу.

А.Э. Конторович с соавторами в работе [6] выделил в составе баженовской свиты два типа пород: углеродисто­глинисто­кремнистые баженовиты, сильно обогащенные аквагенным ОВ типа II, и аргиллиты с повышенным содержанием ОВ типа III, которое также имеет аквагенную природу, но значительно окислено в процессе диагенеза. Ритмическое переслаивание пород этих типов обусловлено изменением динамики поступления речных вод в морской бассейн: аргиллиты образовывались при увеличении роли терригенной седиментации по сравнению с биогенной. В более поздней работе [8] авторы признают участие в породах баженовского горизонта по периферии бассейна (в гольчихинской, яновстанской, марьяновской свитах) террагенного и смешанного органического вещества.

Водородный индекс стандартного ОВ типа II составляет 300­600 мг УВ/г Сорг. Генерационный потенциал баженовской свиты часто значительно превосходит стандарт ОВ: при пиролитических исследованиях фиксируется водородный индекс до 700 мг/г и более [3,8,10,14]. Часть имеющихся в НАЦ РН пиролитических данных также выше этого значения. Например, в скважине Куртымской 43 в одном из образцов значения пиролитического параметра S2 составили 77.63 мг УВ на грамм породы при содержании Сорг 10.13%, то есть водородный индекс составил 766 мг УВ/г Сорг. В других образцах из этой скважины значения S2 достигали 85­101 мг УВ на грамм породы, но при более высоких содержаниях Сорг 14­15.7%. Одно из возможных объяснений таких значений генерационного потенциала состоит в отмечаемом специалистами присутствии в ОВ баженовской свиты не только планктоно­ и бактериогенного аквагенного ОВ морского происхождения [2,7,8], но и водорослевой органики (бурые, диатомовые, перидиниевые одноклеточные водоросли [9,13]) также морского происхождения, отличающейся очень высокими значениями водородного индекса. Распространенная точка зрения заключается в признании образования органического вещества типа I только в некоторых ископаемых озерных водоемах [7]. Однако, согласно Б. Тиссо и Д. Вельте [15, с. 145], ОВ типа I образуется из водорослевой органики озерного или морского (тасманиты и др.) происхождения или существенно переработанного микроорганизмами рассеянного органического вещества.

С учетом изложенного можно выделять в баженовской свите I и, возможно, смешанный I­II типы органического вещества. Гораздо сложнее обстоит дело с органическим веществом II­III и тем более III типа, поскольку устоявшаяся точка зрения большинства специалистов заключается в том, что ОВ баженов­ской свиты относится к типу II. Г. Дембики подчеркивает [17], что очень немногие нефтематеринские породы содержат единственный тип органического вещества, обычно преобладают смешанные типы керогена, т.е. большая часть отложений содержит смеси керогенов двух и более типов, таких как смеси ОВ типа I или II c ОВ типа III. Г. Дембики выполнил моделирование смесей добавляя к керогену типа I или II 25, 50, 75% керогена типа III и показал, что на псевдодиаграмме Ван Кревелена интерпретация таких смесей становится проблематичной: если одну четвертую часть керогена типа III добавить к трем четвертям керогена типа I, то результат пиролиза смеси выглядит на диаграмме, как тип II и т.д.

Признание допустимости смешанного типа керогена в породах баженовской свиты означает согласие с возможностью привноса в морской бассейн с существенно органогенным осадконакоплением вместе с терригенным материалом некоторого количества террагенного органического вещества.

В работе [1] в разрезе баженовской свиты выделены 5 пачек, различающихся содержанием основных породообразующих компонентов. Пиролитические данные в скважинах были разделены по пачкам и показаны на диаграммах (рис. 1 и др.) разными знаками с целью выявить изменение типа ОВ по разрезу, однако проследить закономерности изменения типа керогена в разрезе баженовской свиты по территории округа не представляется возможным, так как крайне мало скважин с отбором керна во всем интервале залегания свиты. В большинстве скважин данные пиролиза сходны по всему разрезу свиты и на графиках образуют облако сближенных точек. Есть скважины, в которых генерационный потенциал керогена меняется по разрезу, причем качество керогена может как ухудшаться вниз по разрезу, так и наоборот улучшаться. Наряду с этим в отдельных скважинах на диаграмме Hi­Tmax наблюдается изменение зрелости керогена преимущественно от более зрелого в подошве к менее зрелому в кровле свиты.

Рассмотрим распределение типов ОВ по площади. Расположение скважин с разным типом ОВ баженовской свиты (по пиролитическому аналогу диаграммы Ван Кревелена) показано на рис. 2. Скважины с различным типом керогена хорошо группируются в плане. Зона распространения керогена типа I в разрезе баженовской свиты в пределах ХМАО – Югры занимает значительную территорию Нижневартовского, Сургутского, Каймысовского сводов и Юганской мевпадины. Кроме того, первый тип керогена определен в отдельных скважинах в западной части округа (на северо­восточном склоне Сергинского КП, в южной части Фроловской мегавпадины) и в восточной части ХМАО – Югры (в Ларьеганском мегапрогибе). Смешанный тип керогена I­II обрамляет зоны распространения керогена первого типа.

Три скважины с III типом ОВ расположены в центральной части Фроловской мегавпадины и одна скважина – на Каменной вершине Красноленинского свода. Скважины с керогеном смешанного типа II­III расположены в северо­западной части Фроловской мегавпадины, в зоне ее сочленения с Полуйским и Красноленинским сводами. На остальной части территории ХМАО – Югры определен кероген типа II, что в центральной части округа подтверждается данными пиролитических исследований, западная и восточная части округа за неимением лабораторных исследований керна отнесены к типу керогена II условно.

С одной стороны, скважины с проблемными типами ОВ II­III и III располагаются в зоне повышенных пластовых температур, органическое вещество в которой термически значительно более зрелое, чем на остальной территории. На карте водородного индекса ОВ баженовской свиты (рис. 3) эта зона, имеющая подковообразную форму и протягивающаяся через Молодежную, Каменную, Татьеганскую, Ольховскую, Восточно­Панлорскую, Нялинскую и Верхнешапшинскую площади, отличается также существенно пониженными значениями HI 280­400 мгУВ/гСорг. На диаграммах HI – T_max большая зрелость этого ОВ также заметна – на рис. 1 группы точек типов II­III и III смещаются по оси Т_max к значениям R₀ 0.8­0.9.

Рис. 2. Расположение областей развития ОВ разных типов

Рис. 3. Карта водородного индекса ОВ

С другой стороны, в 150­250 км к западу от этой зоны находится Висимско­Хашгортская гряда, которая в баженовское время представляла собой, по­видимому, архипелаг, наземная растительность которого могла в принципе по­ставлять в бассейн некоторое количество террагенного органического вещества. Последнее могло приноситься течениями к западному и северному склонам подводной возвышенности Красноленинско­Югорского свода и подмешиваться к обычной баженовской органике. Возможен также еще один вариант появления ОВ типа III в баженовской свите. Если приведенное выше заключение А.Э. Конторовича о природе керогена типа III верно, то для рассматриваемого района, расположенного относительно близко к Висимско­Хашгортской гряде, доля керогена III типа должна быть больше, чем в Среднеобской нефтегазоносной области из­за близости к источникам сноса терригенного материала. Тем более, с учетом отмеченной в работе [1] тенденции увеличения доли глинистого вещества в Красноленинском и Фроловском районах.

Представляется, что для решения вопроса о присутствии в баженовской свите органики типа III и определении ее природы (террагенное ОВ или аквагенное типа II, но сильно окисленное) необходимы специальные палеонтологические и геохимические исследования. Как минимум необходимо выполнить хроматомасс­спектрометрический анализ экстрактов из пород скважин с проблемным типом ОВ для получения молекулярных параметров, характеризующих вклад аквагенного и террагенного ОВ (соотношение регулярных стеранов С27­С28­С29) и параметров (отношение изопреноидов пристан/фитан), определяющих окислительно­восстановительную обстановку осадконакопления [3, 8]. Это будет полезно, хотя не гарантирует однозначность определения природы ОВ: в работе [8] на примере марьяновской свиты утверждается, что при поступлении в бассейн сильно окисленного террагенного вещества с малым содержанием липидов оно слабо участвует в битумоидообразовании и состав УВ биомаркеров указывает на их фитопланктонную и бактериогенную природу.

В работах Н.В. Лопатина [10,11] приводятся данные по нескольким скважинам Нижневартовского и Сургутского сводов, в которых содержание Сорг, остаточный генерационный потенциал S2 и водородный индекс значительно превосходят значения этих параметров по имеющимся в НАЦ РН результатам пиролитических исследований. Например, в скважине 175 Равенской значение S2 достигает 187,5 мгУВ/г породы, содержание Сорг до 28,8%, водородный индекс до 779 мгУВ/гСорг [10]. В скважине 1056 Самотлорской в одном из образцов S2 составил 221 мгУВ/г породы, Сорг 26,9%, в другом образце значение водородного индекса достигло 889 мгУВ/гСорг [11]. При использовании этих данных максимумы пиролитических параметров на Нижневартовском и Сургутском сводах должны увеличиться. Для их использования необходимо удостовериться, что эти значения характеризуют весь разрез баженовской свиты на этих площадях, а не являются отобранными примерами превосходного качества органического вещества свиты.

Диаграмма Ван Кревелена отображает атомные соотношения трех основных элементов ОВ в осях Н/С – О/С для трех основных типов органического вещества (рис. 4). Пиролитический аналог (псевдодиаграмму) получают двумя способами. Первый реализован Ж. Эспиталье [15] и заключается в том, что образцы керогенов трех основных типов ОВ разной степени зрелости были подвергнуты пиролизу, полученные значения водородного и кислородного индексов нанесены на диаграмму в осях HI – OI, осреднение точек каждого типа керогена позволило получить кривые эволюции этих типов керогена. Все было бы хорошо, но у разных авторов эти графики существенно различаются (рис. 5). Различаются даже очень похожие по форме диаграммы Тиссо и Вельте и используемая AAPG [17]. Примерно совпадает (для типов ОВ I и II) с диаграммой Тиссо и Вельте диаграмма, используемая в Коми НЦ Уро РАН [12]. Диаграммы для III типа ОВ различаются все! Среди этих вариантов диаграмм наибольшее доверие вызывает диаграмма, приведенная Б. Тиссо и Д. Вельте, поскольку описан способ ее получения.

Рис. 4. Диаграмма Ван Кревелена – основные типы и эволюционные кривые керогенов типов I, II и III (по Б. Тиссо и Д. Вельте, 1981). 1 – основная тенденция изменения состава гумусовых углей; 2 – границы поля, отвечающего керогену; 3 – эволюционные кривые основных типов керогена

Рис. 5. Эволюционные кривые керогенов типов I, II и III на псевдодиаграмме Ван Кревелена по данным разных авторов

Второй вариант получения псевдодиаграммы основан на приводимых Тиссо [15] со ссылкой на Ж. Эспиталье данных о корреляции получаемых при пиролизе керогенсодержащей породы водородного и кислородного индексов с атомными отношениями Н/С и О/С. Р. Тайсон [20] в соответствии с линейными уравнениями регрессии HI=f (H/С), OI=f (О/С) наносит на диаграмму Ван Кревелена вторую пару осей HI–OI, получая тем самым диаграмму Ван Кревелена в этих осях (рис.6). Решение изящное, но в этом варианте тоже не все гладко: кривая эволюции керогена I типа частично выходит за нулевое значение кислородного индекса, что противоречит физическому смыслу величин. По­видимому, это преобразование систем координат должно выполняться с разворотом осей HI–OI относительно осей H/C–O/C. Соответствующие расчеты можно было бы выполнить при наличии полученных на одних образцах параллельных замеров атомных соотношений Н/С, О/С и пиролитических параметров HI, OI.

Как нам представляется, можно предложить лучшее решение: выполнить обратное преобразование, оцифровав приведенные в [15] данные Ж. Эспиталье (рис.7) и вычислив коэффициенты уравнений регрессии:
H/C= 0.0014*HI+0.5753,                 r² = 0.94,
O/C= 0.004*OI+0.0392,                   r² = 0.95.

Уравнения позволяют пересчитать пиролитические параметры в атомные соотношения и нанести результаты пиролитических анализов непосредственно на диаграмму Ван Кревелена. Это, конечно, по­прежнему линейная аппроксимация возможно нелинейного преобразования, которое необходимо для перевода эволюционных кривых на диаграмме в осях HI–OI в кривые на диаграмме Ван Кревелена. Тем не менее, это преобразование представляется более правомерным, поскольку не нарушает физически допустимые пределы изменения параметров.

Эволюционные кривые основных типов керогена на диаграмме Ван Кревелена существенно различаются для незрелого органического вещества и сближаются по мере роста зрелости ОВ. Типы I и II становятся неразличимы на диаграмме в интервале атомного соотношения Н/С 1­1.1, что соответствует ин­тервалу 300­375 водородного индекса. Кривая ОВ типа III приближается к кривой ОВ типа II при значениях отношения Н/С, примерно равных 0.5, когда преобразование H/C = f(HI) уже за физически допустимой границей. Несколько условно можно считать, что для значений водородного индекса, превышающих 17­20 мг УВ/г Сорг, при значениях кислородного индекса OI > 2.7 мг СО₂ /г Сорг (т.е. при значениях атомного отношения O/C > 0.05) типы III и I­II на диаграмме различаются.

Рис. 6. Преобразование осей диаграммы Ван Кревелена (по R. Tyson, 1995)

Рис. 7. Корреляция водородного и кислородного индексов с атомными соотношениями H/C и O/C (по Б. Тиссо и Д. Вельте, 1981). 1 – Парижский бассейн; 2 – Шпицберген; 3 – Сахара (Ливия, Алжир); 4 – Персидский залив; 5 – бассейн Дуала

Тип керогена, полученный по распределению данных пиролиза на диаграмме HI­T_max, уточнен с учетом их распределения как на диаграмме HI­OI по [15], так и (после пересчета) на диаграмме Ван Кревелена H/С­O/С. Вследствие низких значений кислородного индекса, наблюдаемых практически по всему разрезу и площади распространения баженовской свиты и ее аналогов, выделение типов керогена на диаграмме пиролитических параметров HI и OI неоднозначно. Более информативным является анализ распределения данных пересчета кислородного и водородного индексов в атомные отношения H/C и O/С на диаграмме Ван Кревелена. Тип керогена в ряде скважин с учетом этого графика изменен. Например, данные по скв.2 Западно­Вэнгапуровской площади (рис. 8а) изначально по диаграмме Hi­T_max отнесены к керогену первого типа, так как практически все точки замеров попадают в область эволюции керогена этого типа. На диаграмме атомных отношений Ван­Кревелена большая часть точек группируется между кривыми эволюции керогенов первого и второго типа, что говорит о возможном смешении двух типов керогена в разрезе баженовской свиты в районе этой скважины, поэтому в результате тип керогена для этих данных определен как I­II. Аналогично, в скважине 3 Восточно­Панлорской (рис. 8б) на диаграмме HI­T_max большая часть образцов располагается в поле эволюции типов II­III и даже III и только один – в поле эволюции типа II, вследствие чего ОВ было первоначально отнесено к типу II­III. Однако после пересчета на диаграмму Ван Кревелена все образцы легли за кривую эволюции типа II, к этому типу и было отнесено ОВ в скважине.

Рис. 8. Идентификация типа ОВ в скважинах по трем диаграммам

Таким образом, после анализа распределения точек на трех видах диаграмм все имеющиеся данные были заново разделены на пять групп. Это три группы скважин, данные которых однозначно отнесены к одному из типов керогена – I, II и III, и две группы с керогеном смешанного типа – I­II и II­III. Из 208 скважин в 26 идентификация типа была изменена после пересчета пиролитических данных в атомные соотношения. На рис. 9 приведены характерные примеры диаграмм всех пяти типов ОВ, а на рис. 10 показано распределение пиролитических данных по всем скважинам, ОВ которых отнесено к соответствующему типу с учетом результатов пересчета водородного и кислородного индексов в атомные соотношения. Карта типов органического вещества изменилась незначительно: сократилась по площади область развития типа II­III и появился дополнительный участок этого типа в скважине 102 Даниловской; из четырех скважин с ОВ типа III осталось три; немного изменился контур области типа I­II (рис. 11).

Рис. 9. Примеры диаграмм выделенных типов органического вещества

Рис. 10. Распределение пиролитических данных по типам ОВ после пересчета в атомные соотношения

Рис. 11. Расположение областей развития разных типов ОВ после пересчета

Рис. 12. Распределение сернистости нефти по залежам УВ

Рис. 13. Содержание пирита в породах баженовской свиты

В зарубежной литературе кроме трех основных видов керогена описан тип IIS. Он имеет высокое начальное атомное отношение H/C и низкое O/C и образуется из автохтонного ОВ, которое накапливалось при резко восстанови­тельных условиях в морской обстановке [19]. Сера замещает кислород в составе керогена, что приводит к ранней генерации высокосернистой нафтеновой нефти [19]. Высокое содержание водорода (высокий HI) и замещение серой кислорода (низкий OI) обусловливает тот факт, что на псевдодиаграмме Ван Кревелена IIS керогену соответствует график эволюции керогена типа I [21]. Таким образом, если график эволюции керогена из морской материнской породы соответствует типу I на псевдодиаграмме Ван Кревелена, можно предполагать, что мы имеем дело с керогеном типа IIS [17].

Содержание серы в нефтях определяется содержанием серы в керогене и уровнем его зрелости [20]. Для проверки гипотезы о типе керогена была построена схема содержания серы в нефтях по данным из баланса запасов в двух вариантах. В первом варианте картировалось содержание серы по залежам, открытым в неокомском и верхнесреднеюрском нефтегазоносных комплексах. Во втором – для каждого месторождения определялось значение сернистости нефти, средневзвешенное по величине запасов залежей, открытых в неокомском и верхнеюрском нефтегазоносных комплексах. Для выборки из 3552 залежей граничные содержания серы составили 0.01 и 6.56%, для выборки из 333 месторождений средневзвешенное значение параметра изменяется от 0.04 до 4.5%. На обеих схемах изменение сернистости имеет один и тот же характер, но, как и следовало ожидать, схема по месторождениям более гладкая, а по залежам – более дифференцированная.

На схеме сернистости по залежам (рис. 12) видно, что содержание серы преимущественно варьирует от 0.2 до 2.0%. В центральной части рассматриваемой территории по изолинии 0.6% выделяется область, соответствующая сернистой нефти (0.61­1.80%). На юго­западе и в центре она осложняется двумя зонами, в которых содержание серы в нефтях превышает 1.0% и достигает 2.1. С запада и востока к области сернистой нефти примыкают зоны со значениями соответственно < 0.5 и <0.4%. Распределение сернистости по площади в целом соотносится с распределением типов ОВ. Область сернистой нефти (>0.6%) соответствует зоне ОВ I + I­II типов, аномалии с параметром > 1.0% – ОВ I типа. Содержание серы <0.6% можно соотнести с распределением по площа­ди ОВ II типа. Область с сернистостью <0.4% в районе Красноленинского свода и Шаимского мегавала коррелируется с зоной ОВ II­III типа.

Средневзвешенное содержание пирита (рис. 13) практически на всей рассматриваемой территории за исключением окраинных зон превышает 6%, достигая 13%. Выделяются три аномалии со значением параметра > 8.0%. Различие распределения пирита и сернистости нефтей наиболее ярко проявляется в районе Красноленинского свода (сернистость < 0.4%, содержание пирита > 9.0%). Снижение содержания серы в нефтях в этой зоне может быть вызвано возрастанием уровня зрелости керогена, обусловленным, в свою очередь, повышенными значениями теплового потока (> 70 мВт/м2). Снижение водородного индекса (тип ОВ II­III вместо II) также можно объяснить высокой термальной зрелостью керогена.
Возможно также другое объяснение. В.Орр отмечает [18], что кероген типа IIS является индикатором специфических условий осадконакопления. Он может формироваться при наличии трех условий: 1) значительном содержании сульфата в воде; 2) преобладании в придонном слое бескислородной среды, способствующей активному микробиальному восстановлению серы; 3) недостаточном содержании в осадке реакционноспособного железа (из кластических осадков) для удаления всего бактериально генерированного сероводоро­да. Для формирования керогена типа II первые два условия также необходимы, а кероген типа IIS формируется таким образом при недостаточном привносе терригенного материала и, следовательно, нехватке реакционноспособного железа для превращения в пирит всей восстановленной серы. Избыток серы взаимодействует в этих условиях с органическим веществом осадка. Обсуждавшаяся ранее [1] гипотеза о повышенном привносе терригенного материала (за счет западного источника сноса) в Красноленинском и Фроловском районах может объяснять таким образом и пониженную сернистость нефтей на фоне более высокого содержания пирита в породе, и пониженный тип органического вещества.

С учетом изложенных аргументов типы ОВ I и I­II правомерно рассматривать как IIS.

Вторая обширная область повышенного содержания пирита в породах баженовской свиты наблюдается на Нижневартовском своде, который отличается также минимальными толщинами свиты 8­15 м и выделяется в центральной части Западной Сибири по совокупности многих показателей. На карте распределения водородного индекса органического вещества свод характеризуется максимальными средневзвешенными значениями 620­680 мгУВ/гСорг, тогда как центральная часть Сургутского свода лежит в поле 580­620 мгУВ/гСорг. При этом современные пластовые температуры в баженовской свите на обоих сводах составляют 80­90°С. Если термическая зрелость ОВ одинаковая, то разница в значениях водородного индекса может объясняться только более высоким (на 40­60 мгУВ/гСорг как минимум) начальным генерационным потенциалом ОВ на Нижневартовском своде. Вероятно, вследствие большей выраженности свода в рельефе не слишком глубокого эпиконтинентального баженовского моря, меньшей глубины, большей прогретости воды и большей биопродуктивности моря.

Из представленной авторами модели несколько выделяется ряд скважин Александровского мегавала (Котыгъеганские,Кирская, Луньеганская) и Шаимского мегавала (Западно­Толумская), в которых также определяется I или I – II тип ОВ, но нет ни повышенной сернистости нефти, ни повышенного содержания пирита. Высокое качество ОВ в этих районах необходимо объяснять другими причинами.

В заключение необходимо отметить, что проведенное исследование не позволяет сделать однозначный вывод о типе органического вещества в породах баженовской свиты. Все рассмотренные гипотезы не противоречат имеющимся данным, поэтому возможен как вариант распределения по территории центральной части Западной Сибири типов керогена I, I­II, II, так и вариант распределения типов IIS и II. Второй представляется более обоснованным. Наличие типов II­III и III, т.е. подмешивание террагенного ОВ к преимущественно аквагенному ОВ, также представляется возможным. Предложенное преобразование пиролитических данных для наложения на диаграмму Ван Кревелена улучшает идентификацию (снижает неоднозначность) типа ОВ по результатам пиролиза. Варианты распределения типов ОВ по площади необходимо учитывать как при определении кинетики преобразования ОВ, так и при оценке его начального генерационного потенциала.

ЛИТЕРАТУРА

1. Волков В.А., Захарова Л.М., Кузьмин Ю.А. и др. Особенности строения баженовской свиты в центральной части Фроловской мегавпадины // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала ХМАО – Югры (Восемнадцатая научно­практическая конференция). – Ханты­Мансийск. – 2015. – Т.1. – С. 43­60.
2. Гончаров И.В., Самойленко В.В., Обласов Н.В., Фадеева С.В. Катагенез органического вещества пород баженовской свиты юго­востока Западной Сибири (Томская область). – Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С. 32­37.
3. Гончаров И.В., Фадеева С.В., Самойленко В.В. и др. Генерационный потенциал органического вещества пород баженовской свиты юго­востока Западной Сибири (Томская область). – Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 11. – С. 12­16.
4. Зубков М.Ю., Меленевский В.Н., Кос И.М., Медведев Н.Я. Нефтегенерационные свойства различных типов пород, слагающих верхнеюрс­кие отложения Маслиховского месторождения // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. – Ханты­Мансийск. – 2000. – Т 1. – С. 152­61.
5. Козлова Е.В., Калмыков Г.А., Ганичев Д.И., Балушкина Н.С. Формы нахождения угле­водородов в породах баженовской свиты. – Геофизика. – 2015. – № 3. – С. 15­22.
6. Конторович А.Э., Меленевский В.Н., Занин Ю.Н. и др. Литология, органическая геохимия и условия формирования основных типов пород баженовской свиты. – Геология и геофизика. – 1998. – Т. 39. – № 11. – С. 1477­1491.
7. Конторович А.Э., Бурштейн Л.М., Малышев Н.А. и др. Историко­геологическое моделирование процессов нафтидогенеза в мезозойско­кайнозойском осадочном бассейне Карского моря. – Геология и геофизика. – 2013. – Т. 54. – № 8. – С. 1179­1226.
8. Конторович А.Э., Конторович В.А., Рыжкова С.В. и др. Палеогеография Западно­Сибирского осадочного бассейна в юрском периоде. – Геология и геофизика. – 2013. – Т. 54. – № 8. – С. 972­1012.
9. Куликова Н.К., Раевская Е.Г., Шурекова О.В. Альгофлора в формировании органичес­кого вещества высокоуглеродистой волжско­берриасской баженовской свиты Западной Сибири //Водоросли в эволюции биосферы / Материалы I палеоальгологической конфе­ренции. 25­28 февраля 2013 г. – М.: ПИН РАН. – 2013. – С. 59­62.
10. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Нефтегене­рационные свойства баженовской свиты на территории Ханты­Мансийского автономного округа // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. – Ханты­Мансийск. – 1999. – С. 116­123.
11. Лопатин Н.В., Капаев Р.А., Емец Т.П. Нефтегенерационные свойства баженовской свиты на Ватьеганском месторождении// Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. – Ханты­Мансийск. – 2000. – С. 144­151.
12. Макарова И.Р., Отмас А.А., Суханов А.А. Новые данные о составе органического вещества доманикоидных отложений силура Калининградской области. – Вестник института геологии Коми НЦ Уро РАН. – 2012. – № 12 (216).
13. Ровнина Л.В., Конышев Р.А., Садовникова Т.К. К вопросу о вещественном составе баженовской свиты Западной Сибири//Нефтеносность баженовской свиты Западной Сибири /Научные труды ИГиРГИ. – М. – 1980. – С. 148­175.
14. Самойленко В.В. Геохимия органического вещества баженовской свиты юго­востока Западной Сибири и генетически связанных с ним флюидов. – Автореф. дис. к.г.­ м.н. – Томск. – 2011. – 22 с.
15. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и рас­пространение нефти. – М.: Мир. – 1981. – 503 с.
16. Юдович Я.Э., Кетрис М.П. Геохимия черных сланцев. – Л.: Наука. – 1988. – 29 с.
17. Dembicki H. Jr. Three common source rock evaluation errors made by geologists during prospect or play appraisals // AAPG Bulletin, v. 93, no. 3 (March 2009), pp. 341­356.
18. Orr W.L. Kerogen/asphaltene/sulfur relationships in sulfur­rich Monterey oils//Advances in Organic Geochemistry 1985; Org. Geochem. 1986, 10, pp. 499­516.
19. Orr and White; Geochemistry of Sulfur in Fossil Fuels //ACS Symposium Series; American Chemical Society: Washington, DC, 1990. pp. 1­29.
20. Tyson R.V. Sedimentary organic matter: Organic facies and palynofacies. Chapman and Hall, London, 1995, 615 pp.
21. Williams L.A. Subtidal Stromatolites in Monterey Formation and Other Organic­Rich Rocks as Suggested Source Contributors to Petroleum Formation//The American Association of Petroleum Geologists V. 68, no. 12 (December 1984). pp. 1879­1893.