Различные типы горючих полезных ископаемых (ГПИ) в осадочных бассейнах (ОБ) того или иного типа и возраста — подвижные (фазообособленные: газ сухой, конденсатсодержащий и нефть с растворенным газом) и неподвижные (торф, уголь, углистые и горючие сланцы), изначально связаны с фоссилизированным и захороненным в осадках органическим веществом — рассеянным, полуконцентрированным и концентрированным (РОВ, ПКОВ и КОВ), которое в длительный период постдиагенетической эволюции по мере погружения вмещающих пород и ужесточения термобароглубинных и катагенетических условий и дает начало всей гамме углеводородистых веществ, в том числе органических подвижных соединений (ОПС).
Несомненно, что важную и часто ведущую роль в процессах газо- и особенно битумогенерации играет РОВ, однако, в разрезах, где угольные пласты имеют значительные суммарные мощности (толщины) и соответствующие газо- и нефтеобразованию стадии катагенеза, влияние их на размещение и тип месторождений УВ может быть достаточно велико и его необходимо учитывать.
Под генерационными свойствами отдельных литотипов пород и осадочных толщ в целом понимается совокупная информация о значениях параметров, определяющих масштабы и направленность процессов генерации ОПС — углеводородных и неуглеводородных газов, битумоидов и водорастворенных органических веществ (ВРОВ). К генерационным параметрам относятся формы накопления, генетический тип, микрокомпонентный и элементный состав, содержание и степень катагенетической преобразованности ОВ в осадочных породах. Кроме того, для понимания газо- и нефтегенерационных процессов в «зрелую» — катагенетическую фазу эволюции ОВ в осадочных толщах необходимо знание особенностей развития процессов биофизикохимического изменения ОВ на предкатагенетических этапах.
Геохимические особенности ОВ и битумоидов пород осадочного чехла Ямальской области изучались рядом исследователей ВНИГРИ, ВНИГНИ, ЗапСибНИГНИ, СНИИГГИМС, ВНИИГАЗа, ИГИРГИ [21, 22, 26, 40, 44, 48, 133, 135, 139, 147 и др.].
Важнейшим параметром генерационных свойств является содержание в породах рассеянного органического вещества, определяемое по органическому углероду (Сорг, %).
Авторами обобщены материалы по геохимии органического вещества (рассеянного, полуконцентрированного и концентрированного — РОВ, ПКОВ и КОВ), битумоидов, нефтей и конденсатов, уровню катагенетической преобразованности ОВ, (R°, %). Использовано более 600 стандартных анализов Сорг, 55 анализов Rock-Eval и тонких геохимических исследований (работы 1972-2003 гг. ВНИИГАЗа, ИГИ, ИГИРГИ, МГУ, ВНИГНИ по коллекции пород и углей авторов). В результате исследований построен ряд новейших геохимических схем и графиков. В табл. 5.1 и на рис. 5.1, 5.2 приведены обобщающие данные о содержании Сорг в разных литотипах пород. Наиболее детально изучено РОВ по разрезу мела и юры Новопортовской, Бованенковской, Харасавэйской, Малыгинской и Нейтинской площадей.
В альб-сеноманской песчано-глинистой толще отмечается повышенное содержание Сорг в глинах и глинистых алевролитах — от 2 до 4 % и более, причем глины альба обогащены РОВ более, чем в сеномане, за счет присыпок тонкорассеянного угольного вещества.
В танопчинской угленосной свите (готерив-апт) содержание Сорг увеличивается в северном направлении от 1,0—1,3 до 3,0 % и более при среднем содержании 2,3 % (рис. 5.1). В песчаниках и алевролитах в том же направлении содержание Сорг возрастает от 0,7 — 1,0 до 4,8 % и более (в углистых разностях). В верхней части региональной глинистой покрышки (низы неокома, в том числе новопортовская и сеяхинская толщи) содержание Сорг в глинах снижается до 1,93 % (табл. 5.1). Пониженным содержанием Сорг характеризуются глины новопортовской толщи дельтового генезиса на юге области: 0,86 %. По данным работы [22] готерив-барремские глины на юге Ямала содержат от 0,5 до 1,0 % Сорг, глины берриаса-валанжина — от 1 до 2 %, с чем трудно согласиться.
Глины ачимовской толщи берриаса на севере Ямала обогащены РОВ (до 4,0 % и более). В глинисто-кремнистых породах волжского яруса — возрастных аналогах баженовской свиты Среднего Приобья — содержание Сорг не превышает 3—4 %. В среднем, верхнеюрские глины характеризуются относительно пониженными содержаниями Сорг (1,76 %). Глины волжского яруса на Новопортовской площади содержат 2,57 % Сорг (4 анализа), абалакской свиты — 0,98 % (5 анализов). В нижне-среднеюрской толще содержание Сорг в глинах составляет 1,92 % в среднем при значительных колебаниях по отдельным пластам (0,3—10,0 %) (см. рис. 5.2). При этом по большинству площадей намечается четкая тенденция снижения содержаний Сорг с глубиной, от среднеюрских горизонтов к нижнеюрским и базальным, что объясняется как естественным «выгоранием» РОВ под воздействием катагенеза, так ц первично-фациальными причинами. Характерный пример — Новопортовское месторождение. Здесь в верхних горизонтах тюменской свиты среднее содержание Сорг в глинах типично континентального генезиса составляет 2,7 %, а в нижней юре прибрежно-морские глины содержат менее 1 % Сорг. Песчано-алевролитовые разности содержат Сорг в количестве от 0,5 до 2,5 %. В доюрских терригенных породах содержание РОВ невелико — около 1,4 % (см. табл. 5.1).
Таким образом, общее снижение содержания РОВ (Сорг) в пределах Ямальской области отмечается с севера и северо-запада на юг и сверху вниз по разрезу как в объеме нижнего мела (от альба к валанжину), так и юры (от верхней к средней и, особенно, к нижней юре). Вообще же, как в разрезе типично угленосной формации баррема-апта (повсеместно) и средней юры (на юге области), так и в прибрежно-морских и мелководноморских толщах валанжина-готерива и нижней-средней юры (в северной половине Ямала) присутствуют многочисленные пласты и прослои глин различной мощности, обогащенных РОВ (Сорг = 4—5 % и более), которые обладают превосходными генерационными свойствами по отношению к широкой гамме УВ. РОВ в альб-сеноманской, готерив-аптской и нижнесреднеюрской толщах относится к существенно гумусовому и сапропелевогумусовому типам, независимо от фациальной принадлежности пород и лишь в отдельных прослоях — к гумусово-сапропелевому. Смешанное по составу ОВ рассеяно в преимущественно морских глинистых толщах верхней юры — валанжина и турона-олигоцена. В составе гумусовой компоненты РОВ содержание лейптинитовых микрокомпонентов относительно невысокое (до 20—30 %, обычно менее 15—10 %). Изучение ОВ нижнемеловых и юрских пород ряда площадей Ямала произведено и по методике Rock-Eval (табл. 5.2—5.6).
Сравнительньные результаты пиролиза пород баженовской свиты Салымской площади и ее возрастного аналога в разрезе Бованенковской площади приведены в табл. 5.2 [74].
Они показывают существенное уменьшение на севере генерационных возможностей пород волжского яруса.
Пиролиз 23 глинистых образцов тюменской свиты на Бованенковской площади [74] показал, что, по классификации Дж. Эспиталье и других ученых, они относятся к «средним», «богатым» и даже «превосходным» НМ-породам. Их общий нефтяной потенциал (S1 + S2) в малышевском горизонте изменяется от 2,0 до 17,08 кг/т породы, но из 110 изученных НМ-слоев этого возраста 8 имеют значения от 5 до 20 кг/т и HJ = 200—285 кг УВ/т Сорг («богатый» НМ-слой). В вымском горизонте (скв. 114 и 116) этот пиролитический параметр варьирует от 8,6 до 21,76 («средний», «богатый» и «превосходный» типы), но уже в джангодском горизонте его значение, как правило, не превышает 3,2 кг/т, a HJ = 160 кг УВ/т Сорг. Представляют интерес и другие пиролитические параметры: Tmax, равные 435—460 °С, типичны для диапазона ГЗН; OPJ, как правило, больше 0,25, что связывают с активно развивающимся процессом генерации микронефти; Сорг обычно изменяясь от 1,7 до 4 %, что весьма характерно для типичных глинистых НМ-пород.
В скв. 116 выделены два глинистых слоя, классифицирующиеся по данным пиролиза как «богатая НМ-порода». В малышевском горизонте это 6-метровый глинистый пласт (2634—2640 м) с Сорг = 4,50 % и общим нефтяным потенциалом 17,08 кг/т породы (R°max = 0,80 %). Пиролитические характеристики двух проб песчаника из зоны контакта с НМ-слоем (0,1 и 0,2 м от контакта): S1 = 5,96 и 3,43 кг/т; OPJ = 0,77 и 0,57 — свидетельствуют об эффективном массопереносе УВ из материнского пласта в пористо-проницаемую породу и о формировании в ней скоплений.
В верхней части тюменской свиты Новопортовской площади, где измеренные значения R°max не выходят за рамки градаций катагенеза ПК3 — начало MKi (0,48—0,52 %), нефтематеринский потенциал глин реализован еще в небольшой мере и поэтому близок к полному (исходному) Пнм. Наиболее представителен образец глины скв. 146 (2060,3 м), где Sj = 1,23 кг/т, S2 = 17,18 кг/т, HJ = 459 кг/т и OPJ = 0,07, который относится к типу потенциально богатых НМ-пород. В этом интервале встречен песчаник, пропитанный нефтью (51 = 3,73 кг/т, OPJ = 0,83).
В нижней юре Новопортовской площади (скв. 161, глубина 2694 м) обнаружен образец глины черной с буроватым оттенком, идеально ровным изломом, тонкоотмученной, отложившейся в восстановительных условиях морского бассейна. Выход УВ пиролиза этой глины [S1 = 7,01 кг/т, S2 = 46,57 кг/т, Сорг = 13,85 % (по массе)] позволяет отнести ее к типу «превосходной» НМ-породы.
В последние годы исследования по методике Rock-Eval, проводившиеся Н.В. Лопатиным и другими, дополнены анализом ряда образцов по ряду площадей Ямала, их результаты приведены в табл. 5.4—5.5.
Полученные результаты свидетельствуют о достаточно высоком потенциале газобитумогенерации сероцветных толщ континентального и морского генезиса на севере провинции. Таким образом, весь разрез осадочного чехла от турона до низов юры слагают высоко- и среднеэффективные газо- и нефтематеринские терригенные толщи.
Подобно органическому веществу распределены в разрезе и битумои-ды. Исследования битуминозности пород нижнего мела и юры проводились в СНИИГГИМС и ИГИРГИ. В нижне-среднеюрском комплексе по данным единичных анализов концентрация Рхд в глинах составляет 0,1 и более, а в песчаниках и алевролитах — 0,02—0,08 %. В неокомском и апт-альб-сеноманском комплексах в глинах содержание βхл составляет 0,02—0,05, а в песчаниках и алевролитах 0,01—0,03 % (А.Э. Конторович, А С. Фомичев и др., 1985).
В нижне-среднеюрском комплексе элементный состав битумоидов таков: углерод — 81,7—87,0, водород — 8,1—10,5, сера — 0,4—0,7 %. В групповом составе преобладают смолисто-асфальтеновые компоненты, которые составляют от 62,0 до 77,6 %, на углеводороды приходится 22,4—37,3 %. Среди углеводородов преобладают метаново-нафтеновые (13,2—21,9 % на битумоид).
Количество нафтеново-ароматических УВ испытывает резкие колебания в зависимости от принадлежности битумоида к тому или иному типу ОВ. В связи с этим отношение (Me — Nn/Nn—Ar) колеблется от 1,4 до 4,7. Прибрежно-морской характер осадков отражается и на составе ароматической части УВ. Наряду с нафталиновыми УВ в битумоиде определено значительное количество фенантреновых, более сложные соединения присутствуют в незначительных количествах (менее 2 % на нафтеново-ароматическую фракцию).
Данных по элементному и групповому составу ОВ волжских отложений не имеется.
В берриас-готеривских битумоидах содержится от 82 до 85,6 % углерода, 8,9—11,2 % водорода и 0,4—1,1 % серы. Отмечается тенденция к увеличению нафтеново-ароматических УВ вверх по разрезу. Метановонафтеновая фракция в битумоиде составляет 31,1, а нафтеново-ароматическая — 12,6 %. Обращает на себя внимание низкое содержание смол и асфальтенов — 31,4 и 24,8 % соответственно. В нафтеново-ароматической фракции отмечаются повышенные содержания ароматических структур (наравне с нижне-среднеюрскими), которые в сумме составляют 30,5 %. Среди ароматических ядер преобладают фенантреновые, что свидетельствует о наличии значительной примеси аллохтонного гумусового ОВ (А.Э. Конторович, А.С. Фомичев и др., 1985).
Элементный состав битумоидов в породах готерива-сеномана (в %) таков: углерода 83,7, водорода 9,6, серы 0,3. В групповом составе сумма углеводородов составляет 30—40, а смолисто-асфальтеновых компонентов 60—70 %. Среди углеводородов довольно часто преобладает нафтеновоароматическая фракция, в составе которой отмечается высокое содержание ароматических УВ (30—50 %), причем нафталины часто доминируют. Такой состав углеводородов в битумоидах определяется исходным типом РОВ, в котором превалирует гумусовая компонента. Детальный анализ УВ состава битумоидов пород берриаса-юры проведен в ИГИРГИ Т.Н. Гордадзе и Др. (табл. 5.6—5.9).
Большинство осадочных бассейнов мира — промышленно- и перспективно газонефтеносных и нефтегазоносных (ГНБ и НГБ) — являются в то же время и угленосными, поскольку в объеме их осадочного чехла значительную долю занимают угленосные и субугленосные формации с многочисленными пластами и линзами угля. Благодаря работам большого числа исследователей и успехам органической геохимии и эволюционной геологии за последние 15—20 лет можно считать твердо установленной генетическую связь угля, газа и нефти для большого числа осадочных бассейнов. К ним относятся Центрально-Европейский НГБ, Днепровско-Донецкая впадина, бассейны молодых плит Северной Евразии, внутренние и окраинные бассейны Китая, Юго-Восточной Азии, Австралии, региона Скалистых гор и др. В то же время промышленно угленосные бассейны являются фактически углегазоносными, но открытого типа, из которых газ рассеялся вследствие дегазации недр из-за отсутствия региональных покрышек, в том числе и по разломам. В противоположность им ГНБ и НГБ являются бассейнами закрытого типа, в осадочном чехле которых генерированные ОВ углеводороды в значительной своей массе сохранились, частично образовав в ловушках фазообособленные скопления достаточно крупных размеров (запасов). К подобным относится и крупнейший в мире Западно-Сибирский осадочный мегабассейн.
Исследованиями последних 15 лет установлено, что мегабассейн является и крупнейшей угленосной провинцией, но закрытого типа, в которой количество и суммарная толщина угольных пластов увеличиваются в северном направлении [44, 48, 135]. Кроме окраинных впадин — угленосных суббассейнов — Ляпинской, Северо-Сосьвинской, Чулымской и других, высокой угленасыщенностью характеризуются разрезы усть-тазовской серии верхнего валанжина-сеномана Надым-Тазовского междуречья и особенно танопчинской свиты (готерив-апт) Ямальского и Гыданского полуостровов.
В пределах Ямальской области угольные пласты распространены в сеноманских, нижнемеловых и среднеюрских породах. В отложениях сено-мана угольные пласты отмечены только на площадях северной части полуострова — Северо-, Южно- и Западно-Тамбейских. Толщина пластов в основном 0,6—1,0 м, в сумме достигает 18,6 м на Южно-Тамбейской, 9,5 м — на Северо-Тамбейской и 3,0 м — на Западно-Тамбейской площадях. Угли относятся к матовым и блестящим бурым углям (стадии катагенеза — Б2—Б3).
В отложениях апта и неокома угольные пласты выявлены на всех площадях полуострова (рис. 5.3). Толщина отдельных пластов в основном 0,8—1.2 м (иногда до 5—8 м), в сумме достигает 41,6 м на Бованенковской, 42.2 м на Крузенштернской, 42,6 м на Верхне-Тиутейской, 51,6 м на Северо-Тамбейской площадях. Стадии углефикации — Б2—Д1 на юге и Д—Г1 на севере полуострова.
Особенностью отложений раннемелового возраста является резкое преобладание углей баррем-аптского возраста над углями берриаса-готерива. В барреме и апте суммарная толщина углей (см. рис. 5.3) в основном не менее 15 м, а в берриасе-готериве редко достигает 5 м (исключение составляют лишь Верхне-Тиутейская, Северо- и Южно-Тамбейская площади, где суммарная толщина углей берриаса-готерива около 18 м). Угленасыщенность новопортовской толщи валанжина на юге полуострова составляет 3—7 м (толщина «сгруженного» угля).
В отложениях юрского возраста угольные пласты толщиной 0,8—1,0 м встречены лишь на Новопортовской площади. Суммарная толщина пластов до 5,8 м, угли относятся к длиннопламенным.
Таким образом, суммарная толщина пласта-эквивалента («сгруженного» угля) в разрезе танопчинской свиты только по угольным пластам рабочей мощности (более 0,5 м) изменяется от 5—10 на Новопортовском до 40—55 м и более на Харасавэйском месторождении и на севере полуострова. С учетом мезо- и микроуглистости (прослоев и линз угля единичной толщиной менее 0,5 м) мощность «сгруженного» угля увеличивается не менее, чем на 80—100 %. По расчетам А.З. Юзвицкого, А.С. Фомичева и О.И. Вострикова (2000 г.), в северной половине Ямала величина макроуглистости в разрезе всего нижнего мела-сеномана составляет от 25 до 50 м пласта-эквивалента, с чем трудно согласиться.
Основное количество угольных пластов в ЯГНО находится в баррем-аптском литолого-стратиграфическом комплексе и образует три площадных зоны: Нурминскую, Тамбейскую и Малыгинскую, в каждой из которых средняя суммарная толщина угольных пластов составляет около 20 м.
Площадь Нурминской зоны — 22 000 км2, при плотности 1,32 г /см3 ресурсы угля составят около 600 млрд.т.
Площадь Тамбейской зоны — 14 000 км2, ресурсы угля составляют 370 млрд. т.
Площадь Малыгинской зоны — 9 000 км2, ресурсы угля составляют 230 млрд. т.
Всего по трем зонам геологические ресурсы угля по расчетам авторов составляют 1,2 трлн. т при площади 45 000 км2 (около 40 % площади суши Ямала). Суммарные геологические ресурсы блестящих бурых углей (в апте-альбе), длиннопламенных и газовых углей (в неокоме) на территории Ямала, по оценке ВНИИГАЗа, составляют не менее 2,5 трлн. т в диапазоне глубин их современного залегания 700—2500 м (только по пластам рабочей мощности), масса же всего КОВ в объеме нижнего мела достигает 4,2—4,7 трлн. т. Помимо КОВ в разрезе неморских отложений Ямала широко развиты полуконцентрированные разности ОВ в пластах углистых глин и алевролитов различной толщины (от 0,3—0,5 до 5—7 м, редко более) с содержанием Сорг от 8—10 % до 40—50 %, когда они переходят в типичные угли высокозольные (51—80 %) и низкозольные (более 80 % ОВ). Суммарная толщина пород с ПКОВ также увеличивается в северном направлении от 6—10 до 40—50 м. В составе КОВ и ПКОВ превалируют микрокомпоненты группы витринита (обычно более 70—80 %, по данным Н.И. Леонгардт), на втором месте по объему — фюзинит, в сумме на лейптинитовую и сапропелевую компоненты приходится, как правило, не более 10—15 %. Таким образом в разрезе осадочного чехла ЯГНО развито ОВ преимущественно гумусового типа.