НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЕ

Рассматривается один из аспектов формирования углеводородного потенциала основной нефтегазоматеринской толщи (НГМТ) верхнедевонско-турнейского возраста в разрезе осадочного чехла территории Пермского края. Предметом изучения являются основные химико-битуминологические характеристики рассеянного органического вещества (РОВ) пород данной толщи. Выборка параметров, собранная для изучения толщи, содержит более чем 4300 определений. Основной целью исследования является дифференциация рассеянного органического вещества пород в зависимости от распределения величин битумоидного коэффициента и степени обогащенности толщ органическим углеродом. По условиям формирования верхнедевонско-турнейская толща пород характеризуется максимальным развитием на данной территории благоприятных геохимических фаций, в условиях которых происходит преобразование РОВ в углеводороды нефтяного ряда. Статистический анализ средних значений химико-битуминологических параметров подтвердил сингенетичность РОВ вмещающей породе с высокой степенью преобразованности и обогащенности миграционно-способными битумоидами, что позволяет считать данную толщу нефтегазогенерировавшей и обеспечившей формирование нефтегазоносности разреза. Далее, опираясь на фундаментальные исследования, в частности зависимость Успенского- Вассоевича, была впервые количественно обоснована дифференциация РОВ девонско-турнейской толщи на сингенетичное, смешанное и эпигенетичное. Исследуя выборку методами регрессионного и дискриминантного анализов, было показано, что выделенные типы РОВ, статистически различны по соотношению параметров С орг и β, что доказывает их отношение кбитумоидам различного типа. Для каждого выделенного типа РОВ в объеме стратиграфических подразделений основной НГМТ были также статистически установлены различные типы соотношений исследуемых параметров С орг и β. В результате проведения исследований автором установлено индивидуальное процентное распределение типов РОВ для каждого горизонта верхнедевонско-турнейской нефтегазоматеринской толщи и статистически доказано их различие по соотношению С орг и β, характеризующих индивидуальную интенсивность и направленность процессов преобразования битумоидов в микронефть. Установлено, что в этой толще максимально широким развитием эпигенетических битумоидов характеризуется собственно доманиковый горизонт.

Актуальность работы обусловлена тем, что в ближайшие годы предстоит наиболее полно изучить нефтегазоносность глубокопогруженных отложений осадочного чехла, залегающих на глубинах более 4 км. Одним из методов, который позволяет решить данную задачу наиболее эффективно, является построение вероятностно-статистических моделей. При этом применяются сравнение средних значений и плотностей распределения (статистики – t и χ2), корреляционный анализ, регрессионный анализ, в том числе пошаговый, а также дискриминантный анализ. В результате этих расчетов определены принципиальные различия в тектонических условиях формирования исходных концентраций органического углерода ( и ) С орг до начала процессов генерации углеводородов (УВ) для изучаемых типов органического вещества (ОВ) – сапропелевого, смешанного и гумусового. Сравнение средних значений и С орг позволило установить наличие статистических различий между типами ОВ в глубокопогруженных отложениях Верхнепечорской впадины. Поскольку данная структура имеет типичное для краевых прогибов асимметричное строение, проведено сравнение двух тектонических зон – западной и восточной, отвечающих внешнему и внутреннему ее бортам. Корреляционный анализ показал, что между изучаемыми показателями наблюдаются связи различной степени тесноты и направленности. С помощью линейного дискриминантного анализа по комплексу тектонических показателей установлена дифференциация по типам ОВ и тектоническим зонам. Выполненный пошаговый регрессионный анализ подтвердил существенное различие в процессах накопления ОВ сапропелевого и гумусового типов, а также в западных и восточных районах впадины. Таким образом, статистический анализ показал определяющую роль тектонических факторов в процессах формирования концентраций и С орг . Кроме того, были построены уравнения регрессии, описывающие зависимости и С орг от тектонических показателей, позволяющих прогнозировать эту важнейшую характеристику нефтегазоматеринских пород.