Все о геологии :: на главную страницу! Геовикипедия 
wiki.web.ru 
Поиск  
  Rambler's Top100 Service
 Главная страница  Конференции: Календарь / Материалы  Каталог ссылок    Словарь       Форумы        В помощь студенту     Последние поступления
   Геология >> Общая и региональная геология | Диссертации
 Обсудить в форуме  Добавить новое сообщение

Генетические типы нефтей продуктивных отложений юго-восточной части Западной Сибири

Бордюг Екатерина Васильевна
Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук
содержание

Глава 3. Геохимия нефтей продуктивных отложений юго-восточной части Западной Сибири.

3.1. История изучения геохимии палеозойских нефтей

В 50-е годы прошлого века были выдвинуты две основные точки зрения об источнике нефти зоны контакта палеозойского складчатого основания и мезозойского осадочного чехла: 1) палеозойские отложения рассматриваются как самостоятельный нефтегенерирующий и нефтеаккумулирующий комплекс (3.Т.Алескерова, И.В.Литвиненко, 1957 и др., В.А.Успенский, 1959); 2)формирование залежей в палеозое связано с вышележащими мезозойскими толщами (Н.Н.Ростовцев 1958; А.Э.Конторович, О.Ф.Стасова, 1964; В.С.Вышемирский, 1971 и др.).

Представления об источнике нефти палеозойских залежей развивались с совершенствованием инструментальных методов исследования углеводородных флюидов и ОВ пород. С открытием в начале 70-х годов ХХ века залежей нефти в глубоко погруженных палеозойских отложениях на Малоичской и Верх-Тарской площадях существование собственно палеозойских НМП уже не вызывало сомнений. В настоящее время большинство нефтяников сходятся во мнении, что НМП для нефтей палеозойских залежей могут служить в каждом конкретном случае как внутрипалеозойские толщи, так и вышележащие мезозойские (А.А.Трофимук, B.C.Вышемирский, 1975; Н.А.Верховская, Л.В.Лебедева, 1981; С.И.Голышев и др., 1991; С.Н.Рыжкова, Ж.О.Бадмаева, 1994; Н.В.Лопатин, Т.П.Емец, О.И.Симоненкова, 1997; А.Э.Конторович, и др., 1998; Е.В.Костырева, 2005).

3.2. Использование биомаркеров для геолого-геохимической интерпретации

Хемофоссилии или биомаркеры - это ископаемые биомолекулы и/или их опознаваемые фрагменты, входящие в состав ОВ осадочных пород и горючих ископаемых. Около трети всех идентифицированных в составе нефти хемофоссилий сохранили явную структурную связь с биомолекулами живого вещества и формировались на разных стадиях литогенеза. Углеводородные биомаркеры представлены соединениями трех основных классов: алканами (н-алканы, изопреноиды, 2М-, 3М-, 12М-, 13М-алканы и др.), полициклическими нафтенами (хейлантаны, стераны, гопаны и другие тритерпаны) и аренами (нафталины, фенантрены, моно- и триароматические стероиды и др.), гетероатомными соединениями из числа биомаркеров являются некоторые кислородные (карбоновые кислоты, фенолы), азотистые (порфирины, гомологи пиролла и пиридина) и сернистые (сульфиды, тиоспирты, тиофены) соединения. Бензотиофены и дибензотиофены не имеют близких аналогов в составе живого вещества, но могут образовываться на ранних стадиях диагенеза в процессе осернения непредельных соединений, входящих в состав липидов и липоидов.

Биомаркеры используются во всех основных направлениях геологии и геохимии нефти и газа. Многие ученые работали и работают в этой области, как в России (Э.А.Абля, О.А.Арефьев, О.К.Баженова, В.Н.Блинова, Д.А.Бушнев, Н.Б.Вассоевич, Т.Л.Виноградова, Н.С.Воробьева, Г.Н.Гордадзе, А.Н.Гусева, М.В.Дахнова, В.А.Каширцев, Т.А.Кирюхина, А.Э.Конторович, Е.А.Костырева, В.Н.Меленевский, Ал.А.Петров, Е.В.Соболева, В.А.Чахмахчев и др.), так и за рубежом (А.Трейбс, Б.Тиссо, Д.Вельте, К.Е.Петерс, Дж.Молдован, Р.П.Филп, Дж.Хант, А.Стадницкая и др.).

В этом разделе диссертации рассмотрено строение биомаркерных соединений и их биологических предшественников (3.2.1.), дан обзор различных геохимических соотношений и интерпретационных графических диаграмм, предложенных отечественными и зарубежными учеными и используемых при реконструкции исходного для нефти ОВ и условий его накопления (3.2.2.), окислительно-восстановительной среды раннего диагенеза исходных НМП (3.2.3.), а также стадий катагенеза и степени созревания нефти (3.2.4.), т.е. тех параметров, на основе которых в данном исследовании проведен биомаркерный анализ и определены предполагаемые источники нефтей в палеозойских и юрских отложениях юго-востока Западной Сибири.

3.3. Изотопный состав углерода органического вещества и нефтей

Наряду с молекулярным составом нефти и битумоидов, изотопный состав углерода является геохимическим критерием для установления генетического источника углеводородных флюидов. Сырая нефть, как правило, характеризуется значением δ13C = -(26-35) , при этом отмечено, что НМП континентального генезиса генерируют нефти с более тяжелым изотопным составом, δ13C = -(28-23) , чем морские нефтепроизводящие породы, δ13C = -(34-27) (Конторович А.Э, 1986; Chung et al., 1992; Peters et al., 2005 и др.)

В рамках данного исследования проводился анализ изотопного состава углерода насыщенной и ароматической фракции 8-ми образцов палеозойских нефтей; рассчитанные значения δ13C позволили предположить наличие нескольких источников нефти в палеозойских отложениях. Геохимическую интерпретацию данных распределения стабильных изотопов углерода и определение потенциальных НМП по δ13C нефти рекомендуется проводить совместно с анализом распределения биомаркеров в нефтях и учетом геологического строения рассматриваемого нефтегазоносного района.

3.4. Методика исследования молекулярного состава нефтей

Биомаркерный анализ проводился по данным хромато-масс-спектрометрического анализа насыщенной и ароматической фракций нефти, который был выполнен на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ на газовом хроматографе ThermoQuest Trace GC, соединенного со спектрометром Finnigan MAT900 с компьютерной системой регистрации и обработки Xсalibur.

Идентификация пиков нормальных и изоалканов проводилась по времени удерживания, характеризующем сорбционную способность индивидуальных соединений; пики отображаются на хроматограмме алкановой (насыщенной) фракции в режиме TIC (Total Ion Current). Другие соединения идентифицировались по характерным осколочным ионам, при отношении их массы к заряду (m/z) 191 (три-, тетра- и пентациклические терпаны), m/z 217 (стераны), m/z 218 (изостераны), m/z 259 (диастераны), m/z 231 (триароматические стероиды), m/z 253 (моноароматические стероиды), m/z 178(фенантрен), m/z 192 (метилфенантрены), m/z 184 (дибензотиофен), m/z 198 (метилдибензотиофены).

Полученные данные систематизировались, обобщались и интерпретировались с использованием применяемых в практике геохимических исследований соотношений, как между отдельными УВ и гетероатомными соединениями, так и между их группами - биомаркерными коэффициентами, описанными в разделе 3.2.

3.5. Типизация нефтей по исходному органическому веществу и условиям накопления нефтематеринских пород

Результаты биомаркерного анализа позволили провести генетическую типизацию и разделить исследованные нефти на 4 типа со сходными значениями биомаркерных коэффициентов (таблица 1).

В I тип объединены нефти Вартовского месторождения из песчаников тюменской свиты (обр. 2) и Северо-Останинского месторождения из коры выветривания палеозоя (пласт М, обр. 1). Эти нефти имеют повышенное содержание высокомолекулярных н-алканов, максимум распределения которых приходится на н-С21-23, что характерно для смешанного исходного ОВ с высокой долей высшей растительности. Отсюда и высокие значения коэффициентов н-С27/н-С17=0,98 и TAR=(нС27+нС29+нС31)/(нС15+нС17+нС19)=0,7 (terrigenous/aquatic ratio). Отношение пристана к фитану (Pr/Ph) для этого типа составляет около 3,5, что говорит об относительно окислительных условиях раннего диагенеза исходных НМП, т.к. эти УВ имеют своим источником непредельный спирт фитол, который в окислительных условиях преобразуется в пристан (i-C9), а в восстановительных - в фитан (i-C0). Относительно окислительные условия раннего диагенеза НМП присущи континентальным условиям прибрежной равнины.

Для определения фациальных обстановок накопления исходного ОВ и условий раннего диагенеза использовались соотношения Pr/н-С17 и Ph/н-С18 (график Кеннона - Кессоу, рис. 1), на котором также отражена степень катагенной зрелости нефти. По этим соотношениям нефти первого типа генерированы постзрелым ОВ озерно-болотного (дельтового) генезиса с относительно окислительными условиями раннего диагенеза.

Таблица 1. Изученные образцы нефтей
N п/пПлощадь, месторождениеN скв.Интервал, мВозрастГоризонт, свитаТип нефти, исходное ОВ, генезис НМП
1Северо-Останинское72794-2810PZ, D2пласт МI - континентальное гумусовое ОВ
2Вартовское3302556-2574J2пласт Ю6, тюменская свита
3Еллей-Игайская23800-4100PZ, D2efВнутри PZII - морское сапропелевое ОВ, вероятно карбонатные НМП
4Верх-Тарское32692-2704PZ, D3пласт М
5Малоичское22842-2849PZ, D2пласт М1
6Малоичское62776-2880PZ, D2пласт М1
7Калиновое62970-2980PZ, D3fr пласт МIII - морское сапропелевое и смешанное гумусово-сапропелевое ОВ
8Верх-Тарское22474-2493J3Ю12, васюганская свита
9СтолбовоеP-12594-2595J3Ю12, васюганская свита
10Южно-Табаганское232595-2632J3Ю1, васюганская свита
11Нижнетабаганское162573-2589J3Ю1, васюганская свитаIV - смешанное ОВ или смесь нефтей из 2-х источников
12Нижнетабаганское 173042-3052PZпласт М1
13Нижнетабаганское43068-3080PZ, С1v-spпласт М1/10
14Южно-Табаганское1302981-3012PZ, Dпласт М1/1
15Урманское23091-3101PZ, D3fr пласты М+М1

Для установления типа исходного ОВ и фациальных условий накопления исходных НМП важнейшую роль играет распределение гомологов стеранов и моноароматических стероидов С27, С28, С29. Биологическими предшественниками стеранов и стероидов являются непредельные стеролы, относительное содержание которых соотносится с видом биопродуцентов ОВ. Преобладание этилхолестана С29 указывает на значительный вклад наземной растительности в формирование ОВ НМП, тогда как преобладание стеранов С27 и С28 - на ведущую роль морского фитопланктона и зоопланктона. Содержание метилхолестана С28 обычно невелико, но в случае его преобладания можно предполагать значительный вклад озерной растительности. Распределение стеранов в изученных нефтях отображено на треугольной диаграмме, предложенной К. Петерсом и Дж. Молдованом (1993), где показаны области, соответствующие НМП разного генезиса. И северо-останинская, и вартовская нефти в преобладающем количестве содержат этилхолестан (С29~70% на сумму гомологов), что показывает большой вклад гумусовой континентальной органики в исходное ОВ НМП; эти нефти попадают в соответствующую область на треугольной диаграмме (рис. 2). Распределение моноароматических стероидов С27-29 и триароматических С26-28, образующихся из моноароматических, в целом повторяет картину распределения стеранов и имеет тот же интерпретационный смысл.

По мнению ряда исследователей, в ОВ морского генезиса в составе трициклических терпанов - хейлантанов - преобладают УВ состава С2326, а континентального - С1920 (Peters K.E. et al., 1993, 2005; Конторович А.Э. и др., 1996 и др.). На основании этого, в качестве генетического параметра используется трициклановый индекс 2∑(C9-C0)/∑(C3-C6). Его значение для нефтей I типа составляет больше 1, что также свидетельствует о континентальном гумусовом исходном ОВ.

Образование в значительных количествах гомогопана С35 (гомогопановый индекс, С35/∑С31-35) происходит в восстановительных обстановках в раннем диагенезе (Peters K.E. et al., 2005). Поэтому низкие содержания гомогопана С35 в нефтях I типа (ок. 8% от суммы гомогопанов) косвенно указывают на субокислительные обстановки накопления и захоронения исходного ОВ НМП.

Для некоторых нефтей палеозойских залежей, в том числе и северо-останинской, был исследован изотопный состав углерода насыщенной и ароматической фракций. Так, в нефти Северо-Останинского месторождения (тип I) наблюдается относительное обогащение по сравнению с другими нефтями тяжелым изотопом (δ13C = -28 ) (рис. 3), что подтверждает наш вывод о значительном вкладе высшей растительности в исходное ОВ.

Таким образом, наиболее вероятным источником нефтей I типа являются НМП континентального генезиса со значительной долей гумусового ОВ, накопившегося в прибрежно-дельтовых или озерно-болотных условиях с субокислительной обстановкой раннего диагенеза. По-видимому, НМП для нефтей Северо-Останинского (PZ) и Вартовского (J2) месторождений служат тогурская (J1t1) и/или тюменская (J1t2-J2k1) свиты.

Во II тип объединены нефти из пласта М1 верхних горизонтов палеозоя Малоичского (скв. 2, 6) и пласта М Верх-Тарского месторождения и нефть внутрипалеозойского резервуара Еллей-Игайского месторождения (табл. 1). Максимум распределения н-алканов этих нефтей приходится на н-С12-15, что характерно для планктоно-бактериогенного исходного ОВ, которое накапливалось в морских водоёмах. Соотношение н-С27/н-С17 и TAR менее 0,5, что также присуще морскому водорослевому ОВ. На диаграмме Кеннона-Кессоу (рис. 1) нефти II типа попадают в область лагунных и мелководно-морских фациальных условий седиментогенеза и относительно восстановительных условий раннего диагенеза исходных НМП. Отношение Pr/Ph для данного типа составляет от 1,02 до 1,77.

Для обеих малоичских и верх-тарской нефти II типа отмечено преобладание этилхолестанов (рис. 2); моноароматические и триароматические стероиды С29 и С28 также преобладают - около 60% на сумму гомологов. Дело в том, что такая картина распределения характерна не только для фанерозойских нефтей, исходное ОВ которых содержало некрому высшей растительности, но и для многих докембрийских и раннепалеозойских нефтей, образовавшихся из ОВ прокариот (например, сине-зеленых водорослей - цианобактерий) и простейших эукариот. Возможно, экологические ниши с подобным липидным комплексом живого вещества сохранились в раннем палеозое, во всяком случае в обстановках накопления карбонатных формаций (Костырева Е.А., Данилова В.П. и др., 1999).

Подобное преобладание этилхолестана и его ароматических производных в древних нефтях и битумоидах к настоящему времени хорошо известно, поэтому на треугольных диаграммах распределения гомологов стеранов и соответствующих ароматических стероидов С27-29, предложенных авторами Peters, Moldowan (1993, 2005), нефти Малоичского и Верх-Тарского месторождений попадают в область морского ОВ НМП возрастом более 350 млн. лет (рис. 2), что соответствует девонскому периоду. По-видимому, авторам диаграмм известны среднепалеозойские морские нефти и ОВ с большим количеством этилхолестана.

В отечественной литературе подобное распределение стеранов отмечается в докембрийских нефтях и битумоидах морского генезиса Сибирской и Русской платформы (Баженова О.К., Арефьев О.А., 1998). В нефтях палеозойских залежей Малоичского месторождения (скв. 4, инт. 3580-3620 и 3900-4600 м, D1) отмечается также преобладание этилхолестана (50%) (Воробьева Н.С., Земскова З.К., Пунанов В.Г. и др., 1992). Аналогичные повышенные концентрации этилхолестана отмечены Е.А. Костыревой (2005) в битумоидах елогуйской свиты кембрия в скв. Лемок-1, находящейся в пределах Предъенисейской зоны нефтегазонакопления. По мнению сибирских ученых (Костырева Е.А., 2005; Конторович А.Э. и др., 2006), источником нафтидов в кембрийских отложениях являются верхнепротерозойские НМП. В пределах рассматриваемого нами района в составе битумоидов карбонатных пород нижнего девона Кильсинской и Герасимовской площадей установлено преобладание этилхолестана во фракции стеранов (до 49%, Костырева Е.А., 2005), что позволяет предположить генерацию изученных нами нефтей II типа подобными НМП.

В исследованных образцах Верх-Тарского (скв.3, 2692-2704 м), Малоичского (скв. 2, 2842-2849 м) и Еллей-Игайского (скв. 2, 3800-4100) месторождений во фракции алканов (m/z 182) была идентифицирована гомологическая серия 12-метилалканов (12М), известная также для ряда древних нефтей Восточной Сибири, Южного Омана, рифейских нефтей Русской плиты. Предшественником гомологических серий 12М- (С24-30) и 13М-алканов (С26-30) послужила 12,13-метилентетракозановая кислота липидов протерозойских цианобактерий. Концентрации 12М-алканов в изученных палеозойских нефтях заметно ниже, чем в истинно "древних" нефтях Сибири, но все же присутствие этой гомологической серии заставляет задуматься о генезисе нефтей палеозоя Западной Сибири и предположить, что либо их состав формировался с участием подтока УВ из допалеозойских отложений, либо специфические организмы протерозоя эволюционировали в палеозой. Следует отметить, что в следовых концентрациях 12М-,13М-алканы были обнаружены в нафтидах кембрийских отложений тыйской (μ1), аверинской (μ1) и елогуйской (μ2) свит скв. Лемок-1, расположенной в Предъенисейской зоне восточнее рассматриваемого нами района (Костырева Е.А., 2005); не исключено, что подобные следовые концентрации этих специфических изоалканов в изучаемых нами нефтях II типа имеют тот же источник, что и в нафтидах скв. Лемок-1, т.е. докембрийский, хотя в истинно докембрийских нефтях Сибирской платформы концентрации 12М-,13М-алканов существенно выше, чем отмеченные нами.

Еще одной особенностью нефтей II типа является повышенное значение коэффициента Н29ab/H0ab (за исключением Еллей-Игайской нефти), т.е. соотношение адиантана С29 и гопана С30, а также повышенная концентрация тетрациклического терпана С24 относительно гопана С30 (коэффициент Т24/H0ab). Такие соотношения свидетельствуют о наличии карбонатного материала в составе исходной НМП. Также о преимущественно карбонатном составе исходной НМП свидетельствует повышенное содержание дибензотиофена относительно фенантрена, характерное для малоичской нефти скв. 6.

Еллей-игайская нефть отличается от трех других нефтей этого типа значительным количеством диастеранов, что говорит о наличии глинистых минералов-алюмосиликатов в исходной НМП. Присутствие диастеранов в других нефтях II типа позволяет утверждать, что исходные НМП содержат глинистые минералы-катализаторы, обуславливающие изомеризацию стеранов (перегруппировку метильных радикалов) поэтому, учитывая биомаркерные "признаки карбонатности", мы можем предполагать глинисто-карбонатные породы как вероятный источник нефтей.

Палеозойские нефти Еллей-Игайского (δ13C = -30 ) Малоичского и Верх-Тарского (δ13C = -31 ) месторождений более обогащены легким изотопом (рис. 3) по сравнению с другими палеозойскими нефтями, в чем схожи с протерозойскими нефтями Восточной Сибири (например, Оморинского и Куюмбинского месторождений), а также нафтидами из отложений кембрия скв. Лемок-1 (δ13C = -(33-34) ) (Костырева Е.А., 2005). Изотопный состав говорит о вкладе морской органики в исходное ОВ и/или о более древних НМП (Неручев С.Г.,1998). По данным Э.М. Галимова (1978) значение δ13C= -(32,8-29,0) соответствует девонским (по возрасту коллектора) нефтям Западной Сибири.

Таким образом, источником изучаемых нефтей - Верх-Тарское (скв. 3, 2692-2704 м), Малоичское (скв.2, 2842-2849 м и скв.6, 2776-2880 м) и Еллей-Игайское (скв. 2, 3800-4100 м) - по-видимому, было морское планктоно- и бактериогенное ОВ палеозойских НМП со значительной долей карбонатной составляющей, по крайней мере в случае верх-тарской и малоичских нефтей. Скорее всего, учитывая территориальную близость этих месторождений и сходство геологического строения, можно утверждать, что нефти верхних горизонтов палеозоя имеют один источник, связанный с девонскими отложениями. Вероятно, этим источником являются отложения низов кыштовской свиты (D1l), потенциал которой оценивается положительно. Еллей-Игайская нефть, по-видимому, генерирована также НМП морского генезиса, но уже с другим составом захороненной биоты, т.к. в этой нефти не отмечено преобладание стерана С29 и его ароматических производных.

К III типу отнесены нефть зоны контакта юры и палеозоя Калинового месторождения (скв. 6, 2970-2980 м) и нефти из песчаных пластов васюганской свиты Столбового (скв. 1, 2594-2595 м), Верх-Тарского (скв.2, 2474-2493 м), и Южно-Табаганского (скв. 23, 2595-2632) месторождений. В калиновой и столбовой нефтях максимальное количество среди н-алканов приходится на С15-17 в остальных нефтях этого типа - на область н-С13-16. Отношение Pr/Ph варьирует от 1,03 до 1,66, а коэффициент нС27/нС17 - от 0,03 до 0,45, TAR - от 0,02 до 0,34. Эти данные свидетельствует о морском водорослевом исходном ОВ для этих нефтей (Тиссо, Вельте, 1981; Петров, 1984; Peters et al., 1993, 2005).

На диаграмме Кеннона - Кессоу нефти III типа находятся в средней области морских условий седиментогенеза и восстановительной обстановки раннего диагенеза НМП (рис. 1). Распределение стеранов указывает на сапропелевое ОВ морских глинистых НМП (рис. 2). На треугольных диаграммах распределения стеранов и стероидов области, соответствующие глинистым и карбонатным НМП, перекрываются, но, учитывая другие биомаркерные параметры (большое количество диастеранов, коэффициент Т2430αβ менее 0,1) и геологическое строение большинства месторождений, где отобраны нефти III типа, можно предположить скорее глинистые исходные НМП.

В калиновой нефти зафиксировано наличие 28,30-бисноргопана, что говорит об исходном морском ОВ обогащенном бактериальным, накапливавшемся в восстановительной обстановке; на это же указывает высокое значение соотношения гомогопанов С3534 - более 1, как и в столбовой нефти. Содержание гомогопана С35 в этих нефтях составляет 16 и 18% от суммы гомогопанов С31-35 соответственно; следовательно исходное ОВ этих нефтей накапливалось в морских водоемах, в раннем диагенезе обстановка была восстановительная. В верхнеюрской нефти Верх-Тарского месторождения гомогопановый индекс С3534 несколько ниже - на уровне 0,8 и содержание гомогопана С35 равно 10%. Учитывая также большие концентрации высокомолекулярных н-алканов в этой нефти, нельзя исключать, что в формировании нефти залежи васюганской свиты Верх-Тарского месторождения участвовало смешанное гумусово-сапропелевое ОВ.

Таким образом, углеводородный состав нефтей III типа указывает, что их источником служило, по-видимому, сапропелевое ОВ, захоронявшееся в морских бассейнах, условия ранней фоссилизации были восстановительные. Во всех образцах этого типа содержится большое количество диастеранов, поэтому источником нефти, вероятнее всего, было ОВ глинистых НМП.

Можно отметить, что такая картина распределения биомаркеров весьма характерна для флюидов, генерированных баженовской свитой (J3tt-K1b1) c морским гумусово-сапропелевым типом ОВ. По данным анализа нефтей Западно-Сибирского НГБ, проведенного в МГУ, похожее распределение н-алканов характерно для битумоидов и нефтей баженовской свиты (с учетом "сдвига" - в битумоидах максимум приходится на область С1719). Действительно, наиболее вероятным источником нефтей продуктивных пластов группы Ю1 васюганской свиты верхней юры Столбового, Верх-Тарского и Южно-Табаганского месторождений являются вышележащие отложения баженовской свиты (низходящая миграция), одновременно выполняющие роль покрышки (Конторович В.А., 2002 и др.).

В отношении источника нефти зоны контакта доюрского основания и платформенного чехла (пласт М) Калинового месторождения вопрос сложнее. По мнению ряда авторов (Бененсон, Запивалов и др., 1982; Клещев, Шеин, 2004), проникновение юрской нефти в доюрское основание с геологических позиций весьма сложный процесс, т.к. флюидообмен между палеозойскими и мезозойскими породами отмечается только на локальных участках и лишь в зоне непосредственного контакта между ними. Палеозойская нефть Калинового месторождения имеет очевидное сходство с нефтями баженовской свиты; также можно отметить ее сходство по многим параметрам с нефтью Еллей-Игайского месторождения из внутри палеозойского коллектора (нС27/нС17, TAR, Pr/Ph, процентное содержание гомологов стеранов и моноароматических стероидов, наличие 28,30-бисноргопана).

В коллектор зоны дезинтеграции пород палеозоя возможен и очень вероятен подток флюидов из нефтепроизводящих отложений морского генезиса самого палеозоя. Учитывая сходство на молекулярном уровне калиновой (PZ) столбовой нефти (J3, васюганская свита), источником которой являются баженовские карбонатно-глинисто-кремнистые породы, следуя методу аналогии УВ-состава, нужно рассматривать в качестве источника палеозойских нефтей отложения, фациальные обстановки накопления которых были схожи с обстановкой накопления баженовской свиты. Поэтому, скорее всего, в генерации калиновой нефти сыграли роль глинистые известняки и кремнистые аргиллиты чагинской свиты (D3f-fm), подстилающие кору выветривания на Калиновой площади. Известно, что отложения этой свиты отнесены к бассейновому (депрессионному) типу девонского разреза, в котором значительную роль играют глинистые и глинисто-кремнистые породы спокойных обстановок осадконакопления. Таким образом, обстановка осадконакопления в позднем девоне во многом схожа с обстановкой волжского века поздней юры. Чагинскую свиту, учитывая возраст - D3f для нижней подсвиты, сложенной черными кремнистыми тентакулитовыми известняками и аргиллитами, кремнями и радиоляритами; и D3fm для верхней подсвиты, сложенной чередующимися тонкослоистыми кремнистыми породами - аргиллитами, известняками и радиоляритами - можно считать доманикоидными отложениями, по-видимому, содержащими ОВ с характерной для доманика захороненной биотой. Изученная нами палеозойская нефть Калинового месторождения по распределению алканов, стеранов и гопанов схожа с нефтями, генетически связанными с доманиковыми фациями франа Тимано-Печорского бассейна (по данным Клименко С.С., Анищенко Л.А., 2010).

В IV тип объединены нефти коры выветривания палеозоя Урманского (скв.2, 3091-3103 м), пласта М1 Нижнетабаганского (скв.4, 3068-3080 м и скв.17, 3042-3052) и Южно-Табаганского (скв.130, 2981-3012 м) месторождений, а также нефть из пласта Ю1 васюганской свиты (J3) Нижнетабаганского месторождения (скв. 16, 2573-2589 м). По распределению нормальных алканов в трех из них наблюдаются высокие концентрации как низко-, так и высокомолекулярных соединений, что характерно для смешанного исходного ОВ, а в образцах палеозойской нефти Нижнетабаганское-17 и юрской нефти Нижнетебаганское-16 распределение алканов весьма схоже с таковым в нефтях типа III, то есть имеется явный максимум в области н-С13-15 и небольшое повышение пика н-С19 (в нефти Нижнетабаганское-17). Значение коэффициента Pr/Ph для нефтей этого типа составляет от 0,88 до 1,37, что говорит об относительно восстановительных условиях раннего диагенеза НМП. Эти образцы объединены в один, смешанный тип, потому что имеют признаки разных типов исходного ОВ и черты сходства с нефтями других групп.

Так, преобладание этилхолестана (С29) - индикатора континентального ОВ - среди стеранов фиксируется для палеозойских нефтей Нижнетабаганского (скв. 17) и Урманского месторождений (образцы N 12 и 15 соответственно) и верхнеюрской нефти Нижнетабаганское-16 (N11). Палеозойская нефть Нижнетабаганского (скв. 4, образец N 13) месторождения содержит в примерно равных количествах стераны С27-29, а в нефти Южно-Табаганского (N14) месторождения преобладает С27 (рис. 2). Подобная картина для нефтей данного типа наблюдается и в распределении гомологов моноароматических стероидов С27-29.

Вклад озерного ОВ характерен для нефтей Нижнетабаганского месторождения - пл. М1 (скв.17, обр. N 12) и пл. Ю1 (скв. 16, обр. N11), т.к. в них повышенное значение отношения трициклического терпана С26 относительно С252625 равно 1,5 и 1,26, соответственно, хейлантан С26 - специфический биомаркер озерной органики). Кроме преобладания стерана С29 в образце верхнеюрской нефти высокое значение трицикланового индекса 2∑(C9-C0)/∑(C3-C6) = 5,74, что также свидетельствует о вкладе континентального ОВ в исходное. Другие биомаркерные параметры (нС27/нС17 и TAR, Pr/Ph, гомогопаны С3534) в этих нефтях указывают на морское исходное ОВ и относительно восстановительные условия диагенеза НМП.

В образце палеозойской нефти Нижнетабаганского (скв. 4, 3068-3080 м, обр. N13) месторождения, как и в палеозойских нефтях Калинового и Еллей-Игайского месторождений идентифицирован 28,30-бисноргопан, что свидетельствует о вкладе исходного бактериального ОВ (Seifert, Moldovan, 1978). Предполагается, что предшественником 28,30-бисноргопана могут быть хемотрофные бактерии, растущие на границе раздела окислительно-восстановительных условий среды (Peters et al., 2005). Еще одной особенностью этой нефти является повышенное содержание гопана С29 по сравнению с С30 - коэффициент Н29αβ/Н30αβ = 1,04, что свидетельствует о примеси карбонатной составляющей в исходной НМП, об этом же говорят и высокие значения соотношения гопанов Н31R/Н30?? = 0,7. Вполне уместно предполагать, что источником нефти в верхних горизонтах палеозоя Нижнетабаганского месторождения служат палеозойские отложения, с которыми также генетически связаны Калиновая и/или Еллей-Игайская нефти.

Палеозойские нефти типа IV Урманского, Нижне- и Южно-Табаганского месторождений, как и нефть Калинового месторождения (тип III) имеют ?13C= -29-30 (рис. 3), что характерно для смешанного и морского исходного ОВ, в том числе и баженовского генотипа (Неручев С.Г. и др., 1998).

Подводя итоги, можно предположить, что нефти IV типа зоны контакта палеозойских и юрских отложений Урманского, Нижне- и Южно-Табаганского месторождений генерированы ОВ смешанного типа, либо же представляют собой смесь флюидов из 2-х источников: того, что генерировал нефти I типа, т.е. предположительно юрской НМП континентального генезиса со значительным вкладом гумусового или гумусово-сапропелевого озерного ОВ, и того источника, что продуцировал нефти Калинового месторождения III типа - палеозойской НМП морского генезиса. В отношении источника нефти залежи пласта Ю1 Нижнетабаганского месторождения (скв. 16), также отнесенного к этому смешанному генотипу, предполагается аналогичное смешение флюидов, генерированных нижне-среднеюрскими НМП континентального генезиса и баженовской свитой с морским сапропелевым ОВ.

3.6. Катагенетическая зрелость нефтей

Считается, что состав соединений нефти, в частности основных биомаркеров, формируется главным образом в стадию "предыстории", а в залежи изменения менее существенны. Тем не менее, геохимики выделяют по составу и строению УВ "молодое" и "зрелое" ОВ, и по аналогии - нефти низкой и высокой степени "зрелости" (катагенной превращенности), что основывается на особенностях строения органических молекул и их пространственной конфигурации (Соболева Е.В., Гусева А.Н., 2010). В разделе 3.2.4. диссертации подробно рассмотрены различные молекулярные параметры, применяемые для установления катагенетической зрелости нефтей. Разными исследователями (Peters K., Moldowan J., 1993; Radke M., Welte D., Willsch H., 1982, 1986, 1988; Петров Ал.А., Арефьев О.А., 1994 и др.) проводилась корреляция между показателем отражения витринита (Ro) НМП и различными биомаркерными показателями зрелости ОВ пород и нефтей в период генерации УВ в главной зоне нефтеобразования. В соответствии с этими данными в отношении исследуемых нефтей были рассчитаны показатели Ro, соответствующие каждому из биомаркерных коэффициентов. В качестве катагенетических параметров были использованы следующие соотношение: 1) эпимеров α-стеранов С29 20S/20(S+R); 2) гео- и био- стеранов С29 ββ/(αα+ββ); 3) диа- и регулярных стеранов С29 dia/(dia+reg) или βα/(βα+αα); 4) моретана (βα) и гопана (αβ) состава С30 - m0/(Н30ab+m0); 5) 17α21β-трисноргопана (Tm) и 18α21β-триснорнеогопана (Ts) Ts/(Ts+Tm); 6) 17α-диагопана и 17α21β-гопана Dh0/(H0αβ+Dh0); 7) короткоцепочечных и длинноцепочечных триароматических стероидов (TA0+TA1)/(TA0+TA1+TA6+TA8+TA7); 8) TA0/(TA0+TA8R); 9) короткоцепочечных и длинноцепочечных моноароматических стероидов (MA1+MA2)/ (MA1+MA2+MA7+MA8+MA9); 10) метилфенантреновый индекс MPI-1=1,5(2MP+3MP)/(P+1MP+9MP); 11) соотношение метилдибензотиофенов 4MDBT/1MDBT.

На некоторые параметры зрелости существенным образом влияет литологический состав пород и окислительно-восстановительные условия среды осадконакопления и раннего диагенеза НМП.

Наиболее надежным на наш взгляд являются катагенетические параметры, основанные на явлении перегруппировки метильных радикалов (изомеризация) с ростом температуры - это метилфенантреновый (MPI-1) индекс и соотношение гомологов метилдибензотиофена, так как выраженной связи этих коэффициентов с типом исходного ОВ или фациальными обстановками накопления НМП отмечено не было. Существует формула перехода от MPI-1 к расчетному показателю Ro: %Rс = 0,60 (MPI-1) + 0,40 (Radke M., Welte D., 1983), по которой были рассчитаны вероятные значения Ro исходных НМП в момент генерации нефтей. Также в качестве катагенетического параметра используется изопреноидный коэффициент Кi = (Pr+Ph)/(н-С17+н-С18) (Петров, 1984), который уменьшается с ростом катагенетической преобразованности. По этим параметрам исследованные нефти генерированы на стадии МК2, но для разных типов значения коэффициентов оказались несколько различными. Так, наибольший уровень термальной зрелости- завершение стадии МК2 - характерен для нефтей I типа и Урманской нефти (IV тип), для которых был установлен значительный вклад гумусового ОВ в исходное, т.е. генетическая связь с нижне-среднеюрскими НМП (гумусовое ОВ начинает генерировать жидкие УВ позже, чем сапропелевое). Также стадии МК22 соответствует зрелость нефтей II типа, источник которых, по нашему мнению, связан с нижнедевонскими отложениями. Наименьший уровень катагенетической зрелости по молекулярным параметрам характерен для юрских нефтей васюганской свиты типов III и IV (Нижнетабаганская-16) - МК12-МК21, что подтверждает их генетическую связь с нефтепроизводящей баженовской свитой, для которой на данной территории характерна эта стадия катагенеза (Гончаров И.В. и др., 2004).

Палеозойская нефть Калинового месторождения, источник которой по нашему мнению связан с сапропелевым ОВ нефтепроизводящих пород верхнего девона, по молекулярным параметрам зрелости превосходит другие образцы III типа, расчетный показатель отражения витринита указывает на стадию катагенеза ближе к середине МК2. Такой же уровень зрелости соответствует палеозойским нефтям IV, смешанного генотипа.

Как видно, катагенетическая зрелость нефтей разных типов, определенная по молекулярным параметрам, соответствует уровню катагенеза предполагаемых нами НМП и не противоречит положению их в разрезе данного региона.


<< пред. след. >>

Полные данные о работе И.С. Фомин/Геологический факультет МГУ
 См. также
КнигиИнструкция по составлению и подготовке к изданию листов Государственной геологической карты Российской Федерации масштаба 1 : 200 000 (Роскомнедра) М., 1995. 244 с. :
КнигиНеметаллические полезные ископаемые. Н.И.Еремин: Глава 9. Барит и витерит.
ДиссертацииУсловия формирования песчаных тел в чокракских отложениях северного борта Западно-Кубанского прогиба и их нефтегазоносность:
КнигиНеметаллические полезные ископаемые. Н.И.Еремин: Глава 8. Флюорит.
ДиссертацииМинералого-геохимическая характеристика и прогнозная оценка некоторых рудных месторождений Армении и Ирана: Глава 4. Геохимическая характеристика и прогнозная оценка медно-порфирового оруденения Риган (юго-восточный Иран)
ДиссертацииМеталлогения олова Востока России.:

Проект осуществляется при поддержке:
Геологического факультета МГУ,
РФФИ
   

TopList Rambler's Top100