CC BY
153
ОРГАНИЧЕСКАЯ ГЕОХИМИЯ НИЖНЕМЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЕНИСЕЙ-ХАТАНГСКОГО РЕГИОНАЛЬНОГО ПРОГИБА
Наталья Сергеевна Ким
ФБГУН Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр-т Академика Коптюга, 3, старший научный сотрудник лаборатории Геохимии нефти и газа, тел. (383)333-11-24, e-mail: kimns@ipgg.sbras.ru
Методами газожидкостной хроматографии и хромато-масс-спектрометрии исследованы насыщенные углеводороды-биомаркеры в 118 образцах нижнемеловых аргиллитов Енисей-Хатангского прогиба. Также было определено содержание органического углерода в породах и выполнен «Рок-Эвал» пиролиз пород. Установлено, что нижнемеловые породы нижнехет-ской и шуратовской свит могли генерировать жидкие углеводороды, но не в таких значительных количествах, как юрские отложения.
Ключевые слова: органическая геохимия, битумоиды, меловые отложения, Енисей -Хатангский региональный прогиб, нефтегазопроизводящие породы.
ORGANIC GEOCHEMISTRY OF LOWER CRETACEOUS DEPOSITS OF THE YENISEI-KHATANGA TROUGH
Natalya S. Kim
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of SB RAS, Acad. Koptyug av., 3, Novosibirsk, 630090, Russia, senior research scientist, Laboratory of oil-and-gas geochemistry, tel. (383)333-11-24, e-mail: kimns@ipgg.sbras.ru
Using liquid chromatography and gas chromatography-mass spectrometry, saturated biomarkers were investigated in 118 core samples from Lower Cretaceous mudstones of the Yenisei Khatanga trough. Also, the organic carbon content in the rocks was determined and Rock-Eval pyrolysis was made. It has been established that Lower Cretaceous rocks of the Lower Kheta and Shuratov Formations could generate liquid hydrocarbons, but not in so significant amounts as the Jurassic deposits.
Key words: organic geochemistry, source-rock extracts, Cretaceous deposits, Yenisei-Khatanga Trough, source rock.
Цель геохимических исследований, являющихся неотъемлемой частью комплекса методов, применяемых при нефтегазопоисковых работах, состоит в выделении осадочных толщ в разрезе изучаемой территории, в которых были благоприятные условия для нефтегазообразования, и оценка перспектив нефте-газоносности региона.
Количество, состав органического вещества (ОВ), обстановка его диагене-тического преобразования и катагенез определяют способность осадочных толщ генерировать углеводороды. Считается, что наиболее вероятными источниками нефти являются морские отложения с кларковым или повышенным содержанием органического углерода в породе, с преимущественно аквагенным (сапропеливым) типом ОВ, образовывавшиеся при восстановительных или слабо-восстановительных обстановках в диагенезе, находящиеся в главной зоне нефтеобразования [1, 7, 9].
Геохимические исследования органического вещества мезозойских отложений Енисей-Хатангского регионального прогиба (ЕХРП) проводятся, начиная с 60-70х гг. прошлого века. Основные закономерности распространения ОВ, особенности его состава и катагенез подробно рассмотрены в работах Л.И. Богородской, Л.Н. Болдушевской, А.Г. Войцеховской, А.И. Данюшевской, И.Н. Дроздовой, Г.Н. Карцевой, А.Э. Конторовича, И.Д. Поляковой, Е.И. Соболевой, Д.С. Сорокова, Ю.А. Филипцова, А.Н. Фомина, А.С. Фомичева и других. По данным этих исследователей в юрско-меловом разрезе ЕХРП, в отличие от центральных и южных районов Западно-Сибирского бассейна, нет толщ, отличающихся повышенным содержанием ОВ. Отмечается, что ОВ имеет смешанный состав - наряду с аквагенным (бактерио- и планктонногенным) ОВ, образующимся непосредственно в осадочном бассейне, с суши поступали массы террагенного ОВ, источником которого являлась высшая наземная растительность. Большинство исследователей высказывают мнение, что источником нефти уникальной по запасам Ванкорской группы месторождений могут являться стратиграфические аналоги верхнеюрской баженовской свиты - янов-станская и гольчихинская свиты. Дискуссионным остается вопрос, могло ли рассеянное органическое вещество нижнемеловых отложений этой территории участвовать в образовании нефтяных залежей [2-5, 7, 8, 11].
Целью настоящей работы являлось выяснение закономерностей распределения органического углерода, битумоидов и углеводородов-биомаркеров в породах по разрезу и на площади распространения нижнехетской и шуратовской свит. Геохимические данные были получены для 118 образца кернового материала из скважин Восточно-Мессояхская-148, Горчинская-1, Дерябинская-9, Нанадянская-310, Озерная-10, Пайяхская-1, Пеляткинская-15, Токачинская-1,2,30, Туколандо-Вадинская-320, Турковская-2, Южно-Носковская-318 и Ку-балахская-1. На основе полученных закономерностей были выработаны геохимические критерии нефтегазоносности в условиях изучаемой территории, что позволило оценить перспективы нефтегазоносности нижнемеловых отложений.
Аналитическое изучение рассеянного ОВ пород проведено по схеме, разработанной в ИНГГ СО РАН, которая включает определение: концентраций органического углерода в породе (Сорг); пиролитических характеристик ОВ пород; изотопного состава углерода нерастворимого органического вещества пород
13
(5 С); выхода хлороформенных экстрактов ОВ пород (битумоидов) и их группового состава. Особое внимание было уделено изучению насыщенной фракции 118 битумоидов на молекулярном уровне методами газожидкостной хроматографии и хромато-масс-спектрометрии.
Концентрации остаточного органического углерода в аргиллитах и алеври-тистых аргиллитах нижнехетской и шуратовской свит изменяются от 0,22 до 7,67 % на породу, в среднем по 229 пробам составляя 1,02 %. Усредненные значения Сорг в нижнехетской свите выше (по 167 пробам - 1,06 % на породу), чем в ее стратиграфическом аналоге шуратовской свите (среднее значение по 62 образцам равно 0,92 % на породу). Однако при этом количество образцов с низким (<1 % на породу) содержанием органического углерода в нижнехетской свите достигает 66 %, тогда как в шуратовской свите доля низкоуглеродистых проб
равна 48 %. В ряде скважин в нижней части нижнехетской свиты выделяются отдельные маломощные слои (10-20 м, в скважине Туколандо-Вадинская-320 до 60 м), в которых Сорг содержится в повышенных концентрациях - 1,02-3,68 % на породу в среднем по скважине. Закономерности распределения содержаний органического углерода по площади выражены слабо - незначительное увеличение концентраций отмечается в скважинах, приуроченных в тектоническом отношении к Большехетской мегасинеклизе и Центрально-Таймырскому желобу.
По данным пиролиза и с учетом расположения изученных проб на диаграмме Успенского-Вассоевича (зависимость значений битумоидного коэффициента Р от концентрации Сорг в породе), а также анализа группового состава битумоидов в изученном разрезе были выделены аллохтонные битумоиды, имеющие вторичную природу. Эти образцы, содержащие аллохтонный биту-моид (скважины Кубалахская-1, 1986-1998 м, Восточно-Мессояхская-148, 2553 м, Токачинская-30, 2846 м) рассматривались отдельно от образцов с автохтонными (сингенетическими) битумоидами. Было показано, что аллохтонные битумоиды имеют аквагенную природу исходного ОВ.
Значения температуры максимального выхода углеводородов пика S2 (Ттах) в образцах с автохтонными битумоидами варьируют в пределах 433 -454 0С, что свидетельствует о нахождении нижнемеловых отложений ЕХРП в начале главной зоны нефтеобразования. Значения водородного индекса НІ для подавляющей части изученных пород невысоки - до 150 мг УВ/г Сорг, т.е. ОВ пород имеет террагенный генезис и связано с липидами высшей наземной растительности. Повышенные значения водородного индекса (до 340 мг УВ/г Сорг), характерные для отложений, содержащих значительную примесь планктонно -бактериогенного (аквагенного) ОВ, выявлены в образцах с Горчинской, Туко-ландо-Вадинской, Токачинской, Пайяхской, Восточно-Мессояхской, Турков-ской и Пеляткинской площадей.
Состав углеводородов-биомаркеров основной части автохтонных биту-моидов (76 проб) указывает на связь исходного ОВ с липидами высшей наземной растительности. Для них характерно резкое преобладание этилхолестанов С29 (52-76 % на сумму С27-С29) в ряду стеранов С27-С30, среди трицикланов доминируют углеводороды состава С19-С20 [10, 6, 14]. Отложения с террагенным ОВ являются потенциально газогенерационными и способны генерировать жидкие углеводороды только в небольшом количестве.
В 12 битумоидах из скважин Горчинская-1, Туколандо-Вадинская-320, Пайяхская-1, Турковская-2 распределение биомаркеров указывает на акваген-ный генезис исходного ОВ. Содержание стерановых углеводородов С27 и С29 приблизительно равное - в среднем 37 и 40 % на сумму С27-С29 соответственно. Отмечаются относительно высокие концентрации трицикланов с преобладанием углеводородов состава С23-С26. Значения трицикланового индекса, предложенного А.Э. Конторовичем [6] меньше или близки к единице, в среднем составляют 0,83.
Двадцать два битумоида по распределению углеводородов-биомаркеров занимают промежуточное положение, характеризующее смешанный характер
исходного ОВ. Они приурочены к тем же площадям, где выявлены породы с аквагенными битумоидами, а также в скважинах Озерная -10 и Пеляткинская-15.
Изотопный состав углерода нерастворимого органического вещества изучен в 43 образцах. Битумоиды, имеющие аквагенную природу липидов, харак-
13
теризуются более высокими значениями 5 С (-26,5...-30,9 %о) по сравнению с типично морским ОВ битумоидов баженовской свитой Западной Сибири (-28,9.-32,0 %о). Вероятно, это объясняется тем, что нефтегенерирующей, т.е. производящей битумоид, является только часть захоронявшегося ОВ, а изотопный состав углерода величина интегральная. Так же, скорее всего, влияет процесс фракционирования изотопов углерода в диагенезе, зависящий от обстановок захоронения. Для исследованных мезозойских битумоидов Енисей-Хатангского прогиба, в отличие от битумоидов баженовской свиты Западной Сибири, характерны существенно более окислительные обстановки захоронения исходного ОВ.
Все изученные толщи накапливались в мелководно-морских условиях осадконакопления с повышенной гидродинамической активностью среды, обусловившей аэрацию придонных вод и верней части осадка. О присутствии свободного кислорода во время осадконакоплении свидетельствуют отношения пристана к фитану большие единицы, преобладание гомогопана С34 над гомо-гопаном С35, наличие диагопанов С29, С30.
Стерановые коэффициенты зрелости K1=aa20S/aa20R и
К =PP(20S+20R)/aa20R, рассчитанные для стеранов состава С29, отражают соотношение между новообразованными в катагенезе изостеранами и исходными биостеранами [10, 14]. Ранее в работе [13] были выявлены граничные значения наиболее информативных биомаркерных параметров на начало этапа генерации жидких углеводородов на примере юрско-меловых отложений из скв. Нанадян-
ская-310. В меловых образцах, исследуемых в настоящей работе, значения ко-
1 2
эффициентов К и К не достигли граничных значений 0,50 и 1,73 соответственно в битумоидах пород с Токачинской, Озерной и Горчинской площадей.
Для остальных битумоидов с аквагенным и смешанным типом ОВ значения
1 2
этих показателей выше граничных значений (К =0,67-1,03, К =1,87-3,15), что свидетельствует о нахождении ОВ на стадии катагенеза, отвечающей главной зоне нефтеобразования. По мере роста катагенеза в ряду нормальных алканов происходит смещение концентрационного максимума в сторону более легких молекул (коэффициент н-С19-24/н-С19-31) и одновременное уменьшение преобладания нечетных алканов над четными, особенно заметное в ряду С 23-С33 (индекс нечетности CPI22-32) [13]. Достаточную зрелость битумоидов с примесью аква-генного ОВ доказывают и значения коэффициентов н-С19-24/н-С19-31 (0,50-0,68) и CPI22-32 (1,02-1,24). Полученные результаты согласуются с картами катагенеза ОВ, опубликованными в монографии А.Н. Фомина [12].
Проведенные исследования позволяют утверждать, что нижнехетская и шуратовская свиты, содержащие в нижней части разреза уровни, обогащенные аквагенным ОВ (в среднем Сорг=1,12 % на породу), могли участвовать в генерации нефтей, так как биомаркерные и пиролитические параметры, определяю-
1 2
щие зрелость ОВ (CPI, К , К , Tmax), указывают на то, что процессы генерации
жидких углеводородов в этих породах уже происходили. Исходное содержание ОВ в породах и его генерационный потенциал с учетом больших потерь органического углерода на этапе диагенеза, протекавшего в субокислительных условиях, были намного выше современных.
Работа выполнена при поддержке грантов МК-4893.2012.5 и НШ-4498.2012.5.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Вассоевич Н.Б., Акрамходжаев А.М., Бурлин Ю.К. и др. Нефтематеринские породы // Литология на новом этапе развития геологических знаний. - М.: Наука, 1981. - С. 158-176.
2. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. - М.: Недра, 1975. - 678 с.
3. Гончаров И.В., Кринин В.А., Самойленко В.В. и др. К вопросу о генерационном потенциале яновстанской свиты северо-востока Западной Сибири // Химия нефти и газа: Материалы VII международной конференции. - Томск: Изд-во Института оптики атмосферы СО РАН, 2009. - С. 26-30.
4. Гончаров И.В., Кринин В.А., Самойленко В.В. и др. Нефти нижнехетской свиты Ванкорского месторождения и источник их генерации // Успехи органической геохимии: Материалы Всерос. науч. конф. - Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2010. - С. 100-104.
5. Дахнова М.В., Жеглов Т.П., Нечитайло Г.С. и др. Геохимия и генезис нефтей Ванкорского месторождения // Геология нефти и газа. - 2009. - № 5. - С. 30-37.
6. Конторович А.Э., Бахтуров С.Ф., Башарин А.К. и др. Разновозрастные очаги нафти-дообразования и нафтидонакопления на Северо-Азиатском кратоне // Геология и геофизика. - 1999. - Т. 40. - № 11. - С. 1676-1693.
7. Конторович А.Э., Полякова И.Д., Стасова О.Ф. и др. Органическая геохимия мезозойских нефтегазоносных отложений Сибири. - М.: Недра, 1974. - 192 с.
8. Ларичев А.И., Рязанова Т.А., Меленевский В.Н. и др. Органическая геохимия сред-неюрско-нижнемелового разреза восточного борта Большехетской впадины // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2003. - № 11. - С. 4-13.
9. Неручев С.Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти. - Л.: Недра, 1969. - 240 с.
10. Петров А. А. Углеводороды нефти. - М.: Наука, 1984. - 263c.
11. Филипцов Ю.А., Давыдова И.В., Болдушевская Л.Н. и др. Взаимосвязь материнских пород и нефтей в мезозойских отложениях северо-востока Западно-Сибирской плиты на основе изучения углеводородов-биомаркеров и катагенеза органического вещества // Г еология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2006. - № 5-6. - С. 52-57.
12. Фомин А.Н. Катагенез органического вещества и нефтегазоносность мезозойских и палеозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна. - Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2011. - 331 с.
13. Фомин А.Н., Ким Н.С., Каширцев В.А., Меленевский В.Н. Катагенез РОВ мезозойских отложений западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба по биомаркер-ным, пиролитическим и углепетрографическим данным // Успехи органической геохимии: Материалы Всерос. науч. конф. - Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2010. - С. 338-342.
14. Peters K.E., Walters С.С., Moldowan, J.M. The biomarker guide. 2nd ed. - New York: Cambridge University Press, 2005. - 1155 p.
© Н.С. Ким, 2013
