CC BY
15
Геохимическая характеристика нефтей из отложений нижнего палеозоя Варандей-Адзьвинской структурной зоны Печорской синеклизы
О.В. Валяева, Д.А. Бушнев
Институт геологии имени академика Н.П. Юшкина ФИЦ Коми НЦ УрО РАН, г. Сыктывкар
valyaeva@geo.komisc.ru, oval71@mail.ru boushnev@geo.komisc.ru
Аннотация
Изучен углеводородный состав нефтей отложений ордо-викско-нижнедевонского карбонатного нефтегазоносного комплекса в северной части Тимано-Печорской провинции. По составу нормальных алканов исследуемые нефти уверенно делят на две группы. Первая группа характеризуется доминированием гомолога С17 среди л-алканов, характерного для органического вещества морских карбонатов, а вторая группа - С17 и С19 с резким снижением содержания С20+ л-алканов (что является признаком особого ОВ морских карбонатов - водорослей G. Prisca). Генетические показатели, определяемые по распределению полициклических биомаркеров, например, соотношение арр стеранов состава С27:С28:С29 также свидетельствуют о том, что нефти I и II типов имеют несколько иной состав исходного ОВ, но характеризуются близкими условиями осадконакопления исходного ОВ, которое происходило в мелководно-морских обстановках. Показатели термической зрелости позволяют отнести изученные нефти к нефтям главной фазы нефте-образования. Вероятно, что генерация нефтей произошла в породах, органическое вещество которых достигло градации катагенеза МК2. Данные по полициклическим биомаркерам дают немного более низкую оценку зрелости, чем показатели по ароматическим (фенантрены и дибензоти-офены) соединениям.
Ключевые слова:
биомаркеры, нефть, Варандей-Адзьвинская структурная зона, нижний палеозой
Geochemical characteristics of oils from the lower paleozoic deposits of the Varandei-Adzva structural zone of the Pechora syneclise
O.V. Valyaeva, D.A. Bushnev
Institute of Geology named after academician N. P. Yuskin, Komi Science Centre, Ural Branch of the Russian Academy of Sciences, Syktyvkar
valyaeva@geo.komisc.ru, oval71@mail.ru boushnev@geo.komisc.ru
Abstract
The hydrocarbon composition of oils from the Ordovi-cian-Lower Devonian carbonate oil and gas complex in the northern part of the Timan-Pechora province has been studied. According to the composition of normal alkanes, the studied oils are confidently divided into two groups. The first group is characterized by the dominance of the C17 homologue among n-alkanes, which is characteristic of the organic matter of marine carbonates, and the second group is characterized by C17 and C19 predominance with a sharp decrease in the content of C20+ n-alkanes (which is a sign of a special OM of marine carbonates - algae G Prisca). Genetic indicators determined by the distribution of polycyclic biomarkers, for example, the ratio of app steranes of the composition C27:C28C29 also indicate that oils of types I and II have a slightly different composition of the initial OM, but are characterized by close conditions of sedimentation of the initial OM, which occurred in shallow sea environments. The indicators of thermal maturity make it possible to attribute the studied oils to the peak of oil window. It is probable that the generation of oils occurred in rocks whose organic matter reached the catagenesis grade MK2. Data for polycyclic biomarkers give slightly lower maturity scores than those for aromatic (phenanthrenes and dibenzothiophenes) compounds.
Keywords:
biomarkers, oil, Varandei-Adzva structural zone, Lower Paleozoic
Введение
В настоящее время изучение Арктической зоны относится к числу приоритетных направлений исследований как в России, так и за рубежом. В Арктической части Тима-но-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПНГП) располагается 89 месторождений углеводородного (УВ) сырья. Для дальнейших работ и выявления новых залежей и месторождений в Арктической зоне России весьма актуаль-
ным является изучение уже открытых месторождений и их промысловых характеристик.
Нами были изучены нефти Варандейского, Наульского, Лабаганского, Черпаюского, Хасырейского, Нядейюско-го, Тобойского, Мядсейского и Западно-Леккейягинского месторождений из отложений силура и нижнего девона Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области, рас-
положенной в северо-восточной части ТПНГП. Соответствующая ей сложно построенная одноименная структура первого порядка северо-западного простирания имеет размеры 180 х 80 км, сужается к северу и погружается под воды Печорского моря [1]. В ее составе на суше выделяются структуры второго порядка: валы Сорокина и Гамбурцева, Сарембой-Леккейягинская зона, Мореюская и Верхнеад-зьвинская депрессии. Валы представлены в виде вытянутых линейных структур, разбитых тектоническими блоками.
Вал Сорокина ограничивает Варандей-Адзьвинскую структурную зону (ВАСЗ) на западе от Хорейверской впадины и простирается в северо-западном направлении более чем на 200 км при ширине от 8 до 12 км. Амплитуда вала не превышает 700 м по подошве доманика, достигая максимума в районе Седьягинской структуры. От нее вал погружается как в северном, так и в южном направлениях. Вал Сорокина ограничен с запада и востока на всем протяжении разрывными нарушениями, но они прослеживаются не по всем горизонтам осадочного чехла. Всего в пределах вала Сорокина выделяется 12 локальных структур, разделенных небольшими седловинами. В северной части вала расположены Варандейская, Торавейская, Южно-Торавей-ская, Наульская и Лабоганская структуры, к которым приурочены одноименные месторождения [2].
Согласно работе [3], вал Гамбурцева, расположенный в центре ВАСЗ, разделяет Мореюскую и Верхнеадзьвин-скую депрессии. Это антиклинальный субмеридиональный дизпликат размером 100 * 5 * 7 км, осложненный с запада и востока взбросо-надвигами с падением плоскостей сместителей к оси вала. К северу от Нядейюской антиклинали ось вала испытывает быстрое погружение. На севере, за пределами территории, он сочленяется с Са-рембой-Леккейягинским (Медынским) валом, на юге перекрыт надвигом Хоседаюского вала. Наличие автохтонных и аллохтонных блоков подтверждено бурением. Западный взбросо-надвиг падает на восток под углами 45-70°, восточный более крутой. В аллохтоне, в направлении с севера на юг, выделены Нядейюская, Хасырейская и Черпаюская антиклинали. К антиклиналям приурочены одноименные нефтяные месторождения.
Сарембой-Леккейягинская зона (180 х 20 км) ограничивает Варандей-Адзьвинскую зону с востока, представляет собой сложнодислоцированную структуру северо-западной ориентировки. Вал простирается в северо-западном направлении на расстояние до 150 км при ширине до 20 км. Он состоит из двух практически параллельных систем поднятий, разделенных седловиной: Няртейягинского вала, включающего в себя Вашуткинскую, Талотинскую, Томяхинскую, Северо-Томяхинскую и Усть-Талотинскую локальные структуры, и Сарембойского вала с Южно-Сарембойской, Сарем-бойской, Северо-Сарембойской, Западно-Леккейягинской, Леккейягинской, Енганехойской, Северо-Енганехойской и Хайпудырской локальными структурами. В северной части Сарембойского вала выделяются Южно-Мядсейская, Мяд-сейская, Тобойская, Медынская и Перевозная структуры [4].
Материал и методы исследования
Фракционирование нефти. Из навески нефти методом осаждения 40-кратным объемом н-гексана были выделены асфальтены, полученную мальтеновую фракцию разделили на колонке с оксидом алюминия на аполярную (масла, 50 мл 20 %-го раствора дихлорметана в н-гекса-не) и полярную (смолы, 50 мл смеси 1 : 1 этанол-бензол). Аполярная фракция была разделена на колонке с сили-кагелем на фракции насыщенных углеводородов (элюент - н-гексан) и ароматическую (элюент - бензол).
Газохроматографический анализ (ГХ) выполнялся на приборе Кристалл-2000М. Колонка DB-5, 30 м * 0,32 мм, толщина слоя неподвижной фазы - 0,25 мкм. Температура программировалась от 110 до 300о С со скоростью 5о С/мин. Температура инжектора и детектора - 300 оС.
Хромато-масс-спектрометрия (ХМС) осуществлялась на приборе Shimadzu 2010 Ultra. Колонка HP-5, 30 м * 0,25 мм, толщина слоя неподвижной фазы - 0,25 мкм. Температуры: программировалась от 110 до 300о С со скоростью 5о С/мин. Температура инжектора - 300o C, детектора - 250о С. Для сте-рановых углеводородов (УВ) отстраивались масс-фраг-ментограммы по m/z 217 и 218, терпановых - m/z 191. Масс-хроматограммы ароматической фракции нефти отстраивались по 141, 142, 155, 156 ионам для нафталинов, 178, 191, 205 ионам для фенантрена, его метил и диметилпроиз-водных, 91 и 92 ионам для алкилбензолов, 184 и 198 ионам для дибензотиофена и его метилпроизводных.
Изучением с геохимической точки зрения нефтей ВАСЗ занимались Г.И. Андреев, Л.А. Анищенко, Т.К. Баженова, Д.А. Бушнев, С.А. Данилевский, Т.А. Кирюхина, З.П. Склярова и др.
Коллекция исследованных нами нефтей включает 11 проб из девяти месторождений, залегающих в широком интервале глубин 1987 - 4540 м (табл. 1).
Изученные нефти различаются по плотности, содержанию серы, смол и асфальтенов. Так, на валу Гамбурцева залегают нефти средней плотности, смолистые, среднесер-нистые. В Сарембой-Леккейягинской зоне нефти средней плотности, малосернистые и среднесернистые, смолистые. Классификация нефтей приведена по работе [5].
Обсуждение результатов
Распределение алкановых и изопреноидных углеводородов. В насыщенной фракции нефтей были идентифицированы н-алканы состава С11-С34, которые характеризуются одномодальным распределением, с максимумами распределения при н-С15, н-С17, н-С19 с постепенным снижением концентраций н-алканов состава С19-С33. Однако, как видно из гистограмм (рис. 1) и табл. 2, распределение н-алканов представлено двумя типами.
К I типу можно отнести нефти вала Гамбурцева и За-падно-Леккейягинского месторождения Сарембой-Лек-кейягинской зоны. Максимум распределения приходится на н-С15, н-С17 (рис. 1 а, 2). Содержание н-алканов состава С12-С18 варьирует от 45 до 50 %. Доля высокомолекулярных алканов состава н-С25-С34 достигает 23 %. Для нефтей ха-
Характеристика нефтей
Table 1
Characteristics of oils
№ Месторождение Возраст Глубина Структура Плотность, Содержание, %
п/п залегания,м г/см3 Сера Смолы Асфальтены
1 Варандейское S+D. 4488 - 4540 - - 8,8 3,3
2 Наульское 4050 - 4092 Вал Сорокина 0,832 0,49 7,5 2,5
3 Лабаганское Щ 3936 - 3980 0,876 0,42 8,82 1,18
4 Нядейюское Щ 2170 Вал Гамбурцева 0,859 0,61 8,6 3,0
5 Черпаюское 1987 0,862 0,77 10,3 1,8
6 Хасырейское S2 + D1 2422 - 2506 0,867 0,68 9,9 2,5
7 Тобойское D1 4033 - 4066 Сарембой-Леккейягинская зона 0,850 0,45 6,5 2,6
8 Мядсейское 3916 - 3927 0,857 0,64 9,2 1,1
9 Западно-Леккейягинское 3054 - 3074 0,875 0,73 - -
рактерно незначительное преобладание н-С15 и н-С17 над соседними гомологами; коэффициенты нечетности КнчС15=2*С15/ (С14+С16) и КнчС17=2*С17/(С16+С18) соответственно равны 1,11-1,20 и 1,37-1,38. Отношение н-С27 к н-С17 находится в пределах 2,48-3,31 [6].
Значение коэффициента нечетности высокомолекулярных н-алканов КнчС29, рассчитанное по формуле 2*С29/ (С28+С30), не превышает единицы (0,89-0,95). Коэффициент нечетности CPI (Carbon Preference Index), рассчитанный по формуле (1), чуть больше единицы.
, , С2+С27+С2+С31+С331 С2+С27+С+С31+С33
Cp|_1/2( 25 27 29 31 33 ) + ( 25 27 29 31 33
С +С +С +С +С
24 26 28 30 32
С +С +С +С +С
26 28 30 32 34
17 19 Л 25 Ii 27 29 Число ато.чов углерода в молекула
-—- Ыяйойшазд
-Черпадосксе
Хасырснсжэе
1—'"Здтндно-Лркийщтшсвде
15 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 Число атомов упероза в молекуле Рисунок 1. Гистограмма распределения н-алканов в насыщенной фракции нефтей: а) тип I, б) тип II.
Figure 1. Histogram of the distribution of n-alkanes in the saturated fraction of oils: a) type I, b) type II.
Среди изо-алканов идентифицированы i-C15, i-C16, i-C18, Pr и Ph. В наибольших концентрациях присутствует фитан. В целом содержание изо-алканов невелико (изо/н-алканы - 0,13-0,15). Отношение Pr/Ph - 0,79-0,83. Значения коэффициента (Pr+Ph)/(C17+C18), а также отношений Pr/C17 и Ph/ C18 во всех нефтях практически идентичны и не превышают единицу.
Нефти вала Сорокина и Сарембой-Леккейягинской зоны можно отнести ко II типу. Здесь на долю низкомолекулярных н-алканов состава С11-С18 приходится от 65 до 72 % (табл. 2). Среди н-алканов наблюдаются характерное доминирование углеводородов состава С17, С19 над соседними четными гомологами и значительное снижение концентраций углеводородов С20+ (рис. 1 б, 2), что является отличительной характеристикой исследованной группы нефтей [7].
Коэффициент нечетности CPI колеблется в районе единицы.
Для всех указанных нефтей характерен, в общем, невысокий уровень концентраций изопрено-идных алканов (табл. 2). Коэффициенты (Pr+Ph)/ (C17+C18), Pr/C17 и Ph/C18 не превышают единицу и характеризуются несколько пониженными значениями по сравнению с нефтями вала Гамбурцева.
Распределение стерановых и гопановых углеводородов. Для выяснения особенностей распределения полициклических биомаркеров, которые несут в себе важную информацию о составе исходного органического вещества нефтей, об условиях его накопления и термической преобразованности [8], методом хромато-масс-спектрометрии была исследована фракция нефти, содержащая насыщенные углеводороды. Данные о распределении стеранов и гопанов и полученные коэффициенты приведены в табл. 3.
Распределение стеранов состава С27-С29 показано на масс-хроматограммах, построенных по m/z = 217 (рис. 3 а, 4 а), а также на треугольной диаграмме (рис. 5). Концентрация холестана (С27) изменяется от 25 до 34 %, метилхолестана (С28) -от 25 до 32 %. Концентрация этилхолестана (С29)
(1)
б
-Варандейское
-Няульское
-ЛабаГййОгое
-Мядссйсше
-—Toöoftcxoe
Геохимическая характеристика нефтей по данным газовой хроматографии
Table 2
Geochemical characteristics of oils according to gas chromatography data
п 1= Месторождение Группа о 1 о" - н W с_Г 1 о" - н W с_Г 'ш о" - н W ы н а к л га ■ а п s h CL rP о + оС h) P + r(P о rP о -С P 9 2 CL О
1 Варандейское II 65,41 19,18 15,41 0,07 1,24 0,17 0,12 0,28 1,18 1,93 1,59 0,89 1,07
2 Наульское II 69,45 18,14 12,41 0,07 1,06 0,17 0,12 0,28 1,19 1,71 1,33 0,89 0,99
3 Лабаганское II 71,37 17,22 5,81 0,08 1,01 0,12 0,07 0,30 1,24 2,51 2,38 0,88 0,98
4 Нядейюское I 44,82 33,13 22,06 0,13 0,79 0,47 0,34 0,66 1,18 1,37 1,03 0,90 1,02
5 Черпаюское I 49,62 31,79 18,59 0,15 0,83 0,48 0,35 0,67 1,11 1,38 1,05 0,89 1,02
6 Хасырейское I 44,56 32,59 22,85 0,14 0,81 0,47 0,34 0,66 1,20 1,38 1,04 0,95 1,08
7 Тобойское II 65,67 19,50 14,83 0,07 0,74 0,23 0,14 0,42 1,03 1,58 1,52 0,77 1,04
8 Мядсейское II 72,29 16,90 10,81 0,08 0,93 0,23 0,15 0,46 1,36 1,96 1,58 0,92 1,19
9 Западно-Леккейягинское I 48,13 25,36 26,50 0,11 0,71 0,52 0,33 0,87 1,17 1,16 1,15 0,85 1,03
несколько повышена по сравнению с другими гомологами и достигает 48 %. В нефтях Нядейюского, Черпаюского и Хасырейского месторождений холестан и метилхолестан присутствуют в нефтях в одинаковых концентрациях: на их долю приходится по 30 %.
Отношение концентраций стереоизомеров 20S/(20S+20R), рассчитанное для С29 стерана (К,), меньше 0,5. Коэффициент К2 (арр/(арр+аааС стераны) для нефтей вала Гамбур-
Мядсейское
M'U
jJL
.л
¡I1ulLLJ>
MJ.
30 -10 50
Время удерживания.. М1Ш.
Нмдсюсжпс месторождение
и
£
ijJ-LmI -.kAirinJl
LU-
10
2(1
30
40 50
BpCMil y. l.cpi'iu I llril I 14. мин.
Рисунок 2. Хроматограмма распределения нормальных и изопреноидных алканов в нефтях разных типов. C (число) - н-алканы, Pr - пристан, Ph - фитан.
Figure 2. Chromatogram of the distribution of normal and isoprenoid alkanes in different types of oils. C (number) - n-alkanes, Pr - pristane, Ph - phytane.
цева меньше 0,5, а для остальных нефтей значения этого коэффициента превышают 0,5.
Стерановые углеводороды нефтей представлены как регулярными, так и перегруппированными соединениями (диастеранами). Величина отношения диастеранов к регулярным стеранам (диа/рег) составляет 0,47-0,51 для нефтей Черпаюского, Хасырейского и Нядейюского месторождений. В нефтях вала Сорокина и Сарембой-Леккейя-гинской зоны преобладают регулярные стераны (диа/рег - 0,02-0,05).
Распределение терпанов представлено на масс-хро-матограммах по т^ = 191 (рис. 3 б, 4 б). На масс-хромато-граммах четко идентифицируются трициклические углеводороды, гопаны, моретан. Нефти характеризуются низким содержанием трициклических углеводородов (отношение три/пента составляет 0,05-0,12).
17аН 22,29,30-трисноргопан (Тт) и 18аН 22,29,30-три-снорнеогопан Не) в ряде нефтей присутствуют практически в одинаковых концентрациях (отношение Ts/Tm - 1,02-1,04), в большинстве же нефтей преобладает Ts (см. табл. 3).
Гопаны представлены соединениями от Г27 до Г35. Го-могопановый индекс (С35/(С31+С35)), показывающий распределение а^-гопанов состава С31-С35, характеризуется низкими значениями - 0,09-0,14. Соотношение адиантана (С29) к гопану С30 практически одинаково для всех нефтей и меньше единицы. Коэффициент 22S/(22S+22R), рассчитанный для гомогопана С31, не превышает 0,6. Концентрация моретана (0а, С30) достигает 10 % от нефтяного ав гопана.
Компоненты ароматической фракции нефти. Компоненты ароматической фракции в нефтях I типа представлены алкилпроизводными нафталина и фенантрена, ал-килбензолами (АБ), производными тиофена и т.д. В нефтях II типа (за исключением нефти Лабаганского месторождения) доминируют н-алкилбензолы. Коэффициенты, отражающие соотношения между концентрациями отдельных углеводородов и широко применяемые в геохимических
Геохимическая характеристика нефтей по данным хромато-масс-спектрометрии
Table 3
Geochemical characterization of oils according to chromato-mass spectrometry data
№ п/п Месторождение Группа X ~ СП CJ ¡2 £ □ CJ f Диа/рег Стераны/гопаны Три/пента ¡я к Ч, С К К CJ £ 22S/(22S+22R) Е 1 Ro, расчет, % о э s С( "-ъ £ i ? cf г
1 Варандейское II 33:25:42 0,04 0,15 0,65 0,12 0,09 0,43 0,63 9,86 0,59 1,37 - - - - 6,29 4,89
2 Наульское II 29:28:43 0,02 0,17 0,65 0,11 0,09 0,39 0,62 8,15 0,59 1,60 - - - - 6,85 6,27
3 Лабаганское II 34:27:39 0,05 0,10 0,54 0,07 0,13 0,44 0,55 8,51 0,58 0,98 0,39 0,61 4,74 447 7,74 9,07
4 Нядейюское I 30:30:40 0,50 0,14 0,78 0,09 0,14 0,44 0,48 7,57 0,58 1,04 0,55 0,70 2,68 436 10,35 3,92
5 Черпаюское I 30:30:40 0,47 0,14 0,80 0,07 0,14 0,49 0,47 7,89 0,59 1,03 0,54 0,69 2,72 437 10,57 3,89
6 Хасырейское I 29:31:40 0,51 0,14 0,79 0,08 0,14 0,48 0,47 8,10 0,59 1,02 0,56 0,71 2,70 437 10,31 4,07
7 Тобойское II 33:28:39 0,04 0,14 0,67 0,11 0,13 0,40 0,62 7,67 0,57 1,51 - - - - 8,07 10,25
8 Мядсейское II 25:27:48 0,03 0,13 0,60 0,07 0,10 0,39 0,63 7,52 0,60 3,46 - - - - 8,75 3,82
9 Западно-Леккейягинское I 27:32:41 0,04 0,11 0,78 0,05 0,13 0,41 0,50 8,36 0,59 1,03 - - - - 9,56 5,04
Примечание. *К, = 20S/(20S+20R) (C29 5a(H),14a(H),17a(H) стераны). **К2 = app/(app + aaa) (C29 5a(H),14p(H),17p(H)- и 5а(Н),14а(Н),17а(Н)-стераны). ***АБ -алкилбензолы.
Note. *К, = 20S/(20S+20R) (C29 5a(H),14a(H),17a(H) steranes). **К2 = app/(app + aaa) (C29 5a(H),14p(H),17p(H)- и 5a(H),14a(H),17a(H)- steranes). ***АБ - alkylb-
1Л = СЧ tN
C<1 IN CS
1Л <4
'SK8 53
—г' ^ & e . ■ ^ I _ C^^'ri^
U I |
Рисунок 3. Типичное распределение стерановых (а) и терпановых (б) углеводородов на масс-хроматограммах алифатической фракции нефти вала Гамбурцева, построенное по ионам 217 и 191 соответственно. Figure 3. Typical distribution of sterane (a) and terpane (b) hydrocarbons on mass chromatograms of the aliphatic fraction of oil from the Gamburtsev Shaft, plotted from 217 and 191 ions, respectively.
i111 'i 11111 40.1) 45 0 50.0 55.0 Время удержыиаиия. шш
Рисунок 4. Типичное распределение стерановых (а) и терпановых (b)
углеводородов на масс-хроматограммах алифатической фракции нефти
вала Сорокина, построенное по ионам 217 и 191 соответственно.
Figure 4. Typical distribution of sterane (а) and terpane hydrocarbons in the
mass chromatograms of the aliphatic fraction of oil from the Sorokin Shaft,
plotted from 217 and 191 ions, respectively.
Рисунок 5. Диаграмма относительного распределения С27-С29 изостеранов в нефтях.
Figure 5. Diagram of the relative distribution of C27-C29 isosteranes in oils.
исследованиях, практически идентичны в данных трех пробах нефти (см. табл. 3). Значения метилфенантрено-вого индекса МР1-1=1,5[(2-МР)+(3-МР)]/[Р+(1-МР)+(9-МР)] равны 0,54-0,56. Отношение 4-MDBT/1-МDBT (метилдибен-зотиофены) изменяется от 2,68 до 2,72.
В табл. 3 представлены коэффициенты, предложенные в работе [9], отражающие соотношения алкилбензолов 2*С21/(С20+С22) и 2*С23/(С22+С24) и демонстрирующие доминирование в составе алкилбензолов этих двух углеводородов. Из рис. 6 и табл. 3 видно, что для всех нефтей характерно выраженное доминирование С21 и С23 алкилбензолов.
Состав исходного органического вещества и условия его осадконакопления. Распределение алкановых УВ в изученных нефтях I типа свидетельствует о том, что накопление исходного органического вещества (ОВ) происходило в морских условиях. КнчС15 и КнчС17 свидетельствуют о вкладе водорослевого ОВ в состав исходной биомассы. Значение коэффициента нечетности высокомолекулярных н-алканов КнчС29 (< 1) указывает на то, что источником нефтей являлось сапропелевое ОВ, формирование которого проходило в восстановительных условиях. Распределение арр стеранов состава С27-С29 характерно для исходного ОВ, накопление которого проходило в мелководно-морских обстановках.
Авторы [10, 11] считают, что преобладание среди нормальных алканов нечетных гомологов состава С15-С19 (иногда С21), сочетающееся с низкими концентрациями более высокомолекулярных н-алканов и низкими концентрациями изопреноидов, широко распространено в органическом веществе ордовикских нефтематеринских пород и продуцируемых ими нефтях. Такое распределение н-алканов и изопреноидов наблюдается для нефтей II типа. М. Фау-лер [12] отмечал, что в теплых низкоширотных эпиконти-нентальных морях ордовикского периода была широко распространена микроводоросль Gloeocapsomorpha prisca Zalessky, 1917 (G. Prisca). На рис. 5 видно, что нефти II типа имеют несколько иной состав исходного ОВ, чем нефти I типа, но характеризуются близкими условиями осадкона-копления исходного ОВ, которое происходило в прибреж-но-морских обстановках.
Морской источник исходного ОВ подтверждается и преобладанием н-АБ состава С21 (н-пентадецилбензола).
Рисунок 6. Масс-фрагментограмма ароматической фракции нефти по 92 иону (н-алкилбензолы): а) Хасырейского месторождения, б) Тобойского месторождения.
Figure 6. Mass-fragmentogram of the aromatic fraction of oil for the 92nd ion (n-alkylbenzenes): a) Khasyreyskoye field, b) Toboyskoye field.
Предполагается, что возможным источником С21 н-ал-килбензола является генэкозагексаен - 3, 6, 9, 12, 15, 18 морских планктонных водорослей, содержащийся в виде либо полиена, либо жирной кислоты состава C22:6n-3 [13, 14]. Доминирование н-АБ состава С21 наблюдается также в нефтях позднего девона [9, 15] и ОВ солей [16] Тима-но-Печорской нефтегазоносной провинции, в материнских отложениях и некоторых нефтях Гватемалы [17], нефтях Тишанского месторождения (Волгоградская область) [18], Талаканского месторождения (Иркутская область) [19] и в составе некоторых юрских нефтей Западной [20] и Восточной [21] Сибири. Кроме того, совсем недавно показано, что изотопный состав углерода алкилбензола состава С21 и алкилнафталина состава С21 закономерно отличается в нефтях из верхнего девона ТПНГП [22, 23].
Для оценки вклада водорослевых и бактериальных организмов используют соотношение стераны/гопаны [24]. Отношение суммы стерановых к сумме гопановых углеводородов для нефтей обоих типов варьирует незначительно и составляет 0,11-0,17, что свидетельствует о незначительной или умеренной бактериальной переработке исходного ОВ в раннем диагенезе.
Одним из показателей фациальных условий осадко-накопления является величина отношения диастеранов к регулярным стеранам (диа/рег) [25, 26]. Для нефтей вала Гамбурцева значения отношения диа/рег (0,47-0,51) указывают на генерацию нефти в карбонатно-глини-стых исходных нефтематеринских породах, что также подтверждается значениями отношения норгопана С29 к гопану С30 (Г29/Г30 - 0,78-0,80), используемого в качестве литологического индикатора исходных НМП [24]. Авторы [27] считают, что отношение С29/С30 > 1 указывает на присутствие значительной доли карбонатной составляющей в исходных нефтематеринских породах. Анализируя значения
диа/рег и Г29/Г30, можно предположить, что нефти вала Сорокина и Сарембой-Леккейягинской зоны генерировались в породах с большей долей глинистой составляющей.
Значения отношения рг/р1| (колеблется в районе единицы), коэффициента нечетности высокомолекулярных н-алканов КнчС29 (0,77-0,95), а также гомогопанового индекса С35/С31+С35 указывают на существование восстановительных условий осадконакопления исходного ОВ в раннем диагенезе.
Определение степени созревания нефти. Для определения степени зрелости нефтей часто используют коэффициент нечетности СР1, соотношение между исходными биологическими стеранами (конфигурация ааа 20R) состава С29 и новообразованными в результате катагенетических процессов изостеранами (арр 20R+20S) (коэффициент К,), отношение геостеранов - 5а(Н)14р(Н)17р(Н) к биостеранам - 5а(Н)14а(Н)17а (коэффициент К2), относительное содержание моретана (0а С30), коэффициент 22S/(22S+22R) и отношение Тs/Tm, а также коэффициенты, рассчитанные по полиароматическим углеводородам: метилфенантреновый индекс (МР1-1) и отношение метилдибензотиофенов (4-/1-МйВТ).
Нефти I и II типов почти не различаются по термической зрелости. Так, СР1 практически равен единице, что характеризует нефти как зрелые. Значения соотношения Ts/Tm присущи зрелым нефтям. По мнению авторов [28], отношение Ts/Tm в главной зоне нефтеобразования составляет 1. Судя по значениям коэффициентов К, и К2, катагенез ОВ, продуцирующего данные нефти, соответствует градации МК2 [8]. При этом величина отношения 22S/(22S+22R) для гомогопанов С31 достигла равновесной величины (0,6), а содержание моретанов, понижающееся при катагенезе, еще не снизилось до минимального уровня.
Значения метилфенантренового индекса, расчитанно-го для нефтей I типа, МР1-1 = 0,54-0,56. Это, согласно статье [29], позволяет соотнести зрелость нефтей с отражательной способностью витринита 0,69-0,71 %. Одним из показателей катагенеза является отношение 4-MDBT/1-МDBT. Для него установлена корреляционная связь со значением
в пиролизе Rock-Eval. Результаты, полученные с помощью соотношения 4-/1-MDBT, существенно не отличаются от данных по МРИ. Перерасчет отношения 4-/1- MDBT на величину Ттах позволил оценить зрелость нефти как эквивалентную величине пород в интервале 436-437° С.
Заключение
Данные по составу углеводородов-биомаркеров из изученных нефтей нижнего палеозоя позволили охарактеризовать условия формирования состава нефтей нижнепалеозойского комплекса Арктической зоны Тимано-Пе-чорского бассейна, а также провести их геохимическую типизацию.
По составу нормальных и изопреноидных алканов изученные нефти уверенно делят на две группы. Для первой характерно доминирование среди н-алканов гомолога С17, а для второй - С17 и С19 при резком снижении содержания н-алканов С20+. Углеводород состава С17 характерен для
органического вещества морских карбонатов, а доминирование С17 и С19 при резком снижении содержания н-ал-канов С20+ является признаком конкретного ОВ морских карбонатов - водоросли G. Рпэса. Генетические показатели, определяемые по распределению полициклических биомаркеров, например, соотношение арр стеранов состава С27:С28:С29, также свидетельствуют о том, что нефти I и II типов имеют несколько иной состав исходного ОВ, но характеризуются близкими условиями осадконакопления исходного ОВ, которое происходило в мелководно-морских обстановках. Показатели термической зрелости позволяют отнести изученные нефти к нефтям главной фазы нефте-образования. Вероятно, что генерация нефтей произошла в породах, органическое вещество которых достигло градации катагенеза МК2. Данные по полициклическим биомаркерам дают немного более низкую оценку зрелости, чем показатели по ароматическим (фенантрены и дибензоти-офены) соединениям.
Главный итог - все изученные нефти сингенетичны вмещающему комплексу отложений, нефтематеринские породы с высокой степенью достоверности принадлежат ордовикско-нижнедевонскому карбонатному нефтегазоносному комплексу.
Литература
1. Прищепа, О.М. Новые представления о тектоническом и нефтегазогеологическом районировании Тимано-Пе-чорской нефтегазоносной провинции / О.М. Прищепа, В.И. Богацкий, В.Н. Макаревич, О.В. Чумакова, Н.И. Никонов [и др.] // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2011. - Т. 6, № 4. - URL http://www.ngtp.ru/rub/ 4M0_2011.pdf (дата обращения 08 декабря 2020 г.).
2. Структура платформенного чехла Европейского Севера СССР / под ред. В.А. Дедеева. - Ленинград: Наука, 1982. - 200 с. - (АН СССР, Коми филиал, Ин-т геологии).
3. Жарков, В.А. Государственная геологическая карта Российской Федерации масштаба 1:200 000. Издание второе. Серия Полярно-Уральская. Листы Q-41-I, II. Объяснительная записка / В.А. Жарков, Н.В. Налимов, Н.В. Романова, Л.Е. Патратий, Г.П. Губенок [и др.]. -Санкт-Петербург: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2000. - 70 с.
4. Запорожцева, И.В. Новые данные о глубинном строении Варандей-Адзьвинской структурной зоны / И.В. Запо-рожцева, Т.К. Щусь, З.В. Москалюк // Тектоника Европейского Севера СССР. - Сыктывкар, 1986. - С. 46 - 56. - (Тр. Ин-та геологии Коми филиала АН СССР; Вып. 55).
5. Методические рекомендации по применению Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов (утверждены Распоряжением Министерства природных ресурсов России от 01.02.2016 № з-р). - 2016. - 32 с.
6. Валяева, О.В. Геохимическая характеристика нефтей вала Гамбурцева / О.В. Валяева, Д.А. Бушнев // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2020. - Т. 15, № 2. - URL http://www.ngtp.ru/rub/2020/20_2020.html (дата обращения 08 декабря 2020 г.).
7. Бушнев, Д.А. Биомаркеры нефтей нижнего палеозоя северной части Тимано-Печорского бассейна / Д.А. Бушнев, О.В. Валяева, Н.С. Бурдельная // Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. - 2018. - № 4 (280). - С. 45-48.
8. Peters, K.E. The Biomarker Guide II. Biomarkers and Isotopes in Petroleum Systems and Earth History. 2nd ed. Vol. 2 / K.E. Peters, C.C. Walters, J.M. Moldowan. -Cambridge: Cambridge University Press, 2005. - 1156 p.
9. Бушнев, Д.А. Геохимия нефтей позднего девона Тима-но-Печорского бассейна / Д.А. Бушнев, Н.С. Бурдельная, О.В. Валяева, А.А. Деревесникова // Геология и геофизика. - 2017. - Т. 58, № 3-4. - С. 410-422.
10. Jacobson, S.P. Middle ordovician organic matter assam-blages and their effect on ordovician-derived oils / S.P. Jacobson, J.R. Hatch, S.C. Teerman, R.A. Askin // The AAPG Bulletin. - 1988. - Vol. 72, No. 9. - P. 1090-1100.
11. Reed, J.D. Biochemical evolutionary significance of Or-dovician oils and their sources / J.D. Reed, H.A. Illich, B. Horsfield // Org. Geochem. - 1986. - Vol. 10. - P. 347-358.
12. Fowler, M.G. The influence of Gloeocapsomorpha prisca on the Organic Geochemistry of Oils and Organic-Rich Rocks of Late Ordovician Age from Canada / M.G. Fowler // Early Organic Evolution: Implicatiom for Mineral and Energy Reservoirs, 1992. - P. 336-356.
13. Lee, R.F. Distribution of 21:6 hydrocarbon and its relationship to 22:6 fatty acid in algae / R.F. Lee and A.R. Loeblich // Phytochem. 1971. - Vol. 10, No. 3. - P. 593-602.
14. Sinninghe Damste', J.S. Newly discovered non-isoprenoid dialkyl diglycerol tetraether lipids in sediments / J.S. Sinninghe Damste', E.C. Hopmans, R.D. Pancost, S. Schouten, J.A.J. Geenevasen // J. Chem. Soc. Chem. Commun. -2000. - No. 17. - P. 1683-1684.
15. Бушнев, Д.А. н-Алкилбензолы и 1-н алкилнафталины в ряде нефтей позднедевонского возраста Тимано-Пе-чорской провинции / Д.А. Бушнев, О.В. Валяева // Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. - 2015. - № 10. - С. 17-20.
16. Шанина, С.Н. Геохимия длинноцепочечных алкилбен-золов, алкилтолуолов и 2-метил-2-(4,8,12-триметил-тридецил)хроманов в породах нижнепермской соляной толщи Верхнепечорского бассейна / С.Н. Шанина, Н.С. Бурдельная, Д.А. Бушнев, О.В. Валяева, О.О. Игнатович // Геохимия. - 2021. - Т. 66, № 10. - С. 913-925.
17. Connan, J. The microbial input in carbonate-anhydrite facies of a sabka palaeoenvironment from Guatemala: a molecular approach / J. Connan, J. Bouroullec, D. Dessort and P. Albrecht // Org. Geochem. - 1986. - Vol. 10. - P. 29-50.
18. Остроухов, С.Б. К вопросу происхождения н-алкилбен-зола состава С21 в нефтях / С.Б. Остроухов // Химия нефти и газа: материалы VII Межд. конференции. - Томск: Изд-во Института оптики атмосферы СО РАН, 2009. - С. 189-190.
19. Иванова, И.К. Особенности распределения моноал-килбензолов состава C12H18-C27H48 в венд-кембрийских нефтях Сибирской платформы / И.К. Иванова, В.А. Ка-ширцев // Геология и геофизика. - 2010. - Т. 51, № 11. - С. 1539-1544.
20. Головко, А.К. Геохимическая характеристика нефтей Западной Сибири по составу алкилбензолов / А.К. Головко, А.Э. Конторович, Г.С. Певнева // Геохимия. - 2000.
- Т. 3. - С. 282-293.
21. Алексеев, А.Г. Алкилбензолы в континентальных не-фтях Восточной Сибири / А.Г. Алексеев, И.К. Иванова, О.Н. Чалая, В.А. Каширцев // Наука и образование. -2005. -Т. 4. - С. 48-52.
22. Бушнев, Д.А. Изотопный состав углерода нефтей нижнего палеозоя северной части Тимано-Печорского бассейна / Д.А. Бушнев, О.В. Валяева, Н.С. Бурдельная // Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. - 2019. - № 7. - С. 3-4.
23. Бушнев, Д.А. Н-алкилбензол и 1-н алкилнафталин состава С21 в нефтях: изотопный эффект при циклизации/ ароматизации? / Д.А. Бушнев, Н.С. Бурдельная, О.В. Валяева // Геохимия. - 2020. - Т. 65, № 1. - С. 59-63.
24. Peters, K.E. The biomarker guide: interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments / K.E. Peters, J.M. Moldowan. - New Jersey: Prentice-Hall, Englewood Cliffs, 1993. - 363 p.
25. Brassell S.C., Fu Jiamo, Eglinton G. Isomerisation, rearrangement and aromatisation of steroids in distinguishing early stages of diagenesis // Org. Geochem. - 1984.
- Vol. 6. - P. 11-23.
26. Петров, Ал.А. Геохимическое значение стеранов. Научно-прикладные аспекты геохимии нефти и газа / Ал.А. Петров. - Москва: ИГИРГИ, 1991. - C. 21-30.
27. Clark, J.P. Geochemical Characterization of Evaporite and Carbonate Depositional Environments and Correlation of Associated Crude Oils in the Black Creek Basin, Alberta / J.P. Clark, R.P. Philp // Bulletin of Canadian Petroleum Geology. - 1989. - Vol. 37, No. 4. - P. 401-416.
28. Петров, Ал.А. Биометки и геохимические условия образования нефтей России / Ал.А. Петров // Геология нефти и газа. - 1994. - № 6. - С. 13-19.
29. Radke, M. Maturity parameters based on aromatic hydrocarbons: Influence of the organic matter type / M. Radke, D.H. Welte, H. Willsch // Org. Geochem. - 1986. - Vol. 10.
- P. 51-63.
30. Radke, M. Application of aromatic compounds as maturity indicators in source rocks and crude oils / M. Radke // Mar. Petrol. Geol. - 1988. - Vol. 5. - P. 224-236.
References
1. Prishchepa, O.M. Novyye predstavleniya o tektonicheskom i neftegazogeologicheskom rayonirovanii Timano-Pe-chorskoy neftegazonosnoy provintsii [The Timan-Pechora oil-bearing province - new tectonical insight] / O.M. Prishchepa, V.I. Bogatskiy, V.N. Makarevich, O.V. Chumakova, N.I. Nikonov [et al.] // Petroleum Geology. Theoretical and Applied Studies. - 2011. Vol. 6, No. 4. - URL: http://www.ngtp. ru/rub/4/40_2011.pdf (accessed on 08 December 2020).
2. Struktura platformennogo chekhla Yevropeyskogo Severa SSSR [The structure of the platform cover of the European North of the USSR] / ed. by V.A. Dedeyev. -Leningrad: Nauka, 1982. - 200 p. (the USSR Academy of Sciences, Komi Branch, Institute of Geology).
3. Zharkov, V.A. Gosudarstvennaya geologicheskaya kar-ta Rossiyskoy Federatsii masshtaba 1:200 000. Izdaniye vtoroye. Seriya Polyarno-Uralskaya. Listy Q-41-I, II. Ob-yasnitelnaya zapiska [State geological map of the Russian Federation on a scale of 1:200 000. Second edition. Polar-Ural Series. Sheets Q-41-I, II.] / V.A. Zharkov, N.V. Nalimov, N.V. Romanova, L.Ye.Patratiy, G.P. Gubenok [et al.]. - St. Petersburg.: Kartograficheskaya fabrika VSEGEI, 2000. - 70 p.
4. Zaporozhtseva, I.V. Novyie dannyie o glubinnom stroyenii Varandey-Adzvinskoy strukturnoy zony [New data on the deep structure of the Varandey-Adzvinskaya structural zone] / I.V. Zaporozhtseva, T.K. Shchus, Z.V. Moskalyuk // Tectonics of the European North of the USSR. - Syktyvkar, 1986. - P. 46-56. (Proceedings of the Institute of Geology, Komi Branch, the USSR Academy of Sciences; issue 55).
5. Metodicheskiye rekomendatsii po primeneniyu Klassi-fikatsii zapasov i resursov nefti i goryuchikh gazov (ut-verzhdeny Rasporyazheniyem Ministerstva prirodnykh resursov Rossii ot 01.02.2016 No. z-r) [Guidelines for the application of the Classification of reserves and resources of oil and combustible gases (approved by the Order of the Ministry of Natural Resources of Russia dated 01.02.2016 No. z-r]. - 2016. - 32 p.
6. Valyayeva, O.V. Geokhimicheskaya kharakteristika neft-ey vala Gamburtseva [Geochemical characteristics of Gamburtsev shaft oils] / O.V Valyayeva, D.A. Boushnev // Petroleum Geology - Theoretical and Applied Studies. - 2020. - Vol. 15. No. 2. - URL: http://www.ngtp.ru/ rub/2020/20_2020.html (accessed on 08 December 2020).
7. Boushnev, D.A. Biomarkery neftey nizhnego paleozoya severnoy chasti Timano-Pechorskogo basseyna [Bio-markers of Lower Paleozoic oils in the northern part of the Timan-Pechora basin] / D.A. Boushnev, O.V. Valyayeva, N.S.Burdelnaya // Vestnik of the Institute of Geology, Komi Science Centre, Ural Branch of the RAS. - 2018. - No. 4 (280). - P. 45-48.
8. Peters, K.E. The Biomarker Guide II. Biomarkers and Isotopes in Petroleum Systems and Earth History. 2nd ed. Vol. 2 / K.E. Peters, C.C. Walters, J.M. Moldowan - Cambridge: Cambridge University Press, 2005. 1156 p.
9. Boushnev, D.A. Geokhimiya neftey pozdnego devona Ti-mano-Pechorskogo basseyna [Petroleum geochemistry of the Late Devonian of the Timan-Pechora basin] / D.A. Boushnev, N.S. Burdelnaya, O.V. Valyaeva, A.A. Derev-esnikova // Geology and Geophysics. - 2017. Vol. 58, No. 3-4. - P. 410-422.
10. Jacobson, S.P. Middle ordovician organic matter assam-blages and their effect on ordovician-derived oils / S.P. Jacobson, J.R. Hatch, S.C. Teerman, R.A. Askin // The AAPG Bulletin. - 1988. - Vol. 72. No. 9. - P. 1090-1100.
11. Reed, J.D. Biochemical evolutionary significance of Or-dovician oils and their sources / J.D. Reed, H.A. Illich, B. Horsfield // Org. Geochem. - 1986. - Vol. 10. - P. 347-358.
12. Fowler, M.G. The influence of Gloeocapsomorpha prisca on the Organic Geochemistry of Oils and Organic-Rich Rocks of Late Ordovician Age from Canada / M.G. Fowler
// Early Organic Evolution: Implicatiom for Mineral and Energy Reservoirs, 1992. - P. 336-356.
13. Lee, R.F. Distribution of 21:6 hydrocarbon and its relationship to 22:6 fatty acid in algae / R.F. Lee, A.R. Loeblich // Phytochem. 1971. - Vol. 10, No. 3. P. 593-602.
14. Sinninghe Damste', J.S. Newly discovered non-isoprenoid dialkyl diglycerol tetraether lipids in sediments / J.S. Sinninghe Damste', E.C. Hopmans, R.D. Pancost, S. Schouten, J.A.J. Geenevasen // J. Chem. Soc. Chem. Commun. -2000. - No. 17. - P. 1683-1684.
15. Boushnev, D.A. n-Alkilbenzoly i 1-n alkilnaftaliny v ryade neftey pozdnedevonskogo vozrasta Timano-Pechorskoy provintsii [n-Alkylbenzens and 1-n alkylnaphthalenes in Upper Devonian oils of the Timan-Pechora basin] / D.A. Boushnev, Valyayeva O.V. // Vestnik of the Institute of Geology, Komi Science Centre, Ural Branch of the RAS. -2015. - No. 10. - P. 17-20.
16. Shanina, S.N. Geokhimiya dlinnotsepochechnykh alkil-benzolov, alkiltoluolov i 2-metil-2-(4,8,12-trimetiltridetsil) khromanov v porodakh nizhnepermskoy solyanoy tolshchi Verkhnepechorskogo basseyna [Geochemistry of Alkylb-enzenes, Alkyltoluenes, and 2-Methyl-2-(4,8,12-Trimethyl-tridecyl)chromans in the Lower Permian Salt Sequence of the Upper Pechora Salt Basin] / S.N. Shanina, N.S. Burdel-naya, D.A. Boushnev, O.V. Valyayeva, O.O. Ignatovich // Geochemistry. - 2021. - Vol. 66, No. 10. - P. 913-925.
17. Connan, J. The microbial input in carbonate-anhydrite facies of a sabka palaeoenvironment from Guatemala: a molecular approach / J. Connan, J. Bouroullec, D. Dessort, P. Albrecht // Org. Geochem. - 1986. - Vol. 10. - P. 29-50.
18. Ostroukhov, S.B. K voprosu proiskhozhdeniya n-alkilben-zola sostava C21 v neftyakh [On the origin of n-alkylben-zene of composition C21 in oils] / S.B. Ostroukhov // Chemistry of oil and gas: Proceedings of the VII Int. conference.
- Tomsk: Publishing House of the Institute of Atmospheric Optics, Siberian Branch of the RAS, 2009. - P. 189-190.
19. Ivanova, I.K. Osobennosti raspredeleniya monoalkilben-zolov sostava C12H18-C27H48 v vend-kembriyskikh neftyakh Sibirskoy platformy [Distribution of monoalkylben-zenes C12H18-C27H48 in Vendian-Cambrian oils of the Siberian platform] / I.K. Ivanova, V.A. Kashirtsev // Geology and Geophysics. - 2010. - Vol. 51, No. 11. - P. 1539-1544.
20. Golovko, A.K. Geokhimicheskaya kharakteristika neftey Zapadnoy Sibiri po sostavu alkilbenzolov [Geochemical characterization of oils of the West Siberia by the composition of alkylbenzenes] / A.K. Golovko, A.E. Kontor-ovich, G.S. Pevneva // Geochemistry. - 2000. - Vol. 3. - P. 282-293.
21. Alekseyev, A.G. Alkilbenzoly v kontinentalnyh neftyah Vostochnoy Sibiri [Alkylbenzenes in continental oils of East Siberia] / A.G. Alekseyev, I.K. Ivanova, O.N. Chalaya, V.A. Kashirtsev // Education and science journal. - 2005.
- Vol. 4. - P. 48-52.
22. Boushnev, D.A. Izotopnyj sostav ugleroda neftey nizhnego paleozoya severnoy chasti Timano-Pechorskogo bassey-na [Carbon isotopic composition of Lower Paleozoic oils in the northern part of the Timan-Pechora basin] / D.A.
Boushnev, O.V. Valyayeva, N.S. Burdelnaya // Vestnik of the Institute of Geology, Komi Science Centre, Ural Branch of the RAS. - 2019. - No. 7. - P. 3-4.
23. Boushnev, D.A. N-alkilbenzol i 1-n alkilnaftalin sostava C21 v neftyakh: izotopnyy effekt pri tsiklizatsii/aromatizatsii? [C21 n-alkylbenzene and 1-n-alklylnaphthalene in oils: isotope effect during cyclization/aromatization?] / D.A. Boushnev, N.S. Burdelnaya, O.V. Valyayeva // Geochemistry. - 2020. Vol. 65, No. 1. - P. 59-63.
24. Peters, K.E. The biomarker guide: interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments / K.E. Peters, J.M. Moldowan. - New Jersey: Prentice-Hall, Englewood Cliffs, 1993. - 363 p.
25. Brassell, S.C. Isomerisation, rearrangement and aroma-tisation of steroids in distinguishing early stages of diagenesis / Fu Jiamo, G. Eglinton // Org. Geochem. - 1984. - Vol. 6. - P. 11-23.
26. Petrov, Al.A. Geokhimicheskoye znacheniye steranov. Nauchno-prikladnyye aspekty geokhimii nefti i gaza [Geochemical value of steranes. Scientific and applied
aspects of oil and gas geochemistry] / Al.A. Petrov. -Moscow: Institute of Geology and Development of Fuel Resources, 1991. - P. 21-30.
27. Clark, J.P. Geochemical Characterization of Evaporite and Carbonate Depositional Environments and Correlation of Associated Crude Oils in the Black Creek Basin, Alberta / R. P. Philp, // Bulletin of Canadian Petroleum Geology. -1989. - Vol. 37, No. 4. - P. 401-416.
28. Petrov, Al.A. Biometki i geokhimicheskiye usloviya obra-zovaniya neftey Rossii [Biomarks and geochemical conditions of oils formation in Russia]. / Al.A. Petrov // Geology and Geophysics. - 1994. - No. 6. - P. 13-19.
29. Radke, M. Maturity parameters based on aromatic hydrocarbons: Influence of the organic matter type / M. Radke, D.H. Welte, H. Willsch // Org. Geochem. - 1986. - Vol. 10. - P. 51-63.
30. Radke, M. Application of aromatic compounds as maturity indicators in source rocks and crude oils / M. Radke // Mar. Petrol. Geol. - 1988. - Vol. 5. - P. 224-236.
Благодарность (госзадание)
Геохимические исследования выполнены в лаборатории органической геохимии ИГ ФИЦ Коми НЦ УрО РАН (г. Сыктывкар) на оборудовании ЦКП «Геонаука».
Авторы выражают благодарность рецензенту за ценные критические замечания и рекомендации, которые способствовали улучшению содержания статьи.
Информация об авторах:
Валяева Ольга Викторовна - кандидат геолого-минералогических наук; старший научный сотрудник Института геологии имени академика Н.П. Юшкина ФИЦ Коми НЦ УрО РАН; Scopus Author ID: 6504276543, https://orcid.org/0000-0003-3479-4673 (Российская Федерация, 167982, Республика Коми, г. Сыктывкар, ул. Первомайская, д. 54; e-mail: valyaeva@geo. komisc.ru, oval71@mail.ru).
Бушнев Дмитрий Алексеевич - доктор геолого-минералогических наук; главный научный сотрудник, заведующий лабораторией органической геохимии Института геологии имени академика Н.П. Юшкина ФИЦ Коми НЦ УрО РАН; Scopus Author ID: 6601908719, https://orcid.org/0000-0002-3860-944X (Российская Федерация, 167982, Республика Коми, г. Сыктывкар, ул. Первомайская, д. 54; e-mail: boushnev@geo.komisc.ru).
About the authors:
Olga V. Valyaeva - Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, Senior Researcher, Institute of Geology, Federal Research Centre Komi Science Centre of the Ural Branch of the Russian Academy of Sciences; Scopus Author ID: 6504276543, https://orcid.org/0000-0003-3479-4673 (54, Pervomayskaya Str., Syktyvkar, Komi Republic, 167982, Russian Federation; e-mail: valyaeva@geo.komisc.ru, oval71@mail.ru).
Dmitriy A. Boushnev - Doctor of Geological and Mineralogical Sciences, Chief Researcher, Head of the Laboratory, Institute of Geology, Federal Research Centre Komi Science Centre of the Ural Branch of the Russian Academy of Sciences; Scopus Author ID: 6601908719, https://orcid.org/0000-0002-3860-944X (54, Pervomayskaya Str., Syktyvkar, Komi Republic, 167982, Russian Federation; e-mail: boushnev@geo.komisc.ru).
Для цитирования:
Валяева, О.В. Геохимическая характеристика нефтей из отложений нижнего палеозоя Варандей-Адзьвинской структурной зоны Печорской синеклизы / О.В. Валяева, Д.А. Бушнев // Известия Коми научного центра Уральского отделения Российской академии наук. Серия "Науки о Земле". - 2022. - № 2 (54). - С. 30-40. УДК 553.982.2 (470.1). DOI 10.19110/19945655-2022-2-30-40
For citation:
Valyaeva, O.V. Geochemical characteristics of oils from the Lower Paleozoic deposits of the Varandei-Adzva structural zone of the Pechora syneclise / O.V. Valyaeva, D.A. Boushnev // Proceedings of the Komi Science Center of the Ural Branch of the Russian Academy of Sciences. Earth Sciences Series. - 2022. - No. 2 (54). - P. 30-40. УДК 553.982.2 (470.1). DOI 10.19110/19945655-2022-2-30-40
Дата поступления рукописи: 12.01.2022 Прошла рецензирование: 15.01.2022 Принято решение о публикации: 04.04.2022 Received: 12.01.2022 Reviewed: 15.01.2022 Accepted: 04.04.2022
