CC BY
102
УДК 550.4:552.578+551.762
Н.С. Ким, А.Э. Конторович, Е.А. Костырева, А.Н. Фомин, В.Н. Меленевский ИНГГ СО РАН, Новосибирск
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЕНИСЕЙ-ХАТАНГСКОГО РЕГИОНАЛЬНОГО ПРОГИБА
N. Kim, A. Kontorovich, E. Kostyreva, A. Fomin, V. Melenevskiy Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS Acad. Koptyug av., 3, Novosibirsk, 630090, Russian Federation
GEOCHEMICAL CRITERIA FOR PREDICTING THE PETROLEUM POTENTIAL IN BITUMENS OF JURASSIC DEPOSITS OF THE YENISEY-KHATANGA REGIONAL TROUGH
Using the methods of gas-liquid chromatography and gas chromatography-mass spectrometry, saturated biomarker hydrocarbons have been examined in 129 bitumen extracts from Jurassic deposits of the Yenisey-Khatanga trough. Bitumen extracts are divided into three groups. This subdivision is the most evident from the distribution of homologs of sterane hydrocarbons. In the first group which included the majority of samples, sterane homologs are sharply dominated by ethylcholestanes, suggesting that the lipids of initial organic matter (OM) are of terragene nature (type III). In the second group with predominantly aquagene type of OM, which includes bitumen extracts from the Sig, Malyshevka, Yanovstan, and Golchikhin Formations, the content of С27, С28, С29 steranes is nearly equal (type II). Bitumen extracts of the third group, which occupy an intermediate position, are of mixed genesis (types II-III).
The performed investigations allow us to state that deposits of the Yanovstan, Golchikhin Formations and, probably, the Malyshevka Formation which contain the layers enriched in aquagene and mixed OM (type II) have generated oils. Thus, in the northeastern West Siberian basin, as in its central areas, carbonaceous clayey-siliceous rocks of the Bazhenov Formation (Tithonian) and its age equivalents were the major oil generators.
В работе изучены юрские отложения западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба, отобранные в 23 скважинах (рис. 1). Для исследуемых образцов пород определены концентрации органического углерода, уровень зрелости органического вещества (ОВ), его пиролитические характеристики, изотопный состав углерода, выход хлороформенных экстрактов (битумоидов) и их групповой состав. Детально методами газожидкостной хроматографии и хромато-масс-спектрометрии исследованы насыщенные алифатические (нормальные алканы, изопренаны) и циклоалифатические (стераны, терпаны) углеводороды-биомаркеры в 129 битумоидах юрских отложений из скважин Хабейская-2, Дерябинская-9, Озерная-10, Пайяхская-1, Южно-Носковская-318, Нанадянская-310, Паютская-1, Пеляткинская-15, Турковская-2, Горчинская-1, Сузунская-4, Туколандо-Вадинская-320, Хальмерпаютинская-2099, Медвежья-316. Особое внимание уделено выявлению геохимических особенностей органического вещества стратиграфических аналогов баженовской свиты - яновстанской и гольчихинской свит.
Концентрации органического углерода в изученных юрских отложениях значительны (табл. 1). Аномально высокие содержания Сорг (>2,5 %), по-видимому, связаны с наличием детритовых компонентов в составе породы. Для яновстанской и гольчихинской свит значения Сорг в среднем составляют 1,6 и 1,9 % на породу
Табл. 1. Содержание органического углерода (средние значения и разброс) в ОВ юрских отложениях
Свита (количество образцов) Шараповская (1) я а к с т 2 б р и н и Надояхская (2) Лайдинская (2) Вымская (13) Леонтьевская (13) Малышевская (66) Точинская (3) Сиговская (6) Яновстанская (37) Г ольчихинская (62)
Возраст Л І2 І2 І2 І2 ^2-3 Jз І3-К1 12-К1
Сорг, % 1,1 0,6 0,6-3,2 1,2-4,2 0,9-10,2 0,9-3,0 0,7-7,8 0,5-2,5 1,5-4,4 0,7-4,3 0,5-9,9
1,9 2,7 3,1 1,6 2,9 1,3 2,2 1,6 1,9
Данные полученные при применении пиролитического метода в варианте «Рок-Эвал» (пиролитический показатель катагенеза Ттах) в целом соответствуют результатам
петрографического изучения ОВ (отражательная способность витринита R0vt) и отражают концепцию глубинной зональности катагенеза. Некоторый разброс значений максимальной скорости выделения углеводородов Тщах при равных значениях R0vt или глубинах может объясняться зависимостью величины Ттах от типа исходного вещества или от конкретных палеотектонических условий в определенной скважине.
Выявленные зависимости значений водородного индекса (Н1) от Тщах позволяют предполагать, что юрские отложения большей частью находятся в главной зоне нефтеобразования и представлены, как II (аквагенным морским), так и III (террагенным) типом ОВ.
Для части образцов, имеющих аквагенную природу (например, породы малышевской свиты Пайяхской и Южно-Носковской площадей), значения водородного индекса невысоки (до 50 мг на УВ / г Сорг), что может быть обусловлено обеднением органического вещества водородом в результате произошедшей генерации углеводородов или же во время диагенеза при окислительной обстановке захоронения (псевдофюнезация).
Рис. 1. Схема расположения точек отбора образцов пород
По распределению стерановых углеводородов битумоиды обособляются в три группы (рис. 2). В первой группе, в которую вошло подавляющее число образцов, среди гомологов стеранов резко преобладают этилхолестаны (С29), что говорит о террагенной природе липидов исходного ОВ (тип III). Во второй группе (28 образцов) с преимущественно аквагенным типом ОВ, к которой относятся битумоиды из сиговской, малышевской, яновстанской, гольчихинской свит, содержание стеранов С27, С28, С29
приблизительно равное (тип II).
Битумоиды третьей группы, занимающие промежуточное положение на тригонограмме, имеют смешанный генезис (типы 11-111).
В составе нормальных алканов битумоидов аквагенного генезиса (по распределению стеранов) в максимальных концентрациях присутствуют углеводороды С16-19. При этом отмечается, что выше глубин примерно 3150 м кривые распределения становятся «пилообразными» -проявляется преобладание нечетных алканов над четными, указывающее на низкую степень преобразованности ОВ. Для битумоидов террагенного генезиса зачастую характерны «пилообразность» и двумодальность - первый максимум распределения приходится на С17-18, второй - на С23, С25, С27, С29. В некоторых образцах эта двумодальность сглаживается и кривая распределения н-алканов имеет широковершинный максимум в области С17-С29. Кривые распределения н-алканов для образцов отобранных ниже глубин 3300 м теряют ярковыраженный пилообразный вид и в ряде случаев имеют максимум на н-С17-н-С19. Как правило, в органическом веществе, исходным материалом для которого была высшая наземная растительность, преобладают н-алканы С21-С23. Имеющееся противоречие, по-видимому, можно объяснить тем, что ОВ изученной коллекции имеет смешанную природу, чисто гумусовые разности, без сапропеливой примеси, встречаются редко.
Значения отношения гомогопанов С35/С34 (<1), так же как и
преобладание пристана над фитаном, свидетельствуют о захоронении ОВ битумоидов при достаточно интенсивных окислительных преобразованиях в диагенезе.
Для ОВ аквагенного генезиса обычно свойственно преобладание среди трицикланов углеводородов со средней длиной цепи - С23-26. В изученной
Рис. 2. Тригонограмма распределения стерановых углеводородов С27, С28, С29 в юрских битумоидах
коллекции в группе битумоидов с преимущественно аквагенным типом ОВ только в половине образцов отмечаются относительно высокие концентрации трицикланов с преобладанием углеводородов состава С23-С26, тогда как для остальных битумоидов доминируют низкомолекулярные гомологи С19-С20, что может объясняться некоторым привносом ОВ, связанного с высшей наземной растительностью.
Битумоиды, имеющие аквагенную природу липидов, характеризуются
13
повышенными значениями 5 С (-26,6...-23,4 %о) по сравнению с типично морским ОВ битумоидов баженовской свитой Западной Сибири (-28,9.-32,0 %о). Вероятно, причина этого расхождения кроется в смешанном составе ОВ, когда нефтегенерирующей (производящий битумоид) является только часть 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 окислительные обстановки захоронения исходного ОВ.
Изучение биомаркерных параметров, характеризующих зрелость ОВ, таких как отношение нечетных н-алканов к четным, соотношения между био-и геоизомерами стеранов и терпанов, подтвердило результаты пиролитических и петрографических исследований. Для данной коллекции были рассмотрены изменения перечисленных биомаркерных параметров в зависимости от глубины по каждой скважине. Доказано, что все изученное ОВ аквагенного типа имеет достаточную зрелость, процессы генерации им жидких УВ уже происходили.
Проведенные исследования позволяют утверждать, что генератором меловых и юрских нефтей являлись отложения яновстанской, гольчихинской, а также, возможно, малышевской свит, содержащих слои, обогащенные аквагенным ОВ (тип II). Биомаркерные параметры для этих битумоидов, определяющие зрелость ОВ (CPI, стерановые коэффициенты, отношение Ts/Tm), указывают на то, что процессы генерации жидких углеводородов в этих породах уже происходили. Таким образом, на северо-востоке ЗападноСибирского бассейна, так же как и в центральных его районах, главными генераторами нефти были углеродистые глинисто-кремнистые породы волжского яруса - баженовской свиты и ее возрастных аналогов.
О Н.С. Ким, А.Э. Конторович, Е.А. Костырева, А.Н. Фомин, В.Н. Меленевский, 2009
