CC BY
66
оригинальная статья
БОГ https://doi.Org/10.18599/grs.2021.2.4 удк 553.982
Геохимические предпосылки нефтегазоносности Березовской
впадины (Восточная Сибирь)
Н.П. Фадеева1*, Н.В. Морозов2, Е.А. Бакай1, С.В. Фролов1
'Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, Москва, Россия 2ООО «Газпромнефть НТЦ», Санкт-Петербург, Россия
Березовская впадина, расположенная на северо-востоке Предпатомского бассейна, является перспективным объектом на поиски углеводородов, о чем говорят нефтегазопроявления, установленные при бурении, наличие структур и природных резервуаров. Однако этот район еще недостаточно изучен в связи с низкой плотностью бурения. Геохимическое изучение органического вещества (ОВ) отложений рифея, венда и нижнего кембрия показало, что основным нефтегазоматеринским комплексом являются терригенно-карбонатные отложения венда. Наиболее высоким исходным и остаточным потенциалом обладают породы сералахской свиты, а также отдельные прослои пород с повышенным содержанием водорослевого ОВ в вендском и нижнекембрийском разрезе. Негативное влияние на генерационный потенциал этих отложений могли оказать окисленность ОВ в седиментогенезе и присутствие донных водорослей, что привело к снижению концентраций ОВ и ухудшению типа керогена. Вероятнее всего, именно эти факторы обусловливают более скромные ресурсы Березовской впадины. Вероятно, заслуживает внимания изучение рифейского комплекса, т.к. в расположенной юго-западнее Байкало-Патомской складчатой зоне в среднем и верхнем рифее встречаются высокобогащенные ОВ нефтематеринские породы, преобразованность которых не превышает градаций катагенеза МК2-МК5.
Ключевые слова: Березовская впадина, нефтематеринские породы, генерационный потенциал органического вещества и пород, углеводороды
Для цитирования: Фадеева Н.П., Морозов Н.В., Бакай Е.А., Фролов С.В. (2021). Геохимические предпосылки нефтегазоносности Березовской впадины (Восточная Сибирь). Георесурсы, 23(2), с. 44-55. DOI: https:// doi.org/10.18599/grs.2021.2.4
Введение
В настоящее время с Лено-Тунгусским нефтегазоносным бассейном, расположенным на Сибирской платформе, связываются большие перспективы увеличения сырьевой базы в масштабах страны. Здесь открыты такие крупные и уникальные месторождения нефти и газа, как Юрубчено-Тохомское, Верхнечонское, Талаканское, Чаяндинское и многие другие. Они в основном приурочены к двум структурным элементам - к Байкитской и к Непско-Ботуобинской антеклизам. Однако в пределах бассейна есть еще целый ряд менее изученных в геологическом отношении районов, также вызывающих интерес. К таковым, в том числе, относится и Березовская впадина, приуроченная к северо-восточной части Предпатомского краевого прогиба (рис. 1). Пока здесь открыто лишь одно - Бысахтахское газоконденсатное месторождение.
Тем не менее в пользу перспективности впадины свидетельствуют: многочисленные нефтегазопроявления, выявленные при бурении (рис. 2), наличие коллекторов на нескольких стратиграфических уровнях (преимущественно трещинного типа) и хороших покрышек (вендские и нижнекембрийские соли и ангидриты). Здесь имеется порядка 30 локальных положительных структур, подавляющая часть из которых до сих пор не разбурена (Вотяков, 2013).
* Ответственный автор: Наталья Петровна Фадеева e-mail: fadeeva_nataly@mail.ru
© 2021 Коллектив авторов
Одним из важнейших аспектов нафтидных систем любого нефтегазоносного бассейна является наличие нефте-материнских толщ в осадочном разрезе, изучение которых основывается на геолого-геохимической информации.
Если для многих районов Восточной Сибири комплексные геохимические исследования проводились неоднократно, то в Березовской впадине они немногочисленны. В первую очередь это связано со значительно более низкой степенью изученности ее буровыми работами. Геохимические исследования (Москвитин и др.,1982; Баженова и др., 2011; Дахнова и др., 2010, 2014; Иванова, 2015), проведенные в разные годы, позволили выделить в качестве основной нефтегазоматеринской толщи се-ралахскую свиту нижнего венда. Остальной разрез изучен в гораздо меньшей степени, хотя по геологическим представлениям в Березовской впадине существовали благоприятные условия для формирования подобных отложений не только в раннем венде, но и в его второй половине, а также в рифее и раннем кембрии. В связи с этим целью данной работы явилась геохимическая характеристика органического вещества осадочного разреза и выделение основных нефтегазоматеринских пород в рифей-кембрийском разрезе Березовской впадины.
Геологический очерк
Березовская впадина Предпатомского прогиба расположена на периферии Сибирской платформы, в зоне ее сочленения с Байкало-Патомским складчато-надвиговым поясом. Этот пояс формировался в течение нескольких
коллизионных этапов, заключительный из которых отно сится к позднему палеозою (Тектоника., 2001). Западная граница Березовской впадины проводится по Жуинской системе надвигов, по которой рифейские складчатые образования Уринского антиклинория надвинуты на кембрийские толщи Сибирской платформы. К востоку от Березовской впадины находится Алданская антеклиза, а на севере впадина граничит с Кемпендяйским грабеном. Последний имеет рифтовую природу и наиболее активно формировался во второй половине девона-начале карбона.
Березовская впадина вытянута в субмеридиональном направлении на 300 км, при ширине около 150 км. Как и все краевые прогибы, она имеет асимметричное строение. Ее депоцентр смещен к западу, к складчатому обрамлению. Здесь докембрийский фундамент погружен до глубин 6-7 км. Восточный борт впадины значительно менее глубокий и более пологий - мощность осадочного чехла здесь в среднем составляет 1-2 км.
В своей западной и центральной частях Березовская впадина осложнена системой узких линейных складок, группирующихся в три вала. Размеры складок довольно значительные. Так, Бысыхтахское поднятие имеет размеры 500^5 км при амплитуде по нижним горизонтам венда до 900 м (Вотяков, 2013). По всей видимости, антиклинали этой зоны осложнены надвигами и, возможно, имеют дуплексное строение.
Осадочный чехол Березовской впадины сложен породами рифея, венда и кембрия, а также маломощными толщами ордовика и юры и перекрыты четвертичными отложениями. рифейские отложения, вскрытые бурением,
& я
3
и
я
>н
и в-15
& Я
§ Юрегинская
245 487
Билирская Юряхская ?2:
156
К >я -
18 Ч О
Кудулахская
140 232
Успунская
158 183
« §
и
и я
"5
Аянская 285 761
Торасальская ^ыгегеспитская
Сералахская 58-80
>15
8 и
Торгинская
верх.
571
сред. 632
. 187
Алексеевская -199
Чекурдахская 186
+ + +
+ + + + +
* о
4- ■
+? +
+ +
+?
+?
А нефть О газ О газоконденсат □ малым ■ асфальты нефтегазоматеринские породы: + установленные +? предполагаемые
Рис. 2 Нефтегазопроявления в рифей-нижнекембрийском разрезе Березовской впадины (по данным Ивановой, 2015)
НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСЩЙ ЖУРНАЛ
www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ
представлены верхнерифейскими красноцветной чехур-дахской и алексеевской свитами. Последняя сложена известняками и доломитами, частично битуминозными. Вендские отложения имеют преимущественно карбонатный состав - они представлены чистыми и глинистыми доломитами, ангидритами; в торасальской пачке бюкской свиты они переслаиваются с каменными солями. В верхах торгинской, в сералахской, низах бюкской, кудулахской и в билирской свитах встречаются прослои черных аргиллитов. Разрез кембрия представлен терригенными, карбонатными и галогенными породами.
Материалы и методика исследования
Материалом для исследования органического вещества (ОВ) послужили около 200 образцов керна рифей-нижнекембрийских отложений, отобранных на площадях Бысахатская, Южно-Бысахатская, Верхнечерендейская, Даджанская, Кэдергинская, Усть-Молбинская, Ыста-нахская, Эргеджейская, пробуренных в северной и центральной частях Березовской впадины (рис. 3); диапазон современных глубин 820-4000 м.
Геохимическое изучение включало пиролиз пород по методу Rock-Eval (пиролизатор Rock-Eval 6 Standard). Предварительный люминесцентный анализ пород позволил отобрать образцы для детального изучения, включавшего экстракцию битумоида хлороформом в аппарате Сокслет, групповой анализ битумоида, изотопия метановой и ароматической фракций (комплекс оборудования для анализа стабильных изотопов легких элементов Delta V Advantage, Германия), состав алкановых и циклических углеводородов
Рис. 3 Положение изученных скважин Березовской впадины
методами газожидкостной хроматографии (хроматограф газовый Clarus 500), масс-спектрометрии (хромато-масс-спектрометр GC-MS, Agilent), распределение ОВ в ан-шлифах пород на установке QD1302 (Craic Technologies).
Потенциальные нефтегазоматеринские толщи (породы)
Концентрация и тип органического вещества
По данным пиролиза в отложениях рифея-нижнего кембрия установлен большой диапазон концентраций остаточного ОВ (ТОС - total organic carbon): от 0,01 до 4,5%. Гистограммы всех пиролитических нефтематерин-ских параметров и, в первую очередь ТОС, в изученных отложениях имеют логнормальное распределение, что характерно для большинства геохимических показателей (Вассоевич, 1982). Медиана, мода и среднегеометрическое значения ТОС близки и составляют 0,22-0,3%, медиана 0,28% (и>190). Намечается тенденция приуроченности более высоких содержаний ОВ (0,5-4,35%) к аргиллитам и карбонатно-терригенным породам (по пиролизу карбонатность <50%), в то время как в карбонатных и терригенно-карбонатных породах (карбонатность >50%) ТОС обычно менее 0,3%.
Практически в каждом стратиграфическом подразделении от рифея до нижнего кембрия включительно встречаются прослои пород с относительно повышенными по сравнению с медианой содержаниями ОВ (ТОС>0,2-0,3%). Именно эти прослои пород (преимущественно глинистые доломиты и аргиллиты) можно рассматривать как потенциально нефтегазоматеринские. Нефтематеринские параметры пород с повышенным содержанием ОВ приведены в таблице 1.
Наиболее высокие остаточные концентрации ОВ (в %) приурочены к торгинской (0,22-1,02/0,43), сералахской (1,05-4,35/2,11), бюкской (0,4-2,03/0,7) и кудулахской (0,39-1,24/0,55) свитам венда и толбачанской свиты нижнего кембрия (0,41-0,69/0,57). Именно в этих отложениях распространено ОВ с высоким остаточным водородным индексом (HI=106-244 мг УВ/г ТОС); т.е. часть изученных образцов в этих отложениях обладает относительно повышенными генерационным свойствами, не полностью реализованными (PI 0,08-0,58/0,23). По своим нефтегазо-материнским свойствам близки к ним и отдельные прослои пород в юряхской свите нижнего кембрия (табл. 1), тогда как основная масса ее пород содержит сильно окисленное ОВ (OI до 490, среднее - 160 мг СО2/г ТОС).
Породы, обладающие повышенным нефтегазома-теринским потенциалом встречаются на площадях Эргеджейская (свиты: кудулахская 3210-3218 и 32763282 м, бюкская 3914-3926 м, сералахская 3978-4000 м), Кэдергинская (свиты: бюкская 3196 м, торгинская 34143421 м), Даджанская (свиты: юряхская 1620-1630, 16581666, 1675 м, алексеевская 2346-2350 м), Ыстанахская (свиты: толбачанская 1886-1896, 2004-2007, 2336-2345 м, бюкская 3403-3411, 3420-3427, 3622-3633 м, торгинская 3975-3980 м), Бысахатская (кудулахская свита 1968-1981, 2009-2016, 2022-2029, 2081-2088 м), Ю.-Бысахатская (свиты: кудулахская 1924-1938, 1962-1970, 2167-2174 м, сералахская 3158-3165, 3207-3216 и 3250-3259 м), В.-Черендейская (сералахская свита 3764-3766 и 3785 м), Усть-Молбинская (бюкская свита 2372-2399 и
Система Свита Т ^ тах ТОС Sl S2 Sl+S2 Н1 О1 Р1 р«
0С % мг УВ/г породы мг УВ/г ТОС мгСО2/г ТОС %
Толбачанская 438 0,51 0,14 1,25 1,39 244 44 0,14 3,02
€1 Билирская 436 0,24 0,04 0,13 0,17 54 65 0,28 1,67
Юряхская 439 0,28 0,08 0,28 0,36 88 179 0,25 2,86
Кудулахская 443 0,52 0,18 0,64 0,82 116 89 0,24 3,46
V Бюкская 441 0,68 0,19 0,72 0,91 109 61 0,18 2,79
Сералахская 449 1,8 0,6 2,1 2,7 111 10 0,26 3,33
Торгинская 449 0,54 0,11 0,63 0,74 116 13 0,22 2,04
R Алексеевская - 0,3 0,01 0,03 0,04 13 60 0,25 0,33
Табл. 1. Нефтегазоматеринские параметры рифей-нижнекембрийских отложений Березовской впадины, обогащенных ОВ
2407-2417 м). Таким образом породы венда с относительно повышенным нефтегазоматеринским потенциалом распространены практически на всех изученных площадях (в основном на севере и частично в центре впадины), что позволяет рассматривать вендские отложения как основную углеводородную систему Березовской впадины. Ее масштабы определяются толщиной и площадью развития нефтегазоматеринских пород. Этот вывод относится также к торгинской и юряхской свитам.
В изученных отложениях рифея, представленных доло-митизированными аргиллитами, остаточное содержание ОВ невысокое (ТОС 0,08-0,47, медиана 0,21%), ОВ обладает очень низким потенциалом как для всей выборки образцов (Н1 12-225, медиана 37 мг УВ/г ТОС), так и в относительно обогащенных ОВ породах алексеевской свиты (табл. 1), что не позволяет рассматривать их как нефтематеринские. Красноцветные породы чекурдахской свиты резко обеднены ОВ (ТОС 0,14%). Однако судя по истории развития (Никишин и др., 2010), в среднем-позднем рифее существовали условия, благоприятные для накопления терригенных и карбонатно-терригенных осадков с повышенным содержанием ОВ ^га^ et а1., 2015).
Формирование венд-раннекембрийских осадков протекало в морском бассейне, разной глубоководности (от лагунных до глубоководных), в условиях аноксии, существовавшей в бассейне седиментации в отдельные этапы формировании карбонатных и терригенных осадков (однако масштабы ее неизвестны) (рис. 4). Наиболее благоприятные обстановки существовали в сералахское, бюкское и толбачанское времена, связанные с максимумом развития трансгрессии. Это обусловило близкий тип исходного ОВ, образованного планктонными водорослями (кероген типа II), на что указывают данные пиролиза и распределение алкановых, стерановых и тритерпановых УВ и легкий изотопный состав насыщенных и ароматических УВ: 513нас-513аром= -33,5-40 - -34-41%о (рис. 5-8).
Возможно, что уже в рифее появились донные водоросли, на это может указывать присутствие стерана С29, отмечаемого в рифей-раннекембрийском ОВ, и тяжелый изотопный состав рифейских УВ 513нас-513аром= -29-28 —27,6-27,1%о (рис. 7). Вероятно, их участие, помимо диагенетического и катагенетического преобразования, явилось причиной низкого значения водородного индекса, соответствующего керогену III типа; оно встречается на востоке впадины.
По соотношению низко- и высокомолекулярных хейлантанов [2х(П9+Ш)/Е023426)]<1 и [Е(123-126)/Б
^8429]>1 как планктонные, так и прибрежные относятся к зеленым водорослям рода Tasmanites (\Ыктап et а1., 1989), хотя встречаются и другие водоросли, вероятно, сине-зеленые (максимум на С17).
Участие морского фитопланктона и, вероятно, мелководно-морских водорослей (возможно, бентосных) подтверждается и распределением алканов, которое обнаружило преобладание относительно низко- и средне молекулярных алканов (рис. 9). Последние встречаются в породах алексеевской, торгинской и толбачинской свит.
Принципиально выделяются 2 группы пород, в УВ которых максимум приходится на среднемолекулярную область (С15-С19) и более высокомолекулярную (С21-С22). К первой относятся большинство пород олекминской свиты, ботуобинского горизонта бюкской свиты и сералахской свиты венда, а также алексеевской свиты рифея, к второй -толбачанская свита, телегеспитская пачка бюкской свиты и торгинская свита венда (рис. 10). Для всех свит венда характерно присутствие в ОВ 12-,13-монометилалканов, которые являются таксономическими маркерами докем-брийского ОВ, преимущественно венда. Впервые они были обнаружены в вендских нефтях Восточной Сибири (Арефьев и др.,1980), а затем - в некоторых докембрийских и нижнекембрийских бассейнах мира.
Особенностью ОВ всех свит (кроме толбачанской) является соотношение суммы гопанов и стеранов >1 (1,064,47). Такие значения обычно связывают с бактериальной переработкой ОВ. Наиболее интенсивно этот процесс протекал в торгинской, сералахской и алексеевской свитах севера Березовской впадины (Егоп/Естер=1,74-4,47).
Учитывая отсутствие высшей растительности в древних отложениях и близкую катагенетическую пре-образованность изучаемых отложений, на нефтематерин-ский потенциал ОВ и пород, вероятно, оказал влияние окислительный режим на стадии седименто- и диагенеза. Практически в ОВ всех отложений отмечается очень высокий кислородный индекс (О! до 300-460 мг СО2/г ТОС) (рис. 5-7, график Ш-ОГ) и сравнительно невысокие концентрации ОВ в большинстве изучаемых пород Березовской впадины. Для изученных пород независимо от типа ОВ (фитопланктонного или смешанного) отмечается закономерное снижение Ш и ТОС при повышении кислородного индекса, что свидетельствует об истощении генерационного потенциала ОВ и пород в процессе окисления (рис. 11).
Остаточный потенциал пород по данным пиролиза (Б1+Б2) распределяется в соответствии с концентрациями
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
алкановые УВ (диаграмма Shanmugam, 1975) Pr/nC17
10
0,1
/Ж / -X ✓ /À? / / V /
/V X/ / / / \/v »V /\/y
/
/ / ^ / /
/\ /
/ e/é /
/ * /
• R
• V-торгинская
• V-сералахская
M V -бюкСкая (теяегеспитская) © V-бюкская (ботуобинская<) V- кудулахская
• £,- юряхская
• Gj -толбачанская
• G, - олекминская
60
стерановые УВ
Ç28
Области осадконакопления:
1 отвфытое море
2 лагуна
3 эстуарий
4 континент
60
0,1
124/123
10
Ph/nC,.
трициклические терпановые УВ
Pr/(Pr+Ph)
• аноксия аноксия терригенных
карбонатных пород • пород
» © • • • Ш m
«
e f •
0,05 0,10
0,15
0,20
0,25 0,30 0,35 0,40
S27 Dia/Dia+Reg
Рис. 4. Условия осадконакопления рифей-раннекембрийских отложений Березовской впадины по данным хромато-масс-спектрометрии (интерпретация обстановок по Peters et al., 1993)
1000
и 900
ü s 800
1* 700
О'
£ 600
И 500
Я 1 400
fi
01] я 300
я 200
100
0
ю Г . . ■ 0 ß , . , .. , ■ » » • *
20 40 60 SO 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 Oxygen Index (S,/TOC) mg/gC «
310 330 350 чекурдахская
370 390 410 430 450 470 490 Tmax (temperature of шах yield) degrees С
Рис. 5. Типы керогена в отложенияхрифея
и типами ОВ (рис. 12). Самым высоким остаточным нефтегазоматеринским потенциалом обладают породы сералахской и бюкской свит венда (1-3 кг УВ/т породы) и толбачанской свиты нижнего кембрия (1,4 кг УВ/т породы). Большинство изученных свит рифея-нижнего кембрия характеризуются низкими значениями (S1+S2) - менее 1 кг УВ/т породы и вряд ли могут участвовать в формировании нефтяных и газовых месторождений.
Катагенетическая зрелость пород
Породы венд-кембрийского комплекса, судя по наиболее достоверным данным пиролиза ^2>0,5, Ттах
436-450/443оС, Ro=0,71-0,9% рассчитан по Ттах) и углеводородным коэффициентам стерановым [Кзр1=a20S/ (a20S+a20R)=0,35-0,48/0,43], терпановым [Тя/С^+Тт) =0,21-0,73/0,55], достигли градаций катагенеза МК2-МК3 (рис. 13), т.е. они находились в условиях максимального развития главной фазы нефтеобразования (ГФН). По коэффициенту Ts/Tm катагенез несколько выше, чем по стерановым коэффициентам, что, по-видимому, обусловлено более глинистым составом нефтематеринских пород. По площади Березовской впадины отмечается усиление катагенеза пород и оВ в западном направлении.
О 20 40 60 80 100120 140 160180 200220 240 260 280 300 320340 360 380400 420440 460
01, мгССУгТОС
Рис. 6. Типы керогена в отложениях венда
окудулахская дбюкская осералахская нторгинская
1000
900
800
и о 700
н
600
к
§ 500
Ее 400
300
200
100
.
0 20 40 60 80 100120140160180200220240260280300320340360380400420440460 01, мг СО,/г ТОС
Июряхская • билирская • юрегинская Дтолбачанская Рис. 7. Типы керогена в отложениях нижнего кембрия
-25 -27 -29
гй -31 §
8 -35
V
I "37
* -39
280 300 320 340 360 380 400 420 440 460 480
Ттах, °С олекминская чарская
500 520 540
-41
: • •
• 9 • ' •
• О рифей О венд в н.кембрий
пС14-пС20
-41
-39
-37
-29
-35 -33 -31 насыщенные 513С,%о Рис. 8. Изотопный состав насыщенных и ароматических УВ
В рифейских отложениях встречается в основном миграционное ОВ, практически лишенное потенциала, - 82 в среднем не выше 0,15 кг УВ/т породы; вследствие чего установить катагенетическую преобразованность практически не удается ни по данным пиролиза, ни по УВ, хотя она заведомо выше, чем в породах венда.
Содержание хлороформного битумоида (ХБ) в породах в среднем 0,036%, диапазон 0,01-0,094%, а в расчете на ОВ (РХБ=ХБх100/ТОС) - от 2,4 до 18, среднее
-27
О Э1 олекминская
О Э1 толбачанская
О V кудулахская
0 V бюкская.т.п.
0 V бюкская,б.г.
А V сералахская
О У торгинская
Ш Я алексеееская
/ мелководно-морские наземные \
/ водоросли растения \
пС21-пС25 пС26+
Рис. 9. Распределение алкановых УВ в Березовской впадине
7%, что характерно для пород, находящихся в условиях ГФН. В групповом составе ХБ доминируют мальтены (60%), что также присуще ГФН. Обратная связь между содержанием ТОС и битумоидным и углеводородным
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
2.252.001.75 1.501.25 1.000.75-
Ыстанахская 24 торгинская свита
m/z 85
и « *
г > is «S U U
U S »
M?
lJÉ
î
4
%
i
i ч s "4 S .
и <s
л
iMl
W
- * »
1#M
10.0 15.0 20.0 25.0 30.0 35.0 40.0 45.0
Эргеджейская 8 сералахская свита
m/z 85
il
J* il i. JV jJjJjJjJJJjJ^
12.5 15.0 17.5 20.0 22.5 25.0 27.5 30.0 32.5 35.0 37.5
11, lujM
Южно-Бысахтахская 59 бюкская, ботуобинский г-т
m/z 85
10.0 15.0 20.0 25.0
40.0 45.0
Рис. 10. Хроматограммы алкановых УВ вендских образцов. 1 группа -бюкская и сералахская свиты, 2 группа - торгинская свита, Х-, 12-,13-метилалканы
(Psl=SjXl0/TOC) коэффициентами (закономерность Успенского-Вассоевича) позволяет разделить битумоиды и УВ на 2 группы: сингенетичные и паравтохтонные (рис. 14). При близких содержаниях ТОС (0,6-0,7%) первые характеризуются более низкими значениями рХБ (5%), ps1 (2,5%), в групповом составе выше содержание асфальте-нов (40%) (средние).
Аналогичные параметры для паравтохтонных флюидов - рХБ (12%), ps1 (4%), содержание асфальтенов - 35%.
Битуминологические показатели хорошо согласуются с пиролитическими данными: при одинаковых значениях индекса продуктивности (PI=S1/S1+S2) миграционные УВ характеризуются низкими по сравнению с фоном величинами Тмах и они встречены в отложениях всего изученного рифей-кембрийского комплекса (рис. 15). Состав УВ нефтематеринских пород Биомаркерный анализ УВ (алкановых, стерановых и терпановых) показал особенности состава, характерные для
140 120 100 80 60 40 20 0
.га
oi-ш
1 s
1 \д О \ \
/А \ 1 \ \ \ \ \ \
1 • 1 \ 1 1 _1_ N \ \ \ \
\ \ • s 1 1 / \ 1 /
TOC
OI-TOC
д\
А
•Ч
100 200 300 400 500 0 100 200 300 400 500 01 01 о кембрий ¿венд • рифсй (средние данные)
Рис. 11. Влияние диагенетического окисления на свойства ОВ (ТОС и Н1)
Рифей
■а
S 10
и я
S
-S 1
и
+
и
0,01
рчеш плохой сред- хоро-илохо: i ний ший
"j
0,01
0,1
1
10 100 TOC, %
• алексеевская а чскурдахская Венд
0,01 0,1 1 10 100
ТОС, %
о кудулахская л бюкская о сералахская ■ торгинская Н.кембрий
о.«1 ",1 i ю „,„„ „, 100
ТОС, %
I юряхская Фбилирская • юрегинская Дтолбачанская олекминская чарская
Рис. 12. Остаточный генерационный потенциал рифей-ниж-некембрийских пород Березовской впадины
Tri/Hop
0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 Рис. 13. Зрелость ОВ по углеводородным коэффициентам (3х1",%
0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0
Ts/Ts+Tm
А
1 о к О л Д - К •X А о\ 'д Д~)
\ о А \ А Д_ До
.л А -О. у я
О Т о_
глинистость
0,0 0,1 0,2 □ Ei AV «R в тренд
0,3 0,4 0,5 0,6 С27 Dia/Dia+Reg
20 18 16 14 12 10 8 6 4
2 0
Н.кембрий:
I ■ О с с олекминская толбачанская -> оилирская з юряхская
\ •• с О венд: кудулахская Д сералахская бюкская ▲ торгинская
\ д Рифей: Ф алексеевская
\0 % s ■ чекурдахская
о •
> f> °ч \ О4 \ О О Чч 9
\ \ 0
д сингенетичные. А
(автохгпонь ыеи остаточные)
14
12
m
psl,%
миграционные (паоавтохтонные) \
\ \
ч А А А
Чч сингенетичные Хд
\
0 0,5 1 1,5 2
Рис. 14. Зависимость вХБ и от содержания ОВ
выделенных нефтематеринских свит Березовской впадины.
Как было отмечено выше, к наиболее эффективным нефтематеринским породам относятся отложения тор-гинской, сералахской, бюкской, кудулахской свит венда и толбачинская свита нижнего кембрия. На рис. 16 приведены типовые хроматограммы алкановых УВ.
В отложениях торгинской свиты (рис. 10) наблюдается бимодальное распределение алкановых УВ - первый максимум на С17-С19 отвечает морским водорослям (тасманиты, сине-зеленые); доминирует второй, более высокомолекулярный максимум (С22-С24). Высокое значение отношения алканов С27/С17 1,22 указывает на участие мелководно-морских, возможно, бентосных водорослей. Последнее согласуется с тяжелым изотопным составом углерода метановой и ароматической фракций: 513нас-513аром= -29 - -28,1%о. По соотношению изо- и н-алканов, стеранов, тритерпанов ОВ рассматривается как смешанное, формировавшееся в лагунных обстановках с повышенной соленостью, на что указывает гамацерановый коэффициент ^/Н30 1,4). Отношения гопановых коэффициентов (Тя/Тт 1,82, Тя/ Ts+Tm 0,64) соответствуют градации катагенеза МК3.
Особенностью УВ состава сералахской свиты является пологое нефтяное распределение н-алканов с максимумом
2,5
тос,%
0,5
1,-5--
2 2,5
тос,%
на С17 (рис. 16), соотношение нечетных к четным УВ по всему ряду <1, СР1С22С32=0,86-0,92, преобладает легкие УВ ф C13-C17/S С25-С29=5-11, пС27/пС17=0,08-0,16), что в совокупности с низким изопреноидным коэффициентом (Ki=Pr+Ph/nC17+nC18=0,16-0,26) и стерановыми и гопановыми коэффициентами говорит о достаточно высокой преобразованности ОВ сералахской свиты (градации катагенеза - не ниже второй половины МК2-МК3). Литологический состав преимущественно терригенный, но возможно с карбонатной примесью, на что указывает незначительный 2-ой максимум в области С30 (рис. 4, 16).
В бюкской свите выделяются 2 нефтематеринские пачки, приуроченные к верхней телегеспитской и нижней ботуобинской частям разреза. В ботуобинском горизонте н-алканы имеют такое же пологое распределение, как и в сералахской свите, но максимум приходится на н-алкан С19. (рис. 16). Судя по соотношению алкановых групп, ОВ ботуобинского горизонта представлено чисто фитоплан-ктонным и смешанным (рис. 9), формирование которого протекало как в окислительных, так и восстановительных обстановках (Рг№=0,53-0,58 и 1,2); дополнительные максимумы в области С24, С26 могут указывать на восстановительный режим в диагенезе. Соленость вод ботуобинского
НАУЧНО-ТВШИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ
PI
1
0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0
Рифей
Незрелая гзн I ч гзг
g В
Загрязнение/ Я
миграционное / \
■ / \
tT \ Высокий уровень \ преобразования-
/ \ эмиграция
Низкий vpäbe чь
преооразования
300 330
380
430
480
530 580
Tmax'°C
алексеевская
чекурдахская
Кембрий
Незрелая ГЗН § ГЗГ
: g U
Загрязнение/ !
■ миграционное f
0 ■ » \
■ к
\ Высокий уровень
□ \ преобразования-
\ эмиграция
Низкий уровем ▲ Ч
преобразования
300 330
380
430
480
■ юряхская • билирская • юрепшская Атолбачанская олекминская чарская
530 580
Tmax, °С
Рис. 15. Связь PI-Tmax в рифей-кембрийском комплексе Березовской впадины
горизонта была выше, чем в сералахском бассейне (отношение гаммацерана к гопану G/H30 3,5 и 1,1, соответственно). ОВ содержат повышенное количество легких УВ (Е С13-С17/ЕС25-С29=1,9-9,3, пс27/пс17=0,09-0,4), СР1С22-С32 около 1. Соотношения стеранов С27 диа-/регулярные (0,05-0,13) и Pr/Pr+Ph (0,35-0,55), повышенные отношения адиантана к гопану (Н29/Н30 0,77-1,12) указывают на более карбонатный состав нефтематеринских отложений ботуобинского горизонта. Вероятно, ОВ этих отложений формировалось в иных обстановках по сравнению с отложениями сералахской свиты и за счет других водорослей.
ОВ телегеспитской пачки по распределению н-алканов также, как и ботуобинское, представлено
Венд
300 330 380 430 480
О кудулахская А бюкская осералахская ■ торгинская
530 580
Tmax, "С
фитопланктонным и смешанным типами, но в нем, по-видимому, большое участие принимали мелководные водоросли; четность УВ несколько ниже СР1С22-С32 (1,06-1,8); максимум приходится на более высокомолекулярную область - С21 (рис. 16). Режим в диагенезе был неустойчивым, что согласуется с коэффициентом (Рг^=0,75 и 1,14) и дополнительным максимумом на С29, соленость вод ниже ботуобинского горизонта ^/Н30 в среднем 1,1). По соотношению трициклических тритерпанов условия накопления смещались в более мелководную часть бассейна (лагуну, рис. 4). Более высокие значения отношение стеранов С27 диа-/регулярные (0,17-0,55) и более низкие Н29/Н30 (0,71-0,91) говорят о терригенном составе этих отложений. В составе алканов преобладают легкие фракции ЕС13-С17/ЕС25-С29=1,5-1,8, пС27/пС17=0,5).
ОВ кудулахской свиты характеризуется чисто фито-планктонным составом, максимум приходится на относительно низкомолекулярную область С17-С19 (рис. 16), довольно значительный дополнительный максимум С26 может указывать на восстановительный режим в диагенезе и, возможно, карбонатный состав; большинство отложений формировалось в основном в мелководных, лагунных обстановках, соленость вод в которых была несколько выше, чем в бюкском бассейне ^/Н30 =0,9-2,5) (рис. 4). Преобразованность УВ кудулахской свиты (глубина 1,9-3,2 км) оказалась довольно высокой (Ттах 435-447, среднее 442оС, очень низкий изопреноидный коэффициент Ю=0,16), вероятно, это связано с большей
Эргеджейская-41,У, Сералахская
Усть-Молбинская-3,У, Бюкская, б.г.
Усть-Мопбинская-8, V, Бюкская, т.п.
С17, СЗО
Pr/Ph 0,92
Тмах450
....) . .11
С21 ,С19,С29
Pr/Ph 1,14
Тмах427
...../. .11
& с>ч с^ с^ О9 О4 d> ¿Р с?4 с^ & с? с^ с* & О4 d> d> <zP dP c?>v & с? с* сР О* С^ С V4 CT-4 <Р d> ¿Р с^
Эргеджейская-23, V, Кудулахская
Ыстанахская-36,£ьТолбачанская
& О4 с^ с^ с^ с* О4 сР <Р Ср <$> & & &Ъ с? О4 сР с^ с* О-4 О4 <Р сР С? сьч с^ &ъ
Рис. 16. Типовые хроматограммы алкановых УВ НМП Березовской впадины
L ■
Скв. Ыстанахская, 19 R, алексеевская свита глубина 4187,61 м
и
JJIPJW
¿у¿vnSo
Urn
¿V.
=v—
= = Pri
16 is га гг и м зя м :
( ТО '2 Т4 !s 00 вг-
Рис. 17. Хроматограммы алкановых УВ образцов рифея
прогретостью недр в западной части Березовской впадины (скважины Бысахатская, Ю-Бысахатская, Эргджейская). По соотношению алканов и изоалканов (рис. 4) УВ занимают нижнюю часть диаграммы, отвечающую наиболее преобразованному ОВ.
УВ состав толбачанской свиты нижнего кембрия отличается от УВ вендских отложений. Распределении н-алканов носит пилообразный характер, что свойственно малопреобразованному ОВ, максимум приходится на С22 (рис. 16). Источником ОВ служили мелководно-морские водоросли, что хорошо видно на диаграмме группового состава алканов (рис. 9), в котором преобладают более тяжелые фракции (Е С13-С17/Е С25-С29=0,8, пС27/пС17=1,1); среди алканов преобладают нечетные УВ (СР1С22-С32=1,05). Обстановки накопления, судя по соотношению алкановых УВ, трициклических терпанов и стеранов характеризовались мелководностью, в которых могло формироваться ОВ смешанного типа (рис. 4); соленость вод (G/H30) менялась от 0,7 до 2,8. Относительно низкие значения
Н29/Н30 (0,71-0,91) могут говорить о более терригенном составе отложений толбачанской свиты, что согласуется с данными пиролиза (С =1,8-4,8).
Особенностью УВ состава рифейских отложений Березовской впадины является присутствие в незначительных количествах монометилалканов с заместителем в середине цепи (12-, 13-метилалканы) (рис. 17).
Предшественники этих УВ, очевидно, не являлись основным источником ОВ. Они принадлежали, вероятно, к древним формам водорослей (бактерий), жизнедеятельность которых протекала в специфических условиях (Баженова и др., 1998). Кроме Березовской впадины подобное ОВ было встречено лишь в отдельных образцах рифейских пород и некоторых рифейских нефтях Куюмбинской площади (Баженова и др., 2006). В рифейских отложениях восточной части Сибирской платформы эти УВ не обнаружены (Дахнова и др., 2014).
Заключение
Геохимическое изучение рифей-нижнекембрийских отложений показало, что основной углеводородной системой Березовской впадины являются породы венда и преимущественно глинистые отложения сералахской свиты как наиболее обогащенная ОВ. Восстановление исходного содержания ОВ по методике (Peters et al., 1993) показало, что практически все изученные отложения от рифея до нижнего кембрия включительно содержали достаточно высокие концентрации ОВ (рис. 18). В соответствии с классификацией (Систематика..., 1998), глинистые и карбонатные породы с сапропелевым ОВ, находящиеся в начале мезокатагенеза, могут рассматриваться как не-фтегазоматеринские с концентрацией ОВ более 0,1-0,2%.
Условия накопления отложений всего комплекса были достаточно близкими - это морской бассейн;
тос %,
Н1,мг УВ/г ТОС
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 0 100 200 300 400 500 0
толбачанской юряхская кудулахская бюкская сералахская торгынская алексеевская
------
| □ | остаточные [——11 Рис. 18. Исходный потенциал пород R-C¡ Березовской впадины
S2, мг УВ/г породы
1 2 3
01,мг С02/г ТОС
5 0 25 50 75 100 125 150 175 200
уу ч
\ \ \ ^ *—
1 V ---------------
I \
НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСЩЙ ЖУРНАЛ
www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ
окислительно-восстановительный режим в диагенезе был нестабильным, иногда возникали аноксичные обстановки. Вместе с тем, вероятно, еще на стадии седиментации, ОВ было окислено, что в целом могло привести к снижению потенциала пород (по химическому строению исходный кероген II/III типа, низкие концентрации ОВ). Это обстоятельство (окисленность), возможно, послужило главной причиной относительно невысокого исходного генерационного потенциала: S2 только в сералахской свите достигает в среднем более 4 кг УВ/т породы, что по классификации (Peters et al., 1994) отвечает категории «удовлетворительные» НМ породы. Остальные породы рассматриваются как «бедные» НМ породы (исходные значения S2 1-2 кг УВ/т породы), неспособные к генерации значительных объемов УВ.
Источником ОВ послужили как фитопланктонные, так и мелководно-морские (возможно, бентосные) водоросли, что отразилось на углеводородном составе ОВ, вариации которого могут быть обусловлены участием разных водорослей - присутствие бентосных водорослей снижает генерационный потенциал ОВ.
Весь комплекс изученных отложений достиг условий главной зоны нефтеобразования, что подтверждается данными пиролиза и углеводородными коэффициентами. В породах достаточно широко развиты миграционные битумоиды и УВ, сходство которых с сингенетичным ОВ (по углеводородному составу они имеют близкие характеристики) может свидетельствовать о первичной миграции УВ. Наиболее интенсивное их проявление наблюдается в западных районах Березовской впадины, где породы изучаемого комплекса в полном объеме находились в условиях ГЗН.
Оценить роль рифейского комплекса по имеющимся у нас данным не представляется возможным, т.к. в породах алексеевской и чекурдахской свит встречено в основном миграционное ОВ - битумоиды и УВ, вплоть до нефтена-сыщения в Джаджанской скв.10 (глубина 2433 м, чекур-дахская свита). Несмотря на близость углеводородного состава отложений рифея и венда (максимумы н-алканов на С17 и С19, преобладание среди циклических терпановых УВ, а в их составе - пентациклических), тяжелый изотопный состав говорит об ином исходном органическом материале в рифейских отложениях и, следовательно, собственном очаге нефтеобразования.
Таким образом, геохимическое изучение рифей-ниж-некембрийских отложений показало, что при повышенных исходных содержаниях органического вещества во всем разрезе и близких условиях осадконакопления основным фактором, влияющим на потенциал отложений, являлся тип исходного ОВ и окислительно-восстановительный режим в диагенезе. Основной нефтепроизводящей толщей Березовской впадины являются породы венда (отложения сералахской свиты), при относительно «бедном» нефте-газоматеринском потенциале остальной части разреза.
Литература
Арефьев О.А., Забродина М.Н., Макушина В.М., Петров А.А. (1980). Реликтовые тетро-пентациклические углеводороды в древних нефтях Сибирской платформы. Известия АН СССР, серия геол., 2, с. 135-140.
Баженова О.К., Арефьев О.А. (1998). Особенности состава биомаркеров докембрийского органического вещества Восточно-Европейской платформы. Геохимия, 3, с. 287-294.
Баженова О.К., Фадеева Н.П. (2006). Докембрийские нафтиды и тяжелые нефти древних платформ России. Сб.: Природные битумы и тяжелые нефти. Межд. научно-практическая конф. к 100-летию со дня рождения профессора В.А.Успенского. С.-Петербург, с. 33-39
Баженова Т.К., Дахнова М.В., Можегова С.В. (2011). Верхний протерозой Сибирской платформы - основной источник нефтегазоносности её домезозойского мегабассейна. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 6(2). http://www.ngtp.ru/rub/1/17_2011.pdf
Вассоевич Н.Б. (1982). О нефтематеринском потенциале.1982. Методы оценки нефте- и газоматеринского потенциала седиментитов. М.: Наука, с. 5-9
Вотяков Р.В. (2013). Геологическое строение и перспективы нефте-газоносности Березовской впадины (восточной части Предпатомской нефтегазоносной области). Геология нефти и газа. 2, с. 15-21.
Дахнова М.В., Жеглова Т.П., Можегова С.В., Мялкина Ю.А., Назарова Е.С., Нечитайло Г.Е. (2010). Роль рифейских и вендских нефтематеринских толщ как поставщиков углеводородов в зоны не-фтенакопления на юге Сибирской платформы. Успехи органической геохимии: сб. матер. Всерос. науч. конф. ИНГГ им. А.А. Трофимука. Новосибирск: ИНГГ, с. 129-132.
Дахнова М.В., Жеглова Т.П., Можегова С.В. (2014). Генерационные характеристики ОВ и распределение биомаркеров в битумоидах не-фтематеринских пород рифея, венда и кембрия Сибирской платформы. Геология и геофизика, 55(5-6), с. 953-962.
Иванова И.А. (2015). Геохимия органического вещества отложений Березовской впадины (Восточная Сибирь). Нефтегазовая геология и практика, 10, 3, с. 1-13. https://doi.org/10.17353/2070-5379/27_2015
Москвитин И.Е., Ситников В.С., Токин В.В. (1982). О перспективах нефтегазоносности Березовского прогиба. Нефтегазоносные отложения Западной Якутии: сб. науч. тр. Якутск: Я, с. АН СССР, с. 40-54.
Никишин А.М., Соборнов К.О., Прокопьев А.В., Фролов С.В. (2010). Тектоническая история района Сибирской платформы в венд-фанерозое. Вестник Московского университета. Серия 4. Геология, 1.
Систематика и классификации осадочных пород и их аналогов (1998). Под ред. Шванова В.Н. СПб.: Недра, 352 с.
Тектоника, геодинамика и металлогения Республики Саха (Якутия) (2001). М.: МАИК «Наука/Интерпериодика», 571 с.
Frolov S.V. Akhmanov G.G., Bakay E.A., Lubnina N.V., Korobova N.I., Karnyushina E.E., Kozlova E.V. (2015). Meso-Neoproterozok petroleum systems of the Eastern Siberian sedimentary basins. Precambrian Research, 259, pp. 95-113. https://doi.org/10.1016/j.precamres.2014.11.018
Peters K.E., Moldowan J.M. (1993). The Biomarker Guide, Interpreting moleralar fossils in petroleum and andent sediments. Prentke Hall, 363 p.
Peters K.E., Cassa M.R. (1994). Applied Source Rock Geo^emistry. Ed. Magoon I.B., Dow W.G. The petroleum system —from source to trap: AAPG Memoir 60, рp. 93-120. https://doi.org/10.1306/M60585C5
Volkman J.K., Banks M.R., Denwer K., Aquino Neto F.R. (1989). Biomarker composition and depositional setting of Tasmanite oil shale from northern Tasmania, Australia. The 14th Int. Meet. on Organic Geochemistry, Paris.
Сведения об авторах
Наталья Петровна Фадеева — кандидат геол.-мин. наук, ведущий научный сотрудник, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова
Россия, 119234, Москва, Ленинские горы, д. 1
Никита Владимирович Морозов - Эксперт, ООО «Газпромнефть НТЦ»
Россия, 190000, Санкт-Петербург, наб. р. Мойки, 75-79, лит. Д
Елена Андреевна Бакай - кандидат геол.-мин. наук, старший научный сотрудник,, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова
Россия, 119234, Москва, Ленинские горы, д. 1
Сергей Владимирович Фролов — кандидат геол.-мин. наук, доцент, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова
Россия, 119234, Москва, Ленинские горы, д. 1
Статья поступила в редакцию 18.02.2021;
Принята к публикации 26.04.2021; Опубликована 25.05.2021
Н.П. Фадеева, Н.В. Морозов, Е.А. Бакай, С.В. Фролов IN ENGLISH
ORIGINAL ARTicLE
Geochemical background of Berezovsky depression oil and gas potential (eastern Siberia)
N.P. Fadeeva1*, N.V. Morozov2, E.A. Bakai1, S.V. Frolov1
'Lomonosov Moscow State University, Moscow, Russian Federation 2Gazpromneft NTTs LLC, St. Petersburg, Russian Federation *Corresponding author: Natalia P. Fadeeva, e-mail: fadeeva_nataly@mail.ru
Abstract. Berezovsky depression, located on the northeast of the Pre-Patom foredeep, is a promising target for hydrocarbon prospecting, as evidenced by oil and gas shows established while drilling, the presence of structures and natural reservoirs. However, this area has not yet been adequately explored due to the low drilling density. Geochemical study of organic matter (OM) of the Riphean Vendian and Lower Cambrian sediments showed that the main oil and gas source rock is represented by terrigenous-carbonate Vendian deposits. Rocks of the Seralakh Formation possess highest initial and residual potential, as well as interlayers of rocks with heightened content of algal OM in the Vendian and Lower Cambrian sections. The oxidation of OM during sedimentation and the presence of bottom algae could have a negative impact on the generation potential of these deposits, which led to a decrease in OM concentrations and deterioration of kerogen; most likely, these factors determine the smaller resources of the Berezovsky depression. Probably, the study of the Riphean complex deserves attention, because there are oil-source rocks highly enriched in OM in the Middle and Upper Riphean of the south-west of the Baikal-Patom fold zone, the transformation of which is corresponded to peak of «oil window» - «gas window».
Key words: Berezovsky depression, oil source rocks, generation potential of organic matter, hydrocarbons
Recommended citation: Fadeeva N.P., Morozov N.V, Bakai E.A., Frolov S.V (2021). Geochemical background of Berezovsky depression oil and gas potential (Eastern Siberia). Georesursy = Georesources, 23(2), pp. 44-55. DOI: https:// doi.org/10.18599/grs.2021.2.4
references
Arefiev O.A., Zabrodina M.N., Makushina V.M., Petrov A.A. (1980). Relict tetra-pentacyclic hydrocarbons in ancient oils of the Siberian platform. Izvestiya AN SSSR, seriya geol., 2, pp. 135-140. (In Russ.)
Bazhenova O.K., Arefiev O.A. (1998). Compositions of Biomarkers of Precambrian Organic Matter in the East European Platform. Geochemistry International, 3, p. 242.
Bazhenova O.K., Fadeeva N.P. (2006). Precambrian naphthides and heavy oils of ancient platforms of Russia. Proc. Int. Sci.-Pract. Conf.: Natural bitumens and heavy oils. St. Petersburg, pp. 33-39. (In Russ.)
Bazhenova T.K., Dakhnova M.V., Mozhegova S.V. (2011). The Upper Proterozoic of the Siberian Platform is the main source of oil and gas content in its pre-Mesozoic megabasin. Neftegazovaya Geologiya. Theoria i praktika = Petroleum Geology - Theoretical and Applied Studies, 6(2). (In Russ.) http://www.ngtp.ru/rub/1/17_2011.pdf
Dakhnova M.V., Zheglova T.P., Mozhegova S.V (2014). Generation characteristics of organic matter and distribution of biomarkers in bitumens of the Riphean, Vendian, and Cambrian source rocks of the Siberian Platform. Russian Geology and Geophysics, 55(5-6), pp. 953-962. https:// doi.org/10.1016/j.rgg.2014.05.018
Dakhnova M.V, Zheglova T.P., Mozhegova S.V, Myalkina Yu.A., Nazarova E.S., Nechitailo G.E. (2010). Role of Riphean and Vendian oil
source strata as suppliers of hydrocarbons to oil accumulation zones in the south of the Siberian platform. Proc. AllRuss. Sci. Conf.: Advances in organic geochemistry. Novosibirsk: INGG, pp. 129-132. (In Russ.)
Frolov S.V Akhmanov G.G., Bakay E.A., Lubnina N.V., Korobova N.I., Karnyushina E.E., Kozlova E.V. (2015). Meso-Neoproterozoic petroleum systems of the Eastern Siberian sedimentary basins. Precambrian Research, 259, pp. 95-113. https://doi.org/10.1016/j.precamres.2014.11.018
Ivanova I.A. (2015). Geochemistry of organic matter in the sediments of the Berezovskaya depression (Eastern Siberia). Neftegazovaya Geologiya. Theoria i praktika = Petroleum Geology - Theoretical and Applied Studies, 10(3), pp. 1-13. (In Russ.) https://doi.org/10.17353/2070-5379/27_2015
Moskvitin I.E., Sitnikov V.S., Tokin V.V. (1982). Prospects of oil and gas content of the Berezovsky trough. Coll. papers: Oil and gas deposits of Western Yakutia. Yakutsk: YaP SB AS USSR, pp. 40-54. (In Russ.)
Nikishin A.M., Sobornov K.O., Prokopyev A.V., Frolov S.V (2013). Tectonic evolution of the Siberian Platform during the Vendian and Phanerozoic. Moscow Univ. Geol. Bull., 65, pp. 1-16. https://doi.org/10.3103/ S0145875210010011
Peters K.E., Moldowan J.M. (1993). The Biomarker Guide, Interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments. Prentice Hall, 363 p.
Peters K.E., Cassa M.R. (1994). Applied Source Rock Geochemistry. Ed. Magoon I.B., Dow W.G. The petroleum system —from source to trap: AAPG Memoir 60, pp. 93-120. https://doi.org/10.1306/M60585C5
Taxonomy and classification of sedimentary rocks and their analogues (1998). Ed. Shvanova V.N., St. Petersburg: Nedra, 352 p. (In Russ.)
Tectonics, Geodynamics and Metallogeny of the Republic of Sakha (Yakutia) (2001). Moscow: MAIK " Nauka / Interperiodica", 571 p. (In Russ.)
Vassoevich N.B. (1982). On the oil source potential. Methods for assessing the oil and gas potential of sedimentites. Moscow: Nauka, pp. 5-9. (In Russ.)
Volkman J.K., Banks M.R., Denwer K., Aquino Neto F.R. (1989). Biomarker composition and depositional setting of Tasmanite oil shale from northern Tasmania, Australia. The 14th International Meeting on Organic Geochemistry, Paris.
Votyakov R.V. (2013). Geological structure and oil and gas potential of the Berezovskaya depression (the eastern part of the Predatomskaya oil and gas region). Geologiya Nefti i Gaza = Russian Oil And Gas Geology, 2, pp. 15-21. (In Russ.)
about the authors
Natalia P. Fadeeva - PhD (Geology and Mineralogy), Leading Researcher, Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University
1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation
Nikita V. Morozov - Expert, Gazpromneft NTTs LLC 75-79, lit. D, Moyka riv. bank., St.Petersburg, 190000, Russian Federation
Elena A. Bakay - PhD (Geology and Mineralogy), Senior Researcher, Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University
1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation
Sergey V. Frolov - PhD (Geology and Mineralogy), Associate Professor, Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University
1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation
Manuscript received 18 February 2021;
Accepted 26 April 2021; Published 25 May 2021
НЮЧНО-7ЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
www.geors.ru ГЕйРЕСУРСЫ
