CC BY
7УДК 553.98 041: 551.762.3(571.5-11) DOI 10.31242/2618-9712-2020-25-4-4
Геохимия нафтидов среднекаменноугольных отложений Приколымского поднятия (Северо-Восток России)
И.Н. Зуева, О.Н. Чалая, Ю.С. Глязнецова, С.Х. Лифшиц
Институт проблем нефти и газа СО РАН, Якутск, Россия inzu@ipng.ysn.ru
Аннотация. Приведены результаты геохимического изучения проб из поверхностных битумо-проявлений нятвенской толщи среднекаменноугольных отложений по обнажениям правого берега р. Поповка, притока р. Колыма, с целью выяснения типа нафтидопроявлений и их генетической взаимосвязи с вмещающими породами. Согласно полученным данным, изученные нафтиды относятся к битумам гипергенного ряда, которые в значительной степени окислены в зоне гипергенеза, но не несут заметных следов влияния процессов биохимического окисления. Установленное высокое содержание органического углерода и выхода битумоидов в породах и особенности распределения реликтовых углеводородов свидетельствуют об аквагенной природе исходного органического вещества. В изученных образцах катагенетические изменения органического вещества соответствуют средним градациям мезакатагенеза и оно сохранило свойуглеводородный потенциал. Это позволяет считать, что битуминозная нятвинская толща генерировала жидкие углеводороды и могла быть их источником для широко развитых битумопроявлений в среднекаменноугольных отложениях Омулевского и Приколымского поднятий вплоть до формирования скоплений углеводородов в погруженных частях Индигиро-Зырянского прогиба. Новые данные об особенностях группового состава и химической структуре хлороформенных битумоидов и спиртобензольных смол являются свидетельством многоэтапности миграционных процессов и указывают на смешанный характер битумопроявлений в нятвенской толще в результате наложения миграционных углеводородных флюидов из новинской свиты на сингенетичные битумопроявления нятвенской толщи, уже испытавшие значительные гипергенные изменения. С геохимических позиций полученные результаты подтверждают точку зрения на палеозойские отложения юго-восточной части Индигиро-Зырян-ского прогиба и прежде всего - девонские и каменноугольные - как самостоятельный объект для поиска залежейуглеводородов.
Ключевые слова: органическое вещество, битумоиды, нефти, мальты, углеводороды, смолы, ИК-фурье-спектрометрия, хромато-масс-спектрометрия, катагенез, гипергенез.
Благодарности. Авторы благодарят коллег, принимавших участие в выполнении аналитических определений, A.B. Прокопьева (ИГАБМ СО РАН) за предоставленные геологические образцы. Работа выполнена по Программе ФНИ государственных академий наук Рег. № НИОКТР АААА-А17-117040710037-1.
Введение
В терригенно-карбонатных толщах нижне-среднекаменноугольных отложений Омулевского и Приколымского поднятий (ОПП) широко развиты различные по масштабу и характеру нефте- и битумопроявления [1-3]. Позднее большой материал по геологическому строению и нефтегазоносное™ Магаданской области был проанализирован специалистами СНИИГГиМС [4]. Как и предыдущие исследователи, отмечая широкое развитие черносланцевых и битуминозных толщ
в палеозойском разрезе, они не рассматривали территорию Омулевского поднятия перспективной на поиски нефти и газа. По результатам последующих полевых тематических и лабораторных исследований был сделан вывод о перспективности возможно нефтегазоносной Омулевской области [5]. Дальнейшее развитие эта точка зрения получила в работе [6], в которой на основе комплексного геолого-геофизического моделирования геологического строения была проведена оценка перспектив нефтегазоносности Омулев-
ского поднятия. В ней автор обосновывает расширение нефтегазоносных районов за счет территорий со сложным геологическим строением, т. е. предлагает расширить границы потенциально нефтегазоносной Омулевской области за счет территорий, прилегающих с севера к Омулевско-му поднятию.
В ряде работ приводится подробное геологическое описание нефтепроявлений в районе р. Поповка на границе ОПП, приуроченных к центральной части Нятвенской грабен-синклинали [1, 2]. Что касается геохимических исследований органического вещества (ОВ) пород, то они для каменноугольных отложений малочисленны. Так, в обобщающей работе по нефтегазоносное™ палеозойских отложений [5] детальная битуминологическая характеристика ОВ среднекаменноугольных отложений ограничена всего тремя образцами из нятвенской толщи. Для выяснения роли нижне-среднека-менноугольных отложений в процессах нефте-газообразования в палеозойском разрезе нами были выполнены детальные геохимические исследования для более представительного количества образцов.
Материал и методы исследования
В данной работе с целью определения типа нафтидопроявлений и выяснения их генетической взаимосвязи со вмещающими породами выполнено геохимическое изучение проб из поверхностных битумопроявлений (нятвенская толща, среднекаменноугольные отложения, р. Поповка) современными геохимическими методами. Мощность нятвенской толщи составляет около 100 м, накопление осадков происходило в мелководной обстановке, характерной для прибрежной зоны морей и лагун бореальных бассейнов с преобладанием восстановительной обстановки [7, 8]. Судя по присутствию в породах известняков с фрагментами среднекаменноугольной фауны (бра-хиопод и остатков раковин), исходное ОВ соответствовало аквагенному типу [1]. Поповкинская свита сложена, главным образом, осадочными породами палеозойского возраста суммарной мощностью 4-5 км, в которых обнаружены жидкие битумы в полостях раковин, в конкрециях и обломках известняков, а также твердые хрупкие смоляно-черные битумы в туфоалевролитах в виде рассеянной вкрапленности. По люминес-центно-битуминологическим определениям би-
тумопроявления были отнесены к эпигенетическому нефтяному ряду нафтидов [1].
Были изучены 10 образцов битуминозных пород, отобранных из обнажения № 5 по правому берегу р. Поповка, в 2,7 км ниже устья ручья Широкий и в 1 км выше устья ручья Осока, любезно предоставленных A.B. Прокопьевым (ИГАБМ СО РАН). По данным Н.И. Караваевой, битуминозные породы относятся к нятвенской толще среднего карбона С"1 [9].
Аналитические определения выполнены по общепринятой схеме битуминологических исследований [10,11]. Содержание органического углерода в породах (Сорг) определяли методом сжигания, выход хлороформенного битумоида (ХБ) - методом горячей экстракции хлороформом. ХБ после осаждения асфальтенов избытком петролейного эфира разделяли методом колоночной хроматографии (на силикагеле АСК) на смолы и углеводороды (УВ). Структурно-групповой состав ХБ и их фракций определяли методом ИК-фурье-спектроскопии. ИК-спектры записаны на спектрометре «Protégé 460» фирмы «Nicolet» в области 4000-600 см"1, в кювете с окошками КВг, толщина поглощающего слоя 33 х 10"6 м, расшифровка ИК-спектров проводилась по руководству Л. Беллами [12]. Хромато-масс-спектрометрические (ХМС) исследования насыщенных УВ масляных фракций проводили на системе, включающей газовый хроматограф Agilent 6890 с интерфейсом и высокоэффективным масс-селективным детектором Agilent 5973N. Хроматограф снабжен кварцевой капиллярной колонкой длиной 25 м, диаметром 0,25 мм, им-прегнированной фазой HP-5MS. Газ-носитель -гелий, скорость потока 1 мл/мин. Температура испарителя 320 °С; программирование подъема температуры - от 100 до 300 °С со скоростью 4 °С/мин с последующей изотермой в течение 30 мин. Ионизирующее напряжение источника-70 эВ, температура источника - 220 °С. Масс-хроматограммы УВ получены по общему ионному току и характеристическим фрагментным ионам. По иону m/z = 57 определены алифатические УВ: н-алканы, монометилалканы и изопре-ноиды. Идентификация индивидуальных УВ проводилась компьютерным поиском в библиотеке Национального института стандартов NIST-05, по литературным данным и реконструкцией структур по характеру ионной фрагментации при электронном ударе [13,14].
Результаты исследования и обсуждение
Изученные образцы представлены черными глинисто-битуминозными алевролитами, с обломками осадочных и эффузивных пород; известняками, известковистыми песчаниками, органогенными известняками, алевролитами с остатками раковин. У берега под обнажением на воде обнаружены маслянистые пятна со слабым запахом керосина, отмечается периодический характер появления пленки, подобные маслянистые пленки наблюдали и ниже по течению р. Поповки в районе устья р. Белая ночь [15].
По нашим данным, высокое содержание Сорг до 6 %, а также от 2,3 до 3,6 % [15] и 1,4-4,7 % [5] и большие значения выхода ХБ до 0,219 % в изученных образцах (табл. 1) и до 0,190-0,200 % [2, 15] позволяют сделать вывод о доманикоидной природе пород поповкинской свиты. Учитывая низкие коэффициенты битуминозности, можно предположить параавтохтонный характер битумо-проявлений. Вместе с тем нельзя исключить возможный подток УВ из нижележащей новинской свиты нижнего карбона, что указывает на смешанный характер нафтидов [2].
Изученные образцы различаются по содержанию УВ и смолистых компонентов в составе ХБ и особенностям химической структуры ХБ и их фракций. По групповому составу (см. табл. 1) они относятся к нефтям (8 образцов) и маль-там (2 образца). Судя по высокому содержанию УВ (до 85 %) и низкому - смол (13-14 %) и ас-фальтеновых компонентов (2 %), большая часть образцов, по-видимому, отобрана из нефтепро-явлений. Близок по составу к этим образцам и образец из нефтепроявления из обнажений по р. Поповка, который представлял собой жидкий битум в полостях конкреций нятвенской толщи [2]. Два изученных образца (10726 и 10717) с содержанием УВ около 61 %, смол до 34 % и асфальтенов до 5 % тяготеют к мальтам и, вероятнее всего, занимают промежуточное положение между классами нефтей и мальт по классификации [11]. Различия по ряду геохимических параметров для нефтей и мальт показаны нарис. 1.
По характеру ИК-спектров установлено, что в химической структуре усредненной молекулы нефтей доминирующими являются алифатические соединения с длинными метиленовыми цепями (интенсивная полоса поглощения (п.п.) 720 см"1) при менее значительном участии ароматических
циклов - п.п. 750, 810, 880 и 1600 см"1 (рис. 2). По типу ИК-спектров и групповому компонентному составу близким к этим нефтям можно считать образец из нефтепроявления (см. табл. 1) из коллекции В.В. Иванова и Б.А. Клубова [2], генезис которого авторы этой работы связывают с OB нижележащей новинской свиты нижнего карбона. По ИК-спектру он обнаруживает большое сходство с образцом из другого нефтепроявления, отобранным Г. А. Семеновым в 1971 г. также на р. Поповка [2]. В этом нефтепроявлении в виде маслянистых пленок и примазок загустевшей нефти по трещинам обломков органогенных и глинистых известняков были обнаружены фау-нистические находки нижнего карбона. Изученные два образца мальт различаются по структурно-групповому составу. В образце мальты (обр. 10726) отчетливо выражено преобладание ароматических циклов над соединениями с длинными метиленовыми цепями, что отражает характерный тип ИК-спектра (см. рис. 2) и значения относительной оптической плотности полос поглощения (см. рис. 3).
По ИК-спектру отличительной особенностью состава ароматических УВ в мальте является высокое содержание фенантренов, на что указывает появление в спектре фракции УВ (наряду с интенсивной п.п. 1600 см"1) высоко интенсивных п.п. 880 и 810 см"1, значительно превышающих п.п. 750 см"1. От этого образца резко отличается другой - обр.10717 (мальта) с преобладанием алифатических структур в химической структуре ХБ.
В целом следует отметить, что при преобладающем алифатическом характере состава среди нефтей встречаются образцы со значительным содержанием ароматических УВ, а среди мальт - образец, близкий к нефтям алифатического состава (см. рис. 2).
Отмеченные большие различия в химической структуре ХБ могут указывать на различную степень воздействия многообразных геологических факторов и их меняющийся характер, что повлияло на изменение первоначального состава нафтидов.
Сведения о высокой информативности данных о химической структуре смол и асфальтенов при изучении генезиса нафтидов можно найти в работах [15, 16]. Наши данные ИК-спектроско-пии показали, что мальты характеризуются большей степенью окисленности. Это отражают высокие значения относительной плотности по-
Таблица 1
Геохимическая характеристика битумоидов из поверхностных нафтидопроявлений нятвенской толщи (среднекаменноугольные отложения, правый берег р. Поповка)
Table 1
Geochemical characteristics of bitumoids from surface naphthide shows of the Nyatvin strata (Middle Carboniferous deposits, right bank of the Popovka River)
Номер образца Порода ^opr C Corg «хб ИСНВ Pxfi Рснв Групповой состав ХБ, % Group composition CHB, % УВ-состав, %наЕУВ НС-composition, %onZHC
Number of sample Rock % % % УВ смолы resins асф. asph. M-H H-A
HC бенз. benz. сп/бенз alch/benz сумма sum компоненты components Mn-Na Na-Ar
10723 темно/серые плотные 5,20 0,205 3,93 75,9 7,3 13,4 20,5 3,6 86,4 13,5
10722 песч. алевролиты 6,01 0,096 1,59 64,9 9,0 22,2 31,2 3,9 69,3 30,7
10726 черные углисто-глинистые битуминозные алевролиты dark gray sandstones siltstones, black coal-clay bituminous siltstones 5,34 0,053 0,99 61,4 14,0 20,6 34,6 4,0 и.о. n.d. и.о. n.d.
10725 5,32 0,047 0,88 78,3 11,5 8,2 19,7 2,0 и.о. n.d. и.о. n.d.
10724 5,25 0,197 3,75 84,2 6,0 8,0 14,0 1,8 73,7 26,3
10721 5,12 0,158 3,08 85,3 4,3 9,1 13,4 1,3 79,7 20,3
10720 5,55 0,219 3,94 73,6 16,1 8,2 24,3 2,1 81,3 18,7
10719 5,25 0,165 3,13 69,2 17,2 12,2 29,4 1,4 и.о. n.d. и.о. n.d.
10718 органоген, изв-ки, известк. песч-ки organogenic limestones, calcareous sands 4,97 0,098 1,97 77,5 10,0 10,3 20,3 2,2 и.о. n.d. и.о. n.d.
10717 черные слабослоистые алевролиты black weakly stale siltstones 5,12 0,104 2,04 60,8 9,8 24,1 33,9 5,4 и.о. n.d. и.о. n.d.
10716 черные слабослоистые алевролиты black weakly stale siltstones 7,37 0,090 1,22 42,41 9,49 32,28 41,77 15,82 и.о. n.d. и.о. n.d.
45* примазки нефти по трещинам в обломках известняков oil inclusions along cracks in the wreckage limestone n.d. n.d. n.d. 71,2 11,8 16,5 28,3 0,5 94,1 5,9
Обозначения: * жидкий битум в полостях конкреций нятвинской толщи Cf, р. Поповка в 118 км от устья [2]; ХБ - хлороформенные битумоиды; УВ - углеводороды; бенз. - бензольные смолы; сп/бенз -спиртобензольные смолы; асф - асфальтены.
Signs: n.d. - no data; * liquid bitumen in the cavities of concrescences of the Nyatva strata C!f, r. Popovka 118 km from the mouth [2]; CHB - chloroform bitumoid, HC - hydrocarbons, benz - benzol resins, alch/benz - alcoholbenzene resins, asph - asphaltene components.
-'org'
6
5 Н 4
321
5,30
5,20
0,16-,
0,12-
0,08-
0,04
аснв> %
0,15
0,08
нефти
мальты
нефти
мальты
3,0-, 2,52,01,51,0 0,5-1 0
Рснв. %
НС, %
2,80
1,54
80
60
40
20-
76
нефти
мальты
нефти
мальты
Рис. 1. Средние значения геохимических параметров для нефтей и мальт нятвенской толщи. аснв ~ содержание хлороформенного битумоида; Рснв - величина отношения аснв к С , НС - углеводороды.
Fig. 1. Average values ofgeochemical parameters for oils and malthas ofthe Nyatvin strata.
ou
s - chloroform bitumoid content, PCHB - relation value of аснв to C0Ig; HC - hydrocarbons
глощения карбонильных групп (О'1700), в три раза и более превышающие значения для нефтей (рис. 4). Вместе с тем следует отметить такой интересный установленный нами факт - фракции спиртобензольных смол как в мальтах, так и в нефтях характеризуются одинаково высокой окисленностью, что отражают достаточно близкие высокие значения поглощения карбонильных групп - О'1700 > 1 в химической структуре спиртобензольных смол в тех и других. Это свидетельствует о высокой степени воздействия процессов интенсивного окисления нафтидов в результате долгого пребывания в зоне гиперге-неза. Большие вариации в количестве карбонильных групп в химической структуре в изученных образцах нефтей и мальт определяются количественным содержанием в их составе смолистых компонентов и прежде всего спиртобензольных смол. Это отражают высокие коэффициенты корреляции Я(В'1700 : количество спиртобензольных смол) = 0,75 и Я(В'1700 : сумма смол) = 0,84. Исходя из полученных результатов, можно сделать вывод о том, что большие колебания в содержании смолистых компонентов и количестве карбонильных групп в химической структуре нафтидов (см. табл. 2, рис. 4) могут быть обусловлены различной степенью «наложения» новых подтоков легких УВ из нижележащих отложений на нафтидопроявления, уже ранее испытавшие значительные изменения в зоне гипергенеза. Полученные результаты подтверждают наблюдения предшествующих исследователей о периодическом характере появления маслянистой пленки на водной поверхности р. По-
3000
2000
1500
1000
Волновое число, см
Рис. 2. ПК-спектры ХБ пород из нафтидопроявлений нятвенской толщи.
а-в - нефти: а - обр.10724, б - обр.10721, в - обр.10718; г - мальта - обр.10726.
Fig. 2. IR spectra of chloroform bitumoids of rocks from naphthide shows ofthe Nyatvin strata. Oils - а (s.10724), б (s.10721), в (s.10718); maltha - г (s.10726).
0,5-1
0,4-
0,3-
0,2-
0,1 -
D'-
720
0,41
D'
750
0,34
0,48
0,4
0,3-
0,2-
0,1 -
D'i
810
0,36
0,22
0,4
0,3-
0,2-
0,1 -
D'
1600
0,18
0,32
нефти мальты
нефти мальты
нефти мальты
нефти мальты
Рис. 3. Средние значения относительной оптической плотности поглощения длинных метиленовых цепей (D'720) и ароматических циклов (D'750 и D'1600) в нефтях и мальтах.
Fig. 3. Average values of the relative optical absorption density of long methylene chains (D'720) and aromatic rings (D'750 and D'leoo) in oils and malthas.
повка и ее пространственной приуроченности к всего обусловлено разгрузкой нефтяной залежи зоне разлома, с которой связана поровая биту- нижележащей новинской свиты по системе тек-монасыщенность нятвенской толщи, что скорее тонических трещин [17].
Таблица 2
Индивидуальный состав насыщенных УВ в битумоидах из поверхностных нафтидопроявлений нятвинской толщи (среднекаменноугольные отложения, правый берег р. Поповка, приток Колымы)
Table 2
Individual composition of saturated hydrocarbons from surface naphthide shows of the Nyatvin strata (Middle Carboniferous deposits, right bank of the Popovka River)
Параметры Parameters Тип нафтида naphthides type Хн.к.-нС20/ ХнС21-к.к. ХЬ.Ь.-пС20/ ХпС21-е.Ь. максимум н-алканов max. n-alkanes изопр./ н-алк. isopr./ n-alk. нч/ч odd/even п/ф Pr/Ph п/нС17 Pr/nC17 ф/нС18 Ph/nClg п+ф/ нС17+нС18 Pr+Ph/ nC17+nC18
мин min нефти oils 1,51 ПС15,16 0,02 0,95 0,97 0,04 0,03 0,04
макс max нефти oils 2,19 нТ 16,18,19 П^16,18,19 0,04 0,98 2,19 0,08 0,06 0,07
среднее mean нефти oils 1,89 мГ 16,17,18 П^16,17,18 0,03 0,97 1,31 0,06 0,05 0,05
мин min мальты malthas 0,94 нС18 пС18 0,04 0,96 0,93 0,1 0,05 0,09
макс max мальты malthas 1,84 Н^15,16 ПС15,16 0,04 1,01 3,06 0,16 0,09 0,11
среднее mean мальты malthas 1,39 „г 15,16,18 П^15,16,18 0,04 0,99 2,00 0,13 0,07 0,10
Обозначения: н.к. - начало кипения, к.к. - конец кипения, п - пристан, ф - фитан. Signs: b.b. - beginning boiling; e.b. - end boiling: Pr - pristan; Ph - phytan.
ALC-BENZ/BENZ СНВ, D'1710 ALC-BENZ, D'1710 2'51 0,5 п
0,56
Ш 12 1.18
-05 I ' 1.08 ■
" I I I
1,5- Щ Щ 0,8-
,, п I I I
I I
0 -—-И- о -—-И- о -—-И-
нефти мальты нефти мальты нефти мапьты
Рис. 4. Сравнение относительной оптической плотности поглощения карбонильных групп в СНВ, спиртобензольных смолах (APC-BENZ) и отношение содержания APC-BENZ смол к бензольным (BENZ) в нефтях и мальтах.
Fig. 4. Comparison of the relative optical absorption density of carbonyl groups (D'1710) in chloroform bitumoids (CHB), alcohol-benzene resins (APC-BENZ) and the ratio of APC-BENZ resins content to benzene resins content (BENZ) in oils and malthas.
Исследование ациклических УВ-биомаркеров выполнено методом ХМС. Изученные образцы близки по составу и характеру распределения насыщенных УВ (см. табл. 2, рис. 5).
В образцах как нефтей, так и мальт доминируют алканы нормального строения (71,85-82,63 %) с одномодальным распределением и преобладанием относительно низкомолекулярных гомологов. Об этом свидетельствуют значения отношений £н.к,- нС2о/ХнС21- к.к. = 1,51-2,19. Только в одном образце мальты (обр.10717) это соотношение близко к единице (0,94). Максимум распределения н-алканов расположен в области н-С15-н-С19, при этом основной максимум в большинстве образцов расположен на н-С15 и н-С16, что типично для аквагенного ОВ [18-20]. Вариации в соотношениях относительно низко-и высокомолекулярных н-алканов авторы работы [5] объясняют разнообразием геологических условий залегания пород.
Изученные битумоиды характеризуются практически одинаковыми соотношениями н-алканов с нечетным и четным количеством атомов углерода в молекуле. Значение коэффициента нч/ч близко к единице (0,95-1,01), что указывает на термическую зрелость генерировавшего ОВ, достигшего главной фазы нефтеобразования, и свойственно для битумоидов и нефтей нефтегазоносных районов [21-27]. Согласно данным [17], судя по плотности аргиллитов (2,55-2,59 г/см3), степень ката-
генетической преобразованное™ пород нижнего и среднего карбона соответствовала градациям МК1-МК2 (за исключением локальных зон проявления контактового метаморфизма). Внутри прогиба эти породы могут находиться в интервале ГФН. Подобный характер распределения насыщенных УВ и степень катагенетической зрелости ОВ были установлены и для ОВ пород са-гырской и доманикоидной неличенской свит нижнего девона Селенняхского поднятия, а также нижне-среднедевонских отложений о. Котельный, исходным для которых послужило акваген-ное ОВ [28, 29].
Отличительной особенностью ХБ являются невысокие концентрации изопреноидов 1,8-3,1 % и низкие значения соотношений с н-алканами 0,02-0,04. Это характерно для процесса преобразования ОВ в зоне катагенеза, сопровождающегося уменьшением концентрации изопреноидов относительно н-алканов с увеличением степени катагенеза [13]. В составе изопреноидов пристан преобладает над фитаном. Соотношения пристана (п) и фитана (ф) с рядом элюирую-щимися н-алканами значительно меньше единицы: п/н-С17 = 0,04-0,16, ф/н-С18 = 0,04-0,09, что может указывать на отсутствие заметного влияния процессов биодеградации на формирование состава нафтидов. Увеличение количества изопреноидов сопровождается повышением отношений п/н-гептадекан и ф/н-октадекан. Содер-
а
5 500 ООО
4 500 ООО
3 500 ООО
2 500 ООО
1 500 ООО
500 ООО О
500 ООО О
1 500 ООО
1 300 ООО
1 ООО ООО
900 ООО
700 ООО
500 ООО
300 ООО
100 ООО О
20 25 30 35 Время удержания, мин
Рис. 5. Масс-фрагментограммы (m/z 57) насыщенных УВ в нафтидах нятвинской толщи. a-в: нефти(а-обр.10724, б-обр.10721, е-обр.10718); г-мальта-обр.10726; С13-С31 -н-алканы; Pr-пристан; Ph- фитан.
Fig. 5. Mass fragmentograms (m/z 57) of saturated hydrocarbons in naphthides of the Nyatvin strata. Oil samples - a (s.10724); б (s.10721); в (s.10718); maltha sample - г (s.10726); C13-C31 - n-alkanes; Pr -pristan; Ph-phytan.
жание изопреноидов в мальтах несколько выше, чем в нефтях (2,7-3,1 % против 1,8-2,8 %). Такая же тенденция отмечается и для соотношений п/н-гептадекан (0,10-0,16 в мальтах; 0,04-0,08 в нефтях) и ф/н-октадекан (0,05-0,09 в мальтах; 0,03-0,06 в нефтях).
В составе УВ-фракции изученных нафти-дов отсутствуют реликтовые УВ ряда 12- и 13-монометилалканов, которые являются характерными метками ОВ пород докембрийских отложений востока Сибирской платформы [5, 20, 27]. По нашим данным, реликтовые УВ ряда 12- и 13-монометилалканов также не были обнаружены в составе нафтидов из битумопроявлений в отложениях нижнего и среднего девона в Индигиро-Зырянском бассейне и на о. Котельный Новосибирского архипелага [28,29]. Это может указывать на отсутствие заметного вклада ОВ докембрийских отложений в процессы нефтеобразования в девонских и каменноугольных отложениях в данном регионе.
Перечисленные выше особенности состава и распределения биомаркеров указывают на то, что нафтиды нятвинской толщи сингегетичны вмещающим отложениям и генетически связаны с ОВ морских фаций, формировавшимся в восстановительных условиях диагенеза в мелководной обстановке с нормальной соленостью вод и обладали высоким нефтегенерационным потенциалом.
По мнению авторов работы [5], западные районы Омулевского поднятия, где наиболее распространены черно сланцевые толщи, обогащенные РОВ, были областью активного нефтеобразования, но по условиям геологического развития региона возможные скопления УВ здесь были разрушены. Согласно полученным данным, изученные нафтиды нятвенской толщи относятся к битумам гипергенного ряда, которые в значительной степени окислены в зоне гипергенеза, но не несут заметных следов влияния процессов биохимического окисления.
Заключение
Таким образом, полученные результаты по геохимии изученных нафтидопроявлений в сред-некаменноугольных отложениях Омулевского и Приколымского поднятий по обнажениям р. По-повка - высокие концентрации органического углерода и выхода битумоида, особенности распределения реликтовых углеводородов свидетельствуют об аквагенной природе исходного органи-
ческого вещества и сингенетичности нафтидов вмещающим отложениям. В изученных нафтидо-проявлениях кагагенетические изменения ОВ соответствуют средним градациям мезакатагенеза и ОВ сохранило свой УВ-потенциал. Это позволяет считать, что битуминозная нятвинская толща генерировала жидкие УВ и могла быть источником для широко развитых битумопроявлений в среднекаменноугольных отложениях Ol II I вплоть до формирования скоплений УВ в погруженных частях Индигиро-Зырянского бассейна.
Новые данные об особенностях группового состава и химической структуры ХБ и спирто-бензольных смол являются свидетельством многоэтапное™ миграционных процессов и указывают на смешанный характер битумопроявлений в нятвенской толще в результате наложения миграционных углеводородных флюидов из НОВИНСКОЙ свиты нижнего карбона на сингенетичные биту-мопроявления нятвинской толщи, уже испытавшие значительные гипергенные изменения.
С геохимических позиций полученные результаты подтверждают точку зрения на палеозойские отложения юго-восточной части Индигиро-Зырянского прогиба и прежде всего - девонские и каменноугольные - как самостоятельный объект для поиска залежей углеводородов [15, 30, 31].
Литература
1. Иванов В.В., Семенов Г.А., Пепеляев В.Б. Наф-тидопроявления на юго-восточном обрамлении Индигиро-Зырянского прогиба // Докл. АН СССР. 1975. Т. 224, № 4. С. 918-921.
2. Иванов В.В., Клубов Б.А. Нафтиды и нафтоиды Северо-Востока СССР. М.: Наука, 1979. 147 с.
3. КлубовБ.А., МерзляковВ.М. Кериты и антраксо-литы девонских доминикоидов Омулевского поднятия (северо-восток СССР) // Тихоокеанская геология. 1989. № 5. С. 37-43.
4. Комплексный анализ геолого-геофизических материалов с целью обоснования на нефть и газ наиболее перспективных районов Магаданской области и составление плана региональных работ / отв. исп. Ларичев А. И. Отчет. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1995. 83 с.
5. Изучение верхнедокембрийских и палеозойских отложений Омулевского поднятия с целью прогноза нефтегазоносности / Ларичев А.И., Соболев П.Н. Отчет. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2002. 258.
6. Мигурский Ф.А. Перспективы нефтегазоносности Омулевского поднятия: Автореф. дис .... канд. геол.-мин. наук. Новосибирск, 2007. 19 с.
7. Гагиее М.Х. Стратиграфия девона и нижнего карбона Приколымского поднятия (Северо-Восток
Азии). Магадан: СВНЦ ДВО РАН: СВКНИИ ДВО РАН, 2009. 290 с.
8. Ганелин В.Г. Стратиграфия и брахиоподы верх-непалезойских отложений Колымо-Омолонского массива: Дис. канд. геол.-мин. наук. М.: ГИН, 1973. С. 191.
9. Сопоставление опорных разрезов Омулевского и Приколымского поднятий / Караваева H.H. Отчет по теме: 1173. 1990-1993 г. г. Магадан, 1993.
10. Руководство по анализу битумов и рассеянного органического вещества горных пород (1966) // Под ред. В.А. Успенского, К.Ф. Родионовой, А.И. Горской, А.П. Шишкиной. Л.: Недра, 1966. 316 с.
11. Основы генетической классификации битумов / В.А. Успенский, O.A. Радченко, Е.А. Глебовская и др. Л.: Недра, 1964. 268 с.
12. Беллами Л. Инфракрасные спектры молекул. М.: ИЛ, 1963. 590 с.
13. Петров Ал.А., Головкина Л.С., Русинова Г.В. Масс-спектры нефтяных углеводородов. Справочник (атлас). М.: Недра, 1986. 312 с.
14. Лебедев А.Т. Масс-спектрометрия в органической химии. М.: БИНОМ. Лаборатория знаний, 2003. 493 с.
15. Борисова Л.С. Геохимия смол рассеянного органического вещества и нефтей Западной Сибири // Докл. РАН. 2008. Т. 420, №З.С. 382-384.
16. Борисова Л.С. Геохимия асфальтенов и смол рассеянного органического вещества пород и нефтей юры и нижнего мела Западно-Сибирского бассейна. Автореф. дисс ... докт. геол.-мин. наук. Новосибирск, 2020. 36 с.
17. Иванов В.В., СеменовГ.А., ВащиловЮ.Я. О перспективах нефтегазоносности палеозойских отложений Индигиро-Зырянского прогиба // Докл. АН СССР. 1978. Т. 239, №6. С. 1170-1173.
18. Изосимова А.Н., Чалая О.Н. Реликтовые углеводороды в органическом веществе и нефтях Запад-нойЯкутии. Новосибирск: Наука, 1989. 127 с.
19. Геохимия нефтей востока Сибирской платформы. Якутск: ЯНЦ СО РАН, 2009. 180 с.
20. Каширцев В.А., Конторович А.Э., Ким Н.С., Чалая О.Н., Зуева И.Н. Стераны в неопротерозойских нефтях Непско-Ботуобинской антеклизы Сибирской платформы и Южно-Оманского соленосного бассей-
на аравийской платформы // Нефтехимия. 2015. Т. 55, №5. С. 197-205. DOI: 10.7868/S0028242115020136
21. Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоностности. М. : Недра, 1976. 250с.
22 .Moldovan J.M., Seifert W.K., Gallegos E.J. Relationship between petroleum composition and deposition-al environment of petroleum source rocks //Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull. 1985. Vol. 69. P. 1255-1268.
23. Peters K.E., Moldovan J.M. The biomarker guide. New Jersey: Prentice Hall, Englewood Cliffs, 1993. 363 p.
24. Неручев С.Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти. Изд. 1. М.: Гостоптехиздат, 1962. 224 с.
25. Неручев С.Г., Рогозина Е.А. Геохимические основы прогноза нефтегазоносности. СПб.: ВНИГРИ. 2010. 280 с.
26. Оценка потенциальных ресурсов углеводородов на основе моделирования процессов их генерации, миграции и аккумуляции С.Г. Неручев, Т.К. Баженова, C.B. Смирнов и др. СПб.: Недра, 2006. 364 с.
27 .Арефьев O.A., Забродина М.Н., Русинова Г.И., Петров Ал.А. Биометки нефтей Восточной Сибири II Нефтехимия. 1993. Т.ЗЗ. С.488-504.
28. Зуева И.Н., Чалая О.Н.л Лифшиц С.Х., Глязне-цова Ю.С. Нафтиды нижнедевонских отложений Се-ленняхского поднятия (северо-восток Якутии) II Материалы VI ВНПК «Геология и минерально-сырьевые ресурсы Северо-Востока России». 6-8 апреля. Якутск: Издательский дом СВФУ 2016. С. 346-349.
29. Зуева И.Н., Чалая О.Н.л ГлязнецоваЮ.С., Лифшиц С.Х., ПрокопъевА.В., ЕршоваВ.Б., ВасильевД.А., Худолей А.К. Геохимические особенности битумопро-явлений в нижне-среднедевонских отложениях северо-западной части о. Котельный //Георесурсы. 2019. Т. 21, № 3. С. 31-38. DOI: https://doi.org/10.18599/ grs.2019.3.31-38
30. Иванов В.В., Гревцов A.B., Щербанъ О.В. Се-дикахиты осадочных бассейнов Северо-Восточной Азии. М.: Наука, 1988. 166 с.
31. Шишкин В.А., ГановА.П. Перспективы нефтегазоносности южной части Тасканской структурной зоны Омулевского поднятия II Вестник СВНЦ ДВО РАН. 2010. № 2. С. 8-13.
Поступила вредакцию 16.08.2020 Принята к публикации 05.11.2020
Об авторах
ЗУЕВА Ирапда Николаевна, кандидат геолого-минералогических наук, ведущий научный сотрудник, Институт проблем нефти и газа СО РАН, 677980, Якутск, ул. Петровского, 2, Россия, Researcher ID: J-9373-2018; https://orcid.org/0000-0001-7576-8282; inzu@ipng.ysn.ru; ЧАЛАЯ Ольга Николаевна, кандидат геолого-минералогических наук, ведущий научный сотрудник, Институт проблем нефти и газа СО РАН. 677980, Якутск, ул. Петровского, 2, Россия, Researcher ID: J-9329-2018; https://orcid.org/0000-0002-9662-2028; oncha@ipng.ysn.ru;
ГЛЯЗНЕЦОВА Юлия Станиславовна, кандидат химических наук, заведующая лабораторией, Институт проблем нефти и газа СО РАН, 677980, Якутск, ул. Петровского, 2, Россия, Researcher ID: J-9714-2018; https://orcid.org/0000-0002-9195-5296; glyazl408@mail.ru;
ЛИФШИЦ СараХаимовна, кандидат химических наук, ведущий научный сотрудник, Институт проблем
нефти и газа СО РАН. 677980, Якутск, ул. Петровского, 2, Россия,
Researcher ID: К-1438-2018; https://orcid.org/0000-0001-5881-2720; shlif@ipng.ysn.ru.
Информация для цитирования Зуева И.Н., Чалая О.Н., ГлязнецоваЮ.С., Лифшиц С.Х. Геохимия нафтидов среднекаменноугольных отложений Приколымского поднятия (Северо-Восток России) // Природные ресурсы Арктики и Субарктики. 2020, Т. 25, № 4. С. 59-71. https://doi.org/10.31242/2618-9712-2020-25-4-4
DOI 10.31242/2618-9712-2020-25-4-4
Geochemistry of naphthides of the Middle Carboniferous sediments of the Prikolym Uplift (North-East of Russia)
I.N. Zueva, O.N. Chalaya, Yu.S. Glyaznetsova, S.Kh. Lifshits
Institute ofOil and Gas Problems SB RAS, Yakutsk, Russia inzu@ipng.ysn.ru
Abstract. The paper presents the results of the geochemical investigation of samples from the surface bitumen occurrences in the Nyatvin stratum of the Middle Carboniferous sediments over the outcrops of the right bank of the Popovka river, a tributary of the Kolyma river, for the purpose of determining the type of naphthides and their genetic relations with the enclosing rocks. According to the obtained data, the studied samples relate to naphthides of hyper genie row, 'which are oxidized to a high extent in the hypergenesis zone but do not bear any evident traces of biochemical oxidizing. The detected high content of organic carbon and bitumoids in the rocks, together 'with the features of the distribution of relict hydrocarbons, prove evidence of the aquagenic nature of initial organic matter. In the studied samples, catagenic changes of the organic matter correspond to the average stage of mesocatagenesis, and the matter had conserved its hydrocarbon potential. This allows us to suppose that the bituminous Nyatvin stratum had generated liquid hydrocarbons and could be their source for 'widespread bitumen occurrences in the Middle Carboniferous sediments of the Omulev and Prikolym uplifts up to the formation of hydrocarbon pools in the submerged parts of the Indigiro-Zyryan trough. The new data on the features ofgroup composition and chemical structure of the chloroform bitumoids and alcohol-benzene resins prove evidence of the multistage nature of migration processes and point to the mixed character of bitumen shows in the Nyatvin stratum as a result of the overlay of hydrocarbon migration fluids from the Novin suite on syngenic butumens of the Nyatvin stratum, 'which had already underwent substantial changes in the hypergenesis zone. From the geochemical point of view, the obtained results confirm the opinion that the Paleozoic sediments, first of all Devonian and Carboniferous, in the south-eastern part of the Indigiro-Zyryan trough are a self-object for the search of hydrocarbonpools.
Keywords: organic matter, bitumoids, oils and malthas, hydrocarbons, resins, IR-Fourier spectrometry, gas chromatography-mass spectrometry, catagenesis, hypergenesis.
Acknowledgements. The authors are thankful all colleagues 'who participated in the laboratory and analytical studies and geologist Andrey Prokopievfor geological samples. The workwas carried out in the framework of fundamental scientific researchprogram No. HMOKTPAAAA-A17-117040710037-1.
References
1. Ivanov V.V., Semjonov G.A., Pepeljaev V.B. Nafti-doprojavlenija na jugo-vostochnom obramlenii Indigi-ro-Zyrjanskogo progiba // Dokl. SSSR. 1975. Vol. 224, No 4. R 918-921.
2. Ivanov V.V., Klubov B.A. Naftidy inaftoidy Severo-Vostoka SSSR. Moscow: Nauka, 1979. 147p.
3. Klubov B.A., Merzljakov V.M. Kerity i antrakso-lity devonskih dominikoidov Omulevskogo podnjatija (severo-vostok SSSR) // Tihookeanskaja geologija. 1989. No 5. P. 37-43.
4. Kompleksnyj analiz geologo-geofizicheskih mate-rialov s cel'ju obosnovanija na neft' i gaz naibolee pers-pektivnyh rajonov Magadanskoj oblasti i sostavlenie plana regional'nyh rabot / otv. isp. LarichevA. I. Otchjot. Novosibirsk: SNIIGGiMS, 1995. 83 p.
5. Izuchenie verhnedokembrijskih i paleozojskih ot-lozhenij Omulevskogo podnjatija s cel'ju prognoza neft-egazonosnosti / Larichev A.I., Sobolev P.N. Otchet. Novosibirsk: SNIIGGiMS, 2002. 258 p.
6. Migurskij F.A. Perspektivy neftegazonosnosti Omul-jovskogo podnjatija: Avtoref. diss. cand. geol.-min. nauk. Novosibirsk: 2007. 19 p.
7. GagievM.H. Stratigrafijadevonainizhnegokarbona Prikolymskogo podnjatija (Severo-Vostok Azii). Magadan: SVNC DVO RAN, SVKNIIDVO RAN. 2009. 290 p.
8. Ganelin VG. Stratigrafija i brahiopody verhnepa-lezojskih otlozhenij Kolymo-Omolonskogo massiva. Avtoref. diss. cand. geol.-min. nauk. Moscow: Geolog-icheskij Institut, 1973. 191 p.
9. Sopostavlenie opornyh razrezov Omuljovskogo i Prikolymskogo podnjatij / Karavaeva N.I. Otchjot po teme: 1173. 1990-1993. Magadan, 1993.
10. Rukovodstvo po analizu bitumov i rassejannogo organicheskogo veshhestva gornyh porod / Pod red. Us-penskogo V.A., Rodionovoj K.F., Gorskoj A.I., Shishki-noj A.P Leningrad: Nedra, 1966. 316 p.
11. Uspenskij V.A., Radchenko O.A., Glebovskaja E.A. i dr. Osnovy geneticheskoj klassifikacii bitumov. Leningrad: Nedra, 1964. 268 p.
12. BellamiL. Infrakrasnye spektry molekul. Moscow: IL, 1963. 590 p.
13. Petrov Al.A., Golovkina L.S., Rusinova G.V Mass-spektry neftjanyhuglevodorodov. Spravochnik (atlas). Moscow: Nedra, 1986. 312 p.
14. Lebedev A.T. Mass-spektrometrija v organicheskoj himii. Moscow: BINOM. Laboratorija znanij, 2003. 493 p.
15. Borisova L.S. Geohimija smol rassejannogo organicheskogo veshhestva i neftej Zapadnoj Sibiri // Dokl. RAN. 2008. Vol. 420, No 3. P. 382-384.
16. Borisova L.S. Geohimija asfal'tenov i smol rassejannogo organicheskogo veshhestva porod i neftejjury i nizhnego mela Zapadno-Sibirskogo bassejna. Avtoref. diss. doct. geol.-min. nauk. Novosibirsk, 2020. 36 p.
17. Ivanov VV, Semjonov G.A., Vashhilov Ju.Ja. O perspektivah neftegazonosnosti paleozojskih otlozhenij Indigiro-Zyrjanskogo progiba // Dokl. AN SSSR. 1978. Vol. 239. No 6. P. 1170-1173.
18. IzosimovaA.N., Chalaja O.N.Reliktovye uglevo-dorody v organicheskom veshhestve i neftjah Zapadnoj Jakutii. Novosibirsk: Nauka, 1989. 127p.
19. Geohimija neftej vostoka Sibirskoj platformy. Ja-kutsk: JaNC SO RAN, 2009. 180 p.
20. Kashircev VA., Kontorovich A.Je., KimN.S., Chalaja O.N. Zueva I.N. Sterany v neoproterozojskih neftjah Nepsko-Botuobinskoj anteklizy Sibirskoj platformy i Ju-zhno-Omanskogo solenosnogo bassejna aravijskoj platformy //Neftehimija. 2015. Vol. 55, No 5. P. 197-205. https://doi.org/0.7868/S0028242115020136
21. Kontorovich A.Je. Geohimicheskie metody kolich-estvennogo prognoza neftegazonostnosti. Moscow: Nedra, 1976. 250 p.
22.MoldovanJ.M., Seifert W.K, Gallegos E.J. Relationship between petroleum composition and deposition-al environment of petroleum source rocks //Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull. 1985. Vol. 69. P. 1255-1268.
23. Peters K.E., Moldovan J.M. The biomarker guide. New Jersey: Prentice Hall, Englewood Cliffs, 1993. 363 p.
24. Neruchev S.G. Nefteproizvodjashhie svity i mi-gracija nefti. Izd. 1. Moscow: Gostoptehizdat, 1962. 224 p.
25. Neruchev S.G., Rogozina E.A. Geohimicheskie osnovy prognoza neftegazonosnosti. St. Petersburg: VNIGRI, 2010. 280 p.
26. Neruchev S.G., Bazhenova T.K., Smirnov S.V. Ocenka potencial'nyh resursov uglevodorodov na os-nove modelirovanija processov ih generacii, migracii i akkumuljacii. St. Petersburg: Nedra, 2006. 364 p.
27. Aref'ev O.A., Zabrodina M.N., Rusinova G.I., Petrov Al.A. Biometki neftej Vostochnoj Sibiri II Neftehimija. 1993. Vol. 33. P. 488-504.
28. Zueva IN, Chalaja O.N.3 Lifshic S.H., Glyaznet-sova Yu.S. Naftidy nizhnedevonskih otlozhenij Selennjah-skogo podnjatija (severo-vostok Jakutii) II Materialy VI VNPK «Geologija i mineral'no-syr'evye resursy Severo-Vostoka Rossii». Jakutsk: Izdatel'skij dom SVFU, 2016. P. 346-349.
29. Zueva I.N., Chalaja O.N.3 Glyaznetsova Yu.S., Lifshic S.H., Prokop'evA.V, Ershova V.B., Vasil'ev D.A., Hudolej A.K. Geohimicheskie osobennosti bitumoprojav-lenij v nizhne-srednedevonskih otlozhenijah severo-za-padnoj chasti o. Kotel'nyj II Georesursy. 2019. Vol. 21. No 3. P. 31-38. https://doi.Org/10.18599/grs.2019.3.31-38
30.Ivanov VV, GrevcovA.V., Shherban'O.V. Sedika-hity osadochnyh bassejnov Severo-Vostochnoj Azii. Moscow: Nauka, 1988. 166 p.
31. Shishkin VA., Ganov A.P. Perspektivy neftegazonosnosti juzhnoj chasti Taskanskoj strukturnoj zony Omulevskogo podnjatija II Vestnik SVNC DVO RAN. 2010. No 2. P. 8-13.
About the authors
ZUEVAIraidaNikolaevna, candidate of geological and mineralogical sciences, leading researcher, Institute of Oil and Gas Problems SB RAS, 2 Petrovsky St., Yakutsk 677980, Russia, Researcher ID: J-9373-2018; https://orcid.org/0000-0001-7576-8282; inzu@ipng.ysn.ru;
CHALAYAOlgaNikolaevna, candidate of geological and mineralogical sciences, leading researcher, Institute of Oil and Gas Problems SB RAS, 2 Petrovsky St., Yakutsk 677980, Russia, Researcher ID: J-9329-2018; https://orcid.org/0000-0002-9662-2028; oncha@ipng.ysn.ru;
GLYAZNETSOVA Yuliya Stanislavovna, candidate of chemical sciences, head of laboratory, Institute of
Oil and Gas Problems SB RAS, 2 Petrovsky St., Yakutsk 677980, Russia,
Researcher ID: J-9714-2018; https://orcid.org/0000-0002-9195-5296; glyazl408@mail.ru;
LIFSHITS Sara Khaimovna, candidate of chemical sciences, leading researcher, Institute of Oil and Gas Problems SB RAS, 2 Petrovsky St., Yakutsk 677980, Russia,
Researcher ID: K-1438-2018; https://orcid.org/0000-0001-5881-2720; shlif@ipng.ysn.ru.
Citation
Zueva I.N., Chalaya O.N., Glyaznetsova Yu.S., Lifshits S.Kh. Geochemistry naphthides of the Middle Carboniferous sediments of the Prikolym Uplift (North-East of Russia) // Arctic and Subarctic Natural Resources. 2020, Vol. 25, No. 4. pp. 59-71. (In Russ.) https://doi.org/10.31242/2618-9712-2020-25-4-4
