CC BY
55
УДК 550.47:553.98+551.762/763
ГЕОХИМИЯ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА ВЕРХНЕЮРСКИХ ОТАОЖЕНИЙ СЕВЕРО-ВОСТОКА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ И ГЕНЕЗИС МЕЛОВЫХ НЕФТЕЙ РЕГИОНА
АЛ.Родченко (ФГБУ "Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. ААТрофимука СО РАН")
На основе анализа данных по содержанию в породах ОВ, пиролитических параметров, распределения УВ-биомаркеров, изотопного состава углерода нерастворимого ОВ пород в разрезе верхнеюрских отложений северо-восточной части Западной Сибири и прилегающей к ней западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба выделены нефтепроизводящие толщи. Изучен состав нефтей из вышележащих меловых отложений и проведена генетическая корреляция между нефтями и ОВ пород.
Ключевые слова: Енисей Хатангский региональный прогиб; ОВ; верхнеюрские отложения; залежи УВ; УВ-биомаркеры; гольчихинская свита, яновстанская свита.
Енисей-Хатангский региональный прогиб расположен в Арктической зоне Сибири и примыкает к Западно-Сибирской геосинеклизе с северо-востока, имеет близкое с ней геологическое строение мезо-кайнозойского осадочного чехла и схожую историю тектонического развития [1, 2].
Целенаправленное изучение геологического строения и нефтегазопоисковые работы на северо-востоке Западной Сибири проводятся с середины 30-х гг. XX в. Основной этап открытий на этой территории начался в 60-е гг. прошлого столетия, когда были значительно увеличены объемы сейсморазведочных работ, параметрического и поискового бурения. Открытые месторождения УВ приурочены главным образом к положительным структурам — Мессояхской наклонной мегагряде, Ванкоро-Тагульскому наклонному мегавалу и Гыдано-Пясенской гемиантеклизе, обрамляющим прогиб на севере и юго-западе. Несмотря на преобладание газовых и газоконденсатных залежей, территория исследования обладает высоким потенциалом нефтеносности, что подтверждается промышленными запасами нефти на Пай-яхском, Байкаловском и Ванкорском месторождениях.
Принимая во внимание, что баженовская свита считается основной нефтегенерирующей толщей в Западно-Сибирской провинции [3], геохимическое изучение ее возрастных аналогов, расположенных по периферии бассейна, является весьма актуальной задачей. В поздней юре на северо-западе территории исследования, в Гыданском фациальном районе, формировались осадки гольчихинской свиты, на юго-востоке, в Тазо-Хет-ском фациальном районе, - яновстанской, сиговской и точинской свит. Стратиграфическими аналогами баже-новского горизонта (нижний титон — берриас) являют-
ся отложения верхней части гольчихинской и яновстанской свит [4].
Исследования особенностей геохимии ОВ мезозойских отложений Енисей-Хатангского прогиба проводились начиная с 60-70-х гг. XX столетия такими учеными, как А.Г.Войцеховская, А.И.Данюшевская, М.М.Кол-ганова, А.Э.Конторович, И.Д.Полякова, Е.И.Соболева, Д.С.Сороков, А.С.Фомичев и др. В их работах показано, что вещественный состав ОВ Енисей-Хатангского регионального прогиба имеет смешанную природу. Значительную роль в формировании состава ОВ сыграло палеогеографическое положение бассейна между возвышенными сушами Сибирской платформы и Таймыра. Поступление с континента вместе с терригенными осадками ОВ высшей наземной растительности привело к его перемешиванию с аквагенным ОВ, образовывавшимся непосредственно в бассейне.
Результаты последних геохимических исследований ОВ и нефтей мезозойских отложений Енисей-Хатангского регионального прогиба отражены в работах А.П.Афанасенкова, Л.Н.Болдушевской, И.В.Гончарова, М.В.Дахновой, Н.С.Ким, А.И.Ларичева, В.Н.Меленев-ского, А.П.Родченко, О.Н.Стасовой, Ю.А.Филипцова, Е.А.Фурсенко, А.Н.Фомина и др. [5-12].
В настоящее время многими авторами принимается, что основными нефтегенерирующими толщами в западной части Енисей-Хатангского прогиба являются яновстанская и гольчихинская свиты [6, 8, 9, 11]. Большинство исследований посвящено изучению геохимии природы нефтей ванкорской группы месторождений и их вероятного источника - яновстанской свиты [6, 7, 10]. Гольчихинская свита изучена меньше, а возможность ее участия в формировании нефтяных УВ ПОД-
Рис. 1. СХЕМА РАСПОЛОЖЕНИЯ СКВАЖИН С ОТБОРОМ ОБРАЗЦОВ КЕРНА И ПРОБ НЕФТЕЙ
также был выделен 50-м интервал в скв. Пайяхская-4 с аквагенным типом ОВ и высокими значениями органического углерода (Сорг) и водородного индекса (Н1) [5, 13].
Определенный вклад в формирование залежей жидких УВ также могли внести уровни с аквагенным ОВ малышевской, нижнехетской и шуратовской свит [6-9].
В настоящей статье современными методами выполнено комплексное геохимическое исследование ОВ на представительной коллекции образцов верхнеюрских пород и нефтей из меловых залежей месторождений. Керн отобран из 20 скважин, пробуренных на различных тектонических элементах в западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба и прилегающей территории северо-востока Западной Сибири. Пробы нефтей отобраны на месторождениях Мессо-яхской наклонной мегагряды и Ван-коро-Тагульского наклонного мезо-вала. Цель исследования - изучение верхнеюрских отложений, выделение в разрезе уровней потенциально нефтепроизводящих толщ, оценка их генерационного потенциала и сопоставление распределения УВ-биомаркеров нефтей из открытых в районе залежей и экстрактов из предполагаемых нефте-материнских пород.
Материалы и методика исследования
1п><ЯХч^ ОЯ
3,ял
Южно Носилок.
СреДН(гЯри^К<1Я\
фАмомлльмвя
Пюитскдя
Яривсхая
ГирЧИИСКаЯ
Игарка
Скважины с отбором: 1 - керна, 2- проб нефтей; 3- плошадь и номер скважины; границы: 4 - административные, 5 - распространения мезозойских отложений, 6 -фаииальных районов
тверждается единичными сравнениями распределения биомаркеров нефтей и битумоидов [11]. И.В.Гончаровым с соавторами по результатам пиролиза образцов керна и шлама было показано, что в разрезе изученных скважин нефтепроизводящей является не вся яновстан-ская свита, а обогащенная ОВ аквагенного генезиса и с превосходными генерационными свойствами пачка пород в ее нижней части, мощность которой изменяется от 50 до 60 м [6]. В верхней части гольчихинской свиты
Изученная коллекция насчитывает 315 образцов керна позднеюр-ского возраста (гольчихинская, яновстанская, сиговская и точин-ская свиты). Гольчихинская свита изучена по 201 пробе, из ее стратиграфических аналогов проанализировано 114 проб, из яновстанской свиты — 82, сиговской — 10 и точин-ской - 22. Коллекция керна в разные годы была отобрана сотрудниками лаборатории геохимии нефти и газа Института нефтегазовой геологии и геофизики (Н.С.Ким, В.И.Москвин, А.Н.Фомин и автором статьи) в центре геологических коллекций ИНГГ СО РАН. При отборе образцов пород предпочтение отдавалось аргиллитам и алевритистым аргиллитам, представляющим
ЯШМ гая
0*<р»»**я
Норильск
0 50 км
1_I_I
Таблица 1
Проведенные анализы рассеянного ОВ пород
Вид анализа Свита Всего
гольчихинская яновстанская сиговская точинская
Определение Сорг 201 82 10 22 315
Пиролиз пород 190 82 10 22 304
Изотопный состав углерода НО 95 49 6 8 158
Определение Б^ и групповой состав 50 54 7 22 133
Газожидкостная хроматография и хромато-масс-спектрометрия 50 54 7 22 133
больший интерес в качестве основных нефтематерин-ских отложений. Проанализировано 13 проб нефтей мелового возраста (рис. 1, табл. 1, 2).
Аналитическое изучение фактического материала выполнено по единой схеме в лаборатории нефтегазовой геологии и геофизики ИНГГ СО РАН.
Для исследования породы предварительно дробились до 0,25 мм. Содержание органического углерода (процент на породу) определялось методом сжигания декарбонатизированного нерастворимого остатка (НО,
Исследованные
обработка пробы 10 %-й соляной кислотой) породы в токе кислорода на приборе АН-7529 при температуре 1000-1100 °С. Пиролитические характеристики (Б^ 32, 7"тах) измерялись методом «ЯосК-Еуа!» на приборе «8о-игсеРосКАпа1угег» (5РАпа1угег, НитЫе1п51:гитеп15). Содержание битумоидов (процент на породу) определялось путем холодной экстракции с использованием центрифугирования. Метанонафтеновые фракции УВ битумоидов и нефтей, выделенные с помощью жидкостной хроматографии, исследовались методами газожидкост-
Таблица 2
меловые нефти
Площадь Номер скважины Нефтегазоносная область Интервал отбора, м Возраст Свита
Ванкорская 6 Пур Тазовская 1640-1643 к. Малохетская
Ванкорская 11 Пур-Тазовская 1662-1668 К, Яковлевская
Восточно-Мессояхская 35 Гыданская 846-850 к2 Покурская
Дерябинская 2 Енисей-Хатангская 2729-2734 К1 Шуратовская
Казанцевская 5 Енисей-Хатангская 2672-2690 К, Суходудинская
Пайяхская 1 Енисей Хатангская 3420 3436 Нижнехетская
Пеляткинская 5 Енисей-Хатангская 2685-2697 К, Суходудинская
Среднеяровская 2 Енисей-Хатангская 3480-3513 К1 Шуратовская
Сузунская 4 Пур-Тазовская 2787-2792 К1 Нижнехетская
Тагульская 7 Пур-Тазовская 1160-1170 к2 Долганская
Тагульская 11 Пур-Тазовская 1772-1774 К! Яковлевская
Туколандо-Вадинская 320 Енисей-Хатангская 3635-3656 К1 Нижнехетская
Турковская 1 Енисей-Хатангская 3019-3022 К, Шуратовская
Рис. 2. СОДЕРЖАНИЕ С^ В ИЗУЧЕННЫХ СВИТАХ
Свита Число образцов Сродное значение С „но породу, % MacTota варочпсмости образцов с заданным значением С ^ % от выборки 0 20 40 Ь0 80
Гольчихинская (верхняя часть) 106 1.8
Гольчихинская (нижняя часть) 95 1.4
Яноастанская 82 1.5 1ч\\\\Ч
Сиговская 10 2,1 С—1-1
Теминекая 22 1.2 I-
Hi ш2 Шз Ш
Значения Сорг на породу, %: 1 - <1; 2- 1-2; 3 - 2-3; 4 - >3
ной хроматографии и хромато-масс-спектрометрии. Изучение алканов нормального и изопреноидного строения проводилось на хроматографе «Agilent Technologies 7820А GS» с пламенно-ионизационным детектором. Анализ циклоалифатических УВ-биомаркеров осуществлялся на хроматографе «Hewlett Packard 5890» — масс-спектрометре MSD 5972А с компьютерной системой (ChemStation) регистрации и обработки информации HP GI034. Физико-химические характеристики нефтей определялись с помощью стандартных методик. Стабильные изотопы углерода (§13С) недебитуминизи-рованного НО пород и нефтей выполнены в ИГМ СО РАН с использованием масс-спектрометрического комплекса, состоящего из масс-спектрометра Finnigan МАТ-253 и линии пробоподготовки Gas Bench II, и в Томском филиале ФГУП «СНИИГГиМС» в лаборатории изотопных методов на масс-спектрометре «DELTA V ADVANTA».
Результаты и их обсуждение
В среднем по изученной выборке современные концентрации Сорг в породах верхнеюрского возраста составляют 1,6 % на породу. Значения Сорг ниже клар-ковых выявлены в 37 % изученной выборки (кларк содержания Сорг составляет для аргиллитов 0,9 % на породу, согласно Н.Б.Вассоевичу [14]). На рис. 2 показаны гистограммы распределения концентраций Сорг в изученных свитах. Содержание Сорг в гольчихинской
свите варьирует от 0,5 до 9,9 % на породу (среднее - 1,6 %). Несколько более высокими содержаниями ОВ характеризуются породы верхней части гольчихинской свиты. Для 106 проб среднее значение Сорг составляет 1,8 % на породу против 1,4 % для 95 образцов из нижней части свиты. Аномально высокими значениями С^ в нижней части свиты характеризуются углистые алевроаргиллиты из скв. Пайях-ская-1, здесь значения Сорг достигают 9,9 % на породу. Для яновстан-ской свиты среднее значение концентраций Сорг составляет 1,5 % при разбросе значений от 0,5 до 4,3 % на породу. Относительно обогащены Сорг образцы сиговской свиты, где его значение изменяется от 1,5 до 2,5 % (среднее - 2,1 % на породу). Разброс содержания Сорг в образцах точинской свиты составляет 0,5-2,5 % (среднее - 1,2 % на породу) (см. рис. 2).
На диаграмме зависимости значений индекса Hl = S2/Copr от температуры максимального выхода УВ 7~тах (данные пиролиза) (рис. 3) видно, что большая часть верхнеюрских отложений находится в главной зоне нефтеобразования (429-460 °С) и представлена как аквагенным (область керогена II типа), так и терраген-ным (область керогена III типа) ОВ.
Породы с высокими значениями Hl (II тип — аква-генный морской) встречены в гольчихинской (42 образца), яновстанской (13 образцов) и точинской (1 образец) свитах. В гольчихинской свите пробы со значениями HI от 155 до 392 мг УВ/г Сорг (среднее - 239 мг УВ/г Сорг) приурочены к верхней части разреза свиты в скважинах Дерябинская-5 (интервал глубин 3025-3038 м), Пайях-ская-4 (интервал глубин 3478-3567 м), Пеляткинская-15 (интервал глубин 3129-3155 м), Ушаковская-1 (интервал глубин 3071-3182 м) и Яровская-2 (интервал глубин 3193-3225 м). Для яновстанской свиты повышенные значения HI (155-264 мг УВ/г Сорг, среднее - 194 мг УВ/г Сорг) отмечены в нижней части в скважинах Горчинская-1 (интервал глубин 2871-2878 м), Озерная-Ю (интервал глубин 3100-3130 м), Туколандо-Вадинская-320 (интервал глубин 4009-4070 м) и Сузунская-4 (интервал глубин 3220-3228 м). Одна проба точинской свиты в скв. Горчинская-1 (глубина 3007,4 м) характеризуется значением HI = 168 мг УВ/г Сорг. В области, соответствующей террагенному типу керогена (III тип) со значениями HI < 150 мг УВ/г Сорг, находится большая часть изученной выборки (61 % проб).
Рис. 3. ДИАГРАММА ЗАВИСИМОСТИ ВОДОРОДНОГО ИНДЕКСА (Ш) ОТ ТЕМПЕРАТУРЫ МАКСИМАЛЬНОГО ВЫХОДА УВ {Т^д ДЛЯ ВЕРХНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
400- •
300-•
CQ >
150-•
Клроглм
В область глубинной зоны газообразования (Гтах = 460-488 °С,
> 1,15 %) попали образцы из нижней части гольчихинской свиты в скважинах Южно-Носковская-318, Пайяхские-1, 4. Низкие значения Н1 (16-97 мг УВ/г Сорг) связаны с реализацией начального генерационного потенциала ОВ этих пород. Как будет показано, ОВ гольчихинской свиты в скважинах Южно-Нос-ковская-318 и Пайяхская-1 имеет планктонно-бактериогенную природу.
Для определения типа ОВ пород верхнеюрских отложений и его корреляции с нефтями западной части Енисей-Хатангского прогиба для 133 проб пород были выделены хлороформенные экстракты, в насыщенной фракции которых исследовался индивидуальный состав УВ.
Установлена прямая зависимость между выходами хлорофор-менных битумоидов (Б^) и содержанием ОВ (коэффициент детерминации между этими значениями — 0,7). Содержание битумоидов в породах изменяется от 0,01 до 0,62 % на породу.
Для выявления сингенетичной или эпигенетичной природы битумоидов по отношению к вмещающим породам рассматривались закономерности изменения битумоидного коэффициента в зависимости от концентраций в породе Сорг, глубины, группового состава битумоидов и закономерности изменения коэффициента продуктивности Р1 = Э^^+Бг) от глубины. Выполненный анализ позволил выделить один образец эпигенетичного битумоида аквагенного генезиса в скв. Пайяхская-1 (глубина 4019 м). Рассмотрим индивидуальный состав УВ метанонафтеновых фракций (нормальные и изопре-ноидные алканы, стераны и терпаны) сингенетичных битумоидов.
В качестве основного параметра типизации ОВ и нефтей использовалось распределение стеранов. По содержанию стеранов состава С27, С28 и С29 изученные битумоиды разделились на три группы (рис. 4, табл. 3).
В первой группе (70 образцов, 53 % выборки) геохимические параметры свидетельствуют о связи исходного ОВ с липидами высшей наземной растительности.
К<»рог*м I типа
Кероген II типа
9 -1- 400 420 -1-1— 440 460 -1-1-Г 480 500 Г^, С
Hejponoe OB Главная зона нефтеобразования Глубинная зона газообразования
1 - линии, ограничивающие максимальные значения Н1 для трех типов ОВ (I - аквагенного, озерного, П - аквагенного, морского, Ш - террагенного, связанного с высшей наземной растительностью); 2- изолинии И^; 3 - направленность изменения Н1и Гпих в катагенезе; свиты: 4-гольчихинская, 5-яновсганская, 6-сиговская, 7-точинская
По концентрациям в ряду стеранов С27-С29 резко преобладают этилхолестаны (С29) — их концентрации составляют 53-75 %, содержания холестанов (С27) и ме-тилхолестанов (С28) соответственно равны 12-31 и 10-24 %. Значения отношения С29/С27 изменяются от 1,7 до 6,2.
Битумоиды второй группы (30 образцов, 23 % общего числа исследованных проб) характеризуются ак-вагенной природой ОВ, связанной с липидами планк-тонно- и бактериогенного генезиса. Концентрации стеранов С27 и С29 примерно равны 35-42 и 32-42 % соответственно, доля метилхолестанов выше, чем в первой
■ OIL AND GAS GEOLOGY, 6'2016
-A
Рис. 4. ТРИГОНОГРАММА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ С1ЕРАНОВЫХ УВ С27. Си, Си В ИЗУЧЕННЫХ БИТУМОИДАХ И НЕФТЯХ
1 - пробы нефтей; остальные усл. обозначения см. на рис. 3
группе - 22-31 % на сумму стеранов С27-С2д. Значения отношения С2э/С27 изменяются от 0,8 до 1,2 (среднее по группе — 1,0).
Остальные образцы (32 пробы, 24 % выборки) занимают промежуточное положение, что объясняется смешанным составом ОВ. В этой группе несколько больше концентраций этилхолестанов и меньше метил-холестанов по сравнению со второй группой, их доли составляют соответственно 38-52 и 15-29 % на сумму стеранов С27-С29. Количество холестанов варьирует от 38 до 48 % на сумму стеранов С27-С29. Значения отношения стеранов С29/С27 изменяются от 0,8 до 1,7 (в среднем — 1,2).
Концентрации трицикланов в битумоидах изменяются с глубиной и варьируют от 3 до 13-49 % в более зрелых образцах (МК2-МК3). В первой группе в максимальных концентрациях присутствуют УВ с длиной цепи С19-С20, значения трици кланового индекса 1тс = 2(С19+С2о)/ (С2з+С24+С25+С26) > 1 намного [15] (рис. 5). Во второй группе для аквагенного ОВ из верхней части гольчихин-ской и яновстанской свит отмечается преобладание хейлантанов состава С2з и С24 (значения 1тс = 0,4-1,1). В аквагенных битумоидах нижней части гольчихинской свиты в скважинах Южно-Носковская-318, Пайяхская-1 и яновстанской и сиговской свит (интервал глубин 4090-4262 м) в скв. Туколандо-Вадинская-320 коэффициент 1тс > 1 и варьирует в пределах 1,2-4,0. Для третьей группы со смешанным типом ОВ среднее значение 1ТС равно 1,2.
В исследованных образцах содержится 32-87 % гопановых УВ на сумму терпанов (в среднем — 77 %).
Максимум распределения УВ гопанового ряда приходится на гопан состава С30. Его содержание изменяется от 22 до 50 % на сумму всех идентифицированных гопановых У В. Невысокие концентрации гопана С30 выявлены в пробах Медвежьей площади за счет увеличения доли гомогопанов состава С31. В сильно преобразованных катагенезом битумоидах гольчихинской свиты Пай-яхской, Южно-Носковской площадей и яновстанской (интервал глубин 4090-4158 м) и сиговской свит Туко-ландо-Вадинской площади в повышенных концентрациях зафиксирован гопан с перегруппированной структурой 17а(Н)-15а-метил-27-норгопан(диагопан С30). Значения отношения диагопана С30 к гопану С30 варьируют от 0,47 до 2,30. Для остальных битумоидов содержание диагопана С30 ниже. Помимо диагопана состава С30 обнаружен его низкомолекулярный гомолог - диагопан С2д. Во всех битумоидах идентифицированы перегруппированные гопаны ИУ и ЬТ состава С30 (рис. 6). Особенности распределения гопановых УВ в битумоидах юр-ско-раннемелового возраста из скважин, расположенных на Мессояхской наклонной мегагряде (Нанадян-ская-310, Пютская-1, Пеляткинская-15, Ушаковская-1 и Турковская-2), детально описаны в работе [16].
Различия характера распределения //-алканов в зависимости от типа ОВ в изученной коллекции проявлены недостаточно четко. Для битумоидов, исходным материалом которых были липиды высшей наземной растительности, пик приходится на «-алканы состава С17-С20. В распределении я-алканов битумоидов Хабей-ской и Медвежьей площадей с низкой степенью преоб-разованности ОВ отмечается бимодальность со вторым максимумом на УВ С23, С25, С27 и С2д. В битумоидах аквагенного и смешанного генезиса «-алканов в максимальных концентрациях присутствуют УВ состава С16-С19, с ростом молекулярной массы происходит резкое снижение содержаний «-алканов (значения отношения н-С2т/н-Си < 0,6). Этой группе свойственны высокие концентрации ациклических изопреноидов (отношение суммы «-алканов к сумме изо-алканов 1.н-С,/ЕАС/= 3,1-9,9). Пристан, за исключением образцов с аквагенным ОВ нижней части гольчихинской свиты (Рг/= 0,3-0,5), присутствует на одном уровне с алканом н-С17 (Рг/^-С17 = 0,8-1,1).
Установлено, что ОВ как аквагенного, так и терра-генного типов образовывалось в окислительных фациа-льных условиях, вероятно, мелководно-морского бассейна. Предположение о субокислительных обстанов-ках подтверждается следующими биомаркерными параметрами. Среди ациклических изопреноидов пристан превалирует над фитаном Рг/РИ = 0,8-3,9. Концентрация гомогопана С35 ниже, чем гомогопана С34 (значения отношения С35/С34 < 1 и варьируют от 0,20 до 1,09). Присутствие диагопана С30 свидетельствует о наличии кислорода при захоронении ОВ, так как считается,
GENERAL AND REGIONAL ISSUES OF ORGANIC GEOCHEMISTRY AND LITHOLOGY
что источник диагопана продуцируется бактериями в осадках, содержащих глины и отлагающихся в окислительных и субокислительных условиях [17].
Изотопный состав углерода 813С определен для 158 образцов недебитуминизированного НО. По данным изотопного анализа, примерно по трети коллекции представлено аквагенным (-32,6...-27,0 %0), смешанным (-27,0...-25,0 %0) и тер-рагенным (-25,0...-22,0 %0) ОВ. Для большей части образцов природа ОВ подтверждается биомаркерными показателями. Утяжеление изотопного состава (-32,6...-24,3 %о, среднее -27,5 %о) для некоторых проб аквагенного генезиса изучаемой коллекции, по сравнению с типично морским ОВ баженовской свиты в Западной Сибири (-32,0...-28,9 %о), вероятно, контролируется несколькими факторами — вкладом в состав ОВ липидных компонентов террагенного вещества и влиянием субокислительных условий осадко-накопления [18].
Ранее катагенез ОВ по отражательной способности витринита (R°) в районе исследования изучался А.П.Афанасенковым, Л.И.Богородской, А.Э.Конторовичем, И.Д.Поляковой, Е.И.Соболевой, А.Н.Фоминым. Наиболее информативные биомаркерные коэффициенты для выявления отложений, достигших главной зоны нефтеобразования в мезозойских отложениях западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба, рассмотрены в работе [19].
Преобразованность ОВ мезозойских отложений на изучаемой территории увеличивается от бортов регионального прогиба к его центральной части — наиболее преобразованное ОВ верхнеюрских отложений относится к наиболее погруженным частям Енисей-Хатанг-ского регионального прогиба: к Бе-ловско-Агапскому наклонному желобу и Большехетской мегасинек-лизе.
я
■з
X
\о га
>э и
£
■fr V
s
*
л и
о <
« s
<
о о.
о
с
*
и а.
2 <0 х к о. ш ta
CQ
О
(Я Е Э
Е
а х я Е
и о
X ь я
з <
2 3
1 О
2 \ t m О
L- U
JS CL
\
S s
en Я U <->
я
«J
R (J \ Я и
>; к. г».
и V
i 4
? ° S.
и ^
u S г х
to
л X X
о *
Ï X Ей
U
а о s
Ш га
* с (- О
X
т
со
m___
9 s Sa
СП
со" in t -ï- CM
со ___ «о in in ^ см"
CM ^
ю" о 1С со
U5
См" СО
I -
— о
о"
см _
«N
: тг ^ см
из — см
I X
01 1-га
CL
а. tu ь-
CJ1
о ^
Ol
Яе
СМ л СО M СО СМ
ТГ о о" """
о
■»" ir см см
см ___
СО ^
о"
г—
О ГГ
s
о"
<о
см_
<N In
: из
а! <N
о" со
о см со
и
8* m „
О m
§ о 3 et > ï
S
§
с;
о >>
m
ас .
Il S
¡1 5 &
£о
I
I ¡s
3- и о л m g
§ i| i_ о; 2,
оо
со §
* о
m
О *
и
0 см
со §
и
1 X
I
I
X
га ^
о
X
Ь S
S о m
а
X
и
s
о 2
m ™ <0 TJ-
1
о
ÖS S s
о
со
<
m
to ^ о"
CN ^
CO ir"
оо о"
см ^ со см
ч. ^
о"
о ^ со" Я см"
*7
оо ^ о"
ID _
СМ* 1С
см о о
со
со"_
«N стГ
: иэ"
in fN оо ' ' см
о см со
<£>" X S
s !£ " f » Sffl s
ï à 3 m T 5 cr S s
s- g —
Тн ï
5 тг" I
аг T 5
x 5 I
? " I
S .m x о и
^ «a-CTl
о X _
о (U 2
x n t
0ч О C2.
CM
со
3
Ш
s
оо ^
9*2 Sa
o"
о ____ со" 5Г
со о о"
*7
С
о
m
Т о
С. о" "
9 "Ч.
сГ
оо _
см So : стГ о ^
6 5
S г
? Х 5 л g оо
>ч '
I-
s
s è
Ц х
и S
л о с;
&.s
s s
и о §
и —
* . я у
у U, я со
S-
ъг у
ш V
х га
i: о
it G 4»
^ • i« S ^
v U
5 § § I S. S l-l
s
al § ° s
¡S-
X и
10 I Ü
&! I s 11
s: g 3
fi! о _ га Ж Й * к S у
.. О 5
5 9 « Я
I m
i^S I g
«g ^ ^ о ®
ÎTi it ri cf >
s
f x
Рис. 5. ДИАГНОСТИКА ГЕНОТИПА ОВ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ПО ЗАВИСИМОСТИ Ьс ОТ ОТНОШЕНИЯ СТЕРАНОВ С29/С27
100,0
10,0-
1,0
I.L
Террагенно« ОВ
скв. Южно-Носковская-^ 1 18 )J д '«Sv Л
О* Аквагенное ОВ a - Стераны Cs/Cjr
0,1
1,0
10,0
100,0
Усл. обозначения см. на рис. 3, 4
В исследуемых образцах катагенез ОВ, определенный по R° (данные А.Н.Фомина), изменяется от стадии МК] до МК13 (от 0,50 % в образцах Медвежьей и Хабей-ской площадей и до 1,37 % в породах Южно-Носков-ской площади). Аквагенное ОВ нижней части гольчи-хинской свиты в Беловском мегапрогибе (Южно-Нос-ковская и Пайяхская площади), нижней части яновстан-ской и сиговской свит в Северо-Тазовской мегавпадине (Туколандо-Вадинская площадь) вошло в глубинную зону газообразования (R° > 1,11 %). Аквагенное ОВ верхней части гольчихинской и яновстанской свит из скважин, расположенных в пределах Мессояхской наклонной мегагряды, находится в главной зоне нефтеоб-разования (МК*). Катагенез ОВ террагенного генезиса
изменяется от стадии МК] на периферии Енисей-Хатанг-ского регионального прогиба - Предъенисейской мега-моноклизы и Гыдано-Пясинской гемиантеклизы — до стадии МК2 в центральной части бассейна.
Для определения катагенеза ОВ был использован ряд молекулярных параметров, таких как коэффициент нечетности в области нормальных алканов состава С24-С34 (carbon preference index, CPI), для стеранов состава С29 - отношения более стабильных УВ с конфигурацией 20S к менее термодинамически устойчивым изомерам с конфигурацией 20R (/С1 = 20S/20S+20R) и новообразованных изостеранов к биологическим сте-ранам (К2 = Pf320S+20R/aa20R), отношение изомеров гопана состава С27 Ts/Tm (табл. 4).
Наименее преобразованное ОВ = 0,50-0,56 %) имеет низкие значения молекулярных параметров К\ К2, Тб/Тгп и высокие значения СР1. На масс-хроматограм-мах по т/г = 191 идентифицируются биогопан С27, а также 28, 30-бисноргопан С28, наличие которого связывают с существованием специфических бактерий на ранних стадиях преобразования ОВ [17]. В битумоидах с более преобразованным ОВ 28, 30-бисноргопан (С2в) не обнаружен. Для гомогопанов С3ГС35 характерно преобладание эпиме-ров с биологической конфигурацией R при атоме С-22 над Б-эпи-мерами.
С ростом катагенеза ОВ и глубины залегания отложений Б и Р-изо-меры стеранов приобретают равновесные концентрации (/С1 = 0,50), в распределении нормальных алканов происходит выравнивание между концентрациями четных и нечетных соединений (значения индекса СР1 стремятся к 1), новообразованные изомеры гомогопанов с конфигурацией 22Б превалируют над соединениями 22R. Коэффициент созревания К2 варьирует в широком диапазоне - от 1,6 до 7,2. Битумоиды со значением коэффициента К2 > 4,0 выявлены в гольчихинской свите на Нана-дянской, Паютской, Пайяхской и Южно-Носковской площадях, яновстанской и сиговской свитах в скв. Туко-ландо-Вадинская-320.
В исследованной коллекции образцов отмечается зависимость параметра Тв/Тт не только от преобразо-ванности ОВ, но и его типа. В битумоидах аквагенного и смешанного генезиса значения отношения норгопа-нов С27 Тв/Тт изменяется от 0,5 до 2,7 (среднее — 1,5) и увеличивается в нижней части яновстанской и сиговской свит в скв. Туколандо-Вадинская-320 (интервал глубин 4000-4264 м) до 2,4-7,8. В образцах с терраген-ным типом ОВ значения этого коэффициента в среднем ниже (0,09-2,20, среднее - 0,60). Исключение составляют пробы из скв. Нанадянская-310, в которых значения отношения Тэ/Тт варьирует в пределах 3,0-5,8. Как было показано, в сильно преобразованном ОВ (МК2-МК13) отмечается увеличение концентраций диагопанов состава С29 и С30, трициклических УВ.
Изученные нефти имеют различный физико-хими-ческий состав. Месторождения Ванкорской, Тагульской и Восточно-Мессояхской площадей характеризуются высокой плотностью (0,90-0,96 г/см3). В их групповом составе, по сравнению с пробами меньшей плотности,
GENERAL AND REGIONAL ISSUES OF ORGANIC GEOCHEMISTRY AND LITHOLOGY
Рис. 6. МАСС-ХРОМАТО ГРАММЫ ТЕРПАНОВЫХ И СГЕРАНОВЫХ УВ (m/z - 191; 218) НАСЫЩЕННЫХ ФРАКЦИЙ
БИТУМОИДА И НЕФТИ
ГоПаны
m/z - 19t
T»/Tm - 1,31 С hYC,a \S
Tp« Ik-0.98 uL' j>
Гипихы
ГоМОГОПИМ N I-1
г
T&/TIII - 1,30 ,
О*-" J
m/z- 191 hYC^iJ
WC«-0.36 -
I Ся Трниик^мы Iu - O.-f т4т...\ f
Время
С тараны CarC»
Гомс*ог?*ны
I-1
C.s/C^-0,53
Jul
m/г - 718
Прегнс^ы
сл
Св/С„ - 1,09
т/г - ? 18
Прегнакы
I I
С тараны Cj--C х
I-1
С„
Бремя
.....
Время Время
С*/С„ - 0.94
А - битумоид с аквагенным типом ОВ (образец из с кв. Пеляткииская-15, глубина 3154 м, гольчихинская свита), £> - нефть (скв. Турковская-1, глубина 3019-3022 м, шуратовская свита); т/г - 191: Т19, Т20, Т23, Т24 - трицикланы С19, С20, С23. С24; Тег24 - тетрашклан С?л; Те - триснорнеогопаи С27; Тш - трисноргопан С27; ЬУС3о, Ь2Сзо - перегруппированные гопаны Сзо, Огэ, Рзо - диагопаны С29, Сзо, О, - серия ар-гопанов
ниже концентрации У В - от 78 до 87 %, выше концентрации смол — от 12 до 19 % и асфальтенов - в среднем до 1 % на нефть (в пробе из скв. Тагульская-11 — до 5 %). Остальные нефти имеют среднюю плотность — от 0,82 до 0,86 г/см3. По групповому составу нефти являются метанонафтеновыми (на УВ-часть приходится от 91 до 96 % на нефть), малосмолистыми (от 4 до 9 %, среднее - 8 % на нефть) и имеют низкие концентрации асфальтенов 0,06-0,80 % (среднее - 0,5 %). Содержание твердых парафинов составляет в среднем 4,6 % на нефть и в образце из скв. Турковская-1 достигает 11,7 % на нефть. Кинематическая вязкость при 20 °С изменяется от 1,8 до 10,7 мм2/с. В высокопарафинистой нефти Турковской площади вязкость увеличивается до 29,5 мм2/с. Для тяжелых нефтей измерения не проводились.
Низкие значения 813С (от -31,0 до -28,9 %0) свидетельствует о аквагенной природе ОВ проанализированных нефтей.
Выполненные исследования методом газожидкостной хроматографии насыщенных фракций нефтей показали, что все тяжелые нефти Ванкорского, Тагуль-ского и Восточно-Мессояхского месторождений в той
или иной степени затронуты биодеградацией, о чем свидетельствует частичное отсутствие в нефтях алканов нормального и изопреноидного строения. Для этих нефтей характерны низкие значения отношения суммы «-алканов к сумме изо-алканов (£«-С//Е/-С,-= 0,4-1,6) по сравнению с остальными нефтями, в которых £«-С,/£АС,- > 4,5. Биодеградация ванкорских нефтей отмечалась ранее [7, 10-12, 20]. Распределение алканов нормального и изопреноидного строения в небио-деградированных (остальных) нефтях схоже с акваген-ными битумоидами — преобладают относительно низкомолекулярные УВ состава С15.19 и с ростом молекулярной массы происходит резкое снижение концентраций «-алканов. Широковершинный максимум на УВ состава С15-С25 отмечается для нефтей Казанцевской площади, что, вероятно, указывает на незначительную примесь террагенного ОВ.
Для генетической типизации нефтей использовались незатронутые процессами биодеградации соединения стеранового и терпанового классов. Источником Основной массы изученных нефтей являются липидные комплексы бактерио- и планктоногенного, т.е. акваген-ного живого вещества морских бассейнов (см. рис. 4, 5).
<я
■з
1 1«
4 о
а о с
к э
X
2 V X X
ь а в
Ю
О
э Е
и о
р
Е я п я X о С
Скважина, (интервал, м) Медвежья-316 Хабейская-2 Сузунская-4 У таковская-1 Дерябинская-9 Горчинская-1 Паютская-1 Пеляткинская-15 Среднеяровские 3,4 Озерная-10 Аномальная-51 Нанадянская-310 Туксшандо-Вадинская-320 (3791-3894,5) со 1 3 ^ со О. щ X" -ч- 5 <=> §§ со со 3 эг и ш т К о (О « о *г 8=? § сбл Тукаландо-Вадинская-320 (4262-4264) Южно-Носковская-318 (4028-4031)
Число образцов г— см см см ч— со ст> •ч-
Число трицикланов 3-13 (6) СТ> со 5-19 (8) 8-17 (14) 14-49 (33) 35-42 (38)
Тв/Тш 9" 5 За о 0.1: 0.3 0,1-2,7 (0,9) 1,1-5,8 (2,4) 2,4-7,4 (4,7) 1,5-2,5 (2.1) 3,4; 7,8 о> СО
Я и л X Я ч а + <ч <л а 8 а са. СП. 0,41-1,48 (0,97) 1,0; 1,2 1,6-7,2 (3,6) 2,9-6,5 (4,7) 4,8-5,0 (4,9)
о. £ и гов/ (205+204) ю со 9 8 о 0.43: 0.44 0,41-0,56 (0,50)
СР1 гм СМ —, см" 2 ст>- 1.35: 1.37 1,00-1,26 (1,16) 1,09-1,19 (1,14) 1,01-1,12 (1,07) 1,07-1,11 (1,09)
§ 1« и 0 к 3 к? 429-440 (436) 435: 438 436-455 (445) 453-455 (454) 442-457 (448) 464 470 (467) 455:461 474; 480
* о > си 0,50-0,56 0,62 0,62-0,64 0,67-0,83 0,88-1,05 1,11-1,17 1,25-1,37
Стадия катагенеза 2 аГ 2 см £ 2
Стерановые гомологи С27, С28, С29 присутствуют в приблизительно равных количествах - в среднем 34, 31 и 35 % соответственно. Отношение стеранов С29/С27 равно 0,8-1,2. В образце нефти из скв. Казанцевская-5 преобладание этилхолестанов С29 выражено более явно — значение отношения С29/С27 = 1,5. О вкладе в источник казанцев-ской нефти ОВ другого генезиса свидетельствуют и повышенные концентрации трицикланов С19-С20 (1тс = 1,5), тогда как в остальных нефтях в наибольших концентрациях присутствуют УВ С2з-С2б; (ус < 1 и варьирует от 0,3 до 0,9).
Все изученные нефти характеризуются схожим распределением УВ гопанового ряда С27-Сз5, концентрации каждого гомолога изменяются в близких пределах. Аналогично изученным битумоидам в нефтях были идентифицированы необычные и редко встречающиеся УВ: диагопаны состава С29 и С30, перегруппированные гопаны состава С30 (см. рис. 6). В двух биодеградированных нефтях из скважин Восточно-Мессояхская-35 и Тагульская-7 позднемелового возраста (покурская и доган-ская свиты соответственно) выявлена серия 25-норгопанов состава С27-Сзо, среди которых в максимальных концентрациях присутствует УВ С29. Происхождение этих гопанов в нафтидах, скорее всего, связано с процессами микробиальной деградации ОВ. В этих нефтях в значительных количествах выявлены 28, 30-бисноргопаны С28, вероятно, из-за уменьшения концентраций других терпанов, удаленных из нефти при биодеградации.
Результаты анализов показали, что захоронение ОВ, генерировавшего эти нефти, происходило в аэробных условиях
(Рг/РЬ = 1,0-3,0; С35/С34 = 0,5-0,8; присутствие диаго-пана состава С30). Низкое содержание серы (< 0,25 % на нефть) подтверждает незначительное количество сульфат-ионов в придонных водах бассейна осадкона-копления.
Значения биомаркерных параметров, использованных для оценки степени катагенеза ОВ этих нефтей, свидетельствуют, что степень его зрелости соответствует главной зоне нефтеобразования (СР1 = 1,03-1,14; /С1 = 0,45-0,51; К2 = 3,2-5,0; Тэ/Тт = 1,1-4,2). Максимальные значения гопанового индекса зрелости Тэ/Тт, равные 4,2 и 3,6, характерны для проб скважин Сред-не-Яровская-2 и Туколандо-Вадинская-320. Для остальных нефтей значения этого параметра равны 1,1-2,0.
Таким образом, узкий разброс значений биомаркерных параметров указывает на то, что меловые нефти имеют единый генезис и близкую зрелость. По распределению стеранов и трицикланов их источником были липидные комплексы бактерио- и планктоногенного (т.е. аквагенного) вещества. В образце нефти из скв. Ка-занцевская-5 отмечается некоторый вклад липидов высшей наземной растительности.
Заключение
По содержанию Сорг подавляющая часть верхнеюрских пород была отнесена к потенциально нефтега-зопроизводящим.
Основываясь на комплексе данных (распределение УВ-биомаркеров в насыщенной фракции битумоидов, значения пиролитического параметра Н1, изотопный состав углерода нерастворимого ОВ), сделаны выводы о типе исходного ОВ пород. Положение Енисей-Хатанг-ского регионального прогиба и нестабильность источника ОВ привели к неоднородности ОВ как по разрезу, так и площади распространения верхнеюрских отложений. Органическое вещество большей части изученных образцов определено как террагенное, образовавшееся при поступлении в осадок липидов высшей наземной растительности. Впервые на большом фактическом материале показана приуроченность в разрезе гольчихин-ской свиты толщ с ОВ аквагенного генезиса к ее верхней части (скважины Дерябинская-5, Пайяхская-4, Пе-ляткинская-15, Ушаковская-1 и Яровская-2). Примечательно, что мощность обогащенных аквагенным ОВ пачек в верхней части гольчихинской свиты, как и ранее выделенных в яновстанской свите [6], составляет 50-60 м. Для яновстанской свиты ОВ планктонно- и бак-териогенного типов выделено в средней части скважин Медвежья-316, Озерная-Ю, Сузунская-4 и Туколандо-Вадинская-320. Отложения этих частей свит, вероятно, формировались в относительно более глубоководных обстановках осадконакопления, связанных с мак-
симумом позднеюрско-раннемеловой трансгрессии, когда условия для сохранения ОВ были наиболее благоприятными. Аквагенное ОВ в нижней части гольчихинской свиты образовывалось в наиболее погруженной центральной зоне Енисей-Хатангского регионального прогиба (скважины Южно-Носковская-318, Пайях-ская-1) в период обширной келловейской трансгрессии. Накопление ОВ как аквагенного, так и террагенно-го генезиса происходило в аэробных условиях, при которых оно подвергалось достаточно интенсивным окислительным преобразованиям. Сделанные выводы согласуются с палеогеографическими реконструкциями, в которых келловей-верхнеюрские отложения формировались в эпиконтинентальном мелководно-морском бассейне [1].
По степени зрелости аквагенное ОВ верхней части гольчихинской и яновстанской свит находится в главной зоне нефтеобразования и могло генерировать жидкие УВ. Аквагенное ОВ нижней части гольчихинской свиты находится в главной зоне газообразования, почти полностью исчерпало свой генерационный потенциал и, вероятно, генерировало нефтяные УВ. О процессах генерации и эмиграции УВ, происходивших в верхнеюрских отложениях, свидетельствует увеличение, а затем уменьшение с глубиной битумоидного коэффициента и изменения в групповом составе битумоидов. Принимая во внимание, что генерация газообразных УВ из ОВ, связанного с высшей наземной растительностью, происходит по всей шкале катагенеза, то изученные отложения являются потенциально газопроизводящими и могли генерировать газообразные УВ.
Все исследованные нефти из отложений мела по распределению биомаркерных параметров, свидетельствующих об исходном типе ОВ и его катагенезе, принадлежат к одной группе и имеют единый источник. Наиболее родственным для них является ОВ аквагенного и смешанного типов верхней части гольчихинской и яновстанской свит. Особенностью изученных битумоидов и нефтей является присутствие на массс-хроматограм-мах терпановых УВ необычных и редко встречающихся соединений гопанового ряда, что подтверждает единство их генезиса. Таким образом, в настоящем исследовании на детальном биомаркерном уровне подтвердились ранее сделанные выводы о том, что гольчихинская и яновстанская свиты являются основным источником жидких УВ в западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба и прилегающих территорий.
Литература
1. Конторович А.Э. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в юрском периоде / А.Э.Конто-рович, В.А.Конторович, С.В.Рыжкова и др. // Геология и геофизика. - 2013. - Т. 54. - № 8.
2. Фомин М.А. Тектонические предпосылки нефтегазо-носности юрско-меловых отложений Енисей-Хатангского регионального прогиба / М.А.Фомин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2014. — № 11.
3. Конторович А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э.Конторович, И.И.Нестеров, Ф.К.Салманов, В.С.Сурков и др. — М.: Недра, 1975.
4. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири (Новосибирск, 2003 г.). - Новосибирск: Изд-во СНИИГ-ГиМСа, 2004.
5. Афанасенков А.П. О возможно пропущенных нефтя ных оторочках в Гыдано-Хатангской нефтегазоперспективной зоне на примере Дерябинского месторождения / А.П.Афана сенков, В.И.Пороскун, В.В.Царев и др. // Геология нефти и газа. - 2015. - № 2.
6. Гончаров И.В. Природа нефтей района Ванкорского месторождения / И.В.Гончаров, В.В.Самойленко, Н.В.Обла-сов и др. // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 3.
7. Дахнова М.В. Геохимия и генезис Ванкорского месторождения / М.В.Дахнова, Т.П.Жеглова, Г.С.Нечитайло и др. // Геология нефти и газа. - 2009. - № 5.
8. Ким Н.С. Органическая геохимия и нефтегазогенера-ционный потенциал юрских и меловых отложений Енисей-Хатангского регионального прогиба / Н.С.Ким, А.П.Родченко // Геология и геофизика. — 2013. - Т. 54. - № 8.
9. Ларичев А.И. Органическая геохимия среднеюр ско-нижнемелового разреза восточного борта Большехет-ской впадины / А.И.Ларичев, Т.А.Рязанова, В.Н.Меленевский и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2003. - № 11.
10. Стасова О. Типы нефтей нижнемеловых и верхнеюрских отложений восточной части большехетской впадины и Мангазейской зоны поднятий / О.Стасова, А.Фомичев, Н.Ла-ричкина, В.Чеканова // Технологии ТЭК. — 2005. — № 3.
11. Филипцов Ю.А. Взаимосвязь материнских пород и нефтей в мезозойских отложениях северо-востока Западно-Сибирской плиты на основе изучения углеводородов-биомаркеров и катагенеза органического вещества / Ю.А.Филипцов, И.В.Давыдова, Л.Н.Болдушевская и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2006. - № 5-6.
12. Фурсенко Е.А. Геохимия нефтей Северо-Востока Западной Сибири / Е.А.Фурсенко // Интерэкспо Гео-Си-бирь. - 2016. - Т. 2. - № 1.
13. Родченко А.П. Геохимия органического вещества верхнеюрских пород Пайяхской и Озерной площадей (Енисей Хатангский региональный прогиб) [Электронный ресурс] / А.П.Родченко // Химия нефти и газа: материалы IX Международной конференции. — Томск: Изд во ИОА СО РАН, 2015.
14. Вассоевич Н.В. Основные закономерности, характеризующие органическое вещество современных и ископаемых осадков / Н.В.Вассоевич // Природа органического вещества современных и ископаемых осадков. — М.: Наука, 1973.
15. Конторович А.Э. Разновозрастные очаги нафтидо-образования и нафтидонакопления на Северо-Азиатском кра-тоне / А.Э.Конторович, С.Ф.Бахтуров, А.К.Башарин и др. // Геология и геофизика. — 1999. — Т. 40. — № 11.
16. Ким Н.С. Гопановые углеводороды в битумоидах мезозойских отложений западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба / Н.С.Ким, А.П.Родченко // Геология и геофизика. - 2016. — Т. 57. — N° 4.
17. Peters К.Е. The biomarker guide: 2nd ed. V. 2 / K.E.Peters, C.C.Walters, J.M.Moldowan. - New York: Cambridge University Press, 2005.
18. Конторович А.Э. Закономерности фракционирования изотопов углерода в седикахитах / А.Э.Конторович, Л.И.Богородская, С.И.Голышев // Геология и геофизика. -1985. - № 9.
19. Фомин А.Н. Катагенез РОВ мезозойских отложений западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба по биомаркерным, пиролитическим и углепетрографическим данным / А.Н.Фомин, Н.С.Ким, В.А.Каширцев, В.Н.Меленевский // Успехи органической геохимии: материалы Всерос сийской научной конференции (11-15 октября 2010 г.). — Новосибирск: Изд-во ИНГГ СО РАН, 2010.
20. Гончаров И.В. Нефти нижнехетской свиты Ванкорского месторождения и источник их генерации / И.В.Гончаров, В.А.Кринин, В.В.Самойленко и др. // Успехи органической геохимии: материалы Всероссийской научной конференции (11-15 октября 2010 г.). - Новосибирск: Изд-во ИНГГ СО РАН, 2010.
О А.П.Родченко, 2016
Александра Петровна Родченко, младший научный сотрудник, RodchenkoAP@ipgg.sbras.ru.
ORGANIC MATTER GEOCHEMISTRY OF THE UPPER JURASSIC DEPOSITS IN THE NORTH-EAST OF WESTERN SIBERIA AND CRETACEOUS OIL GENESIS IN THE REGION
Rodchenko AP. (FSB1 -Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of the Siberian Brunch of RAS-)
Based on the analysis of rocks organic matter content, pyroli-tic parameters, hydrocarbon biomarkers distribution, isotope carbon content of insoluble organic matter of the Upper-Jurassic deposits in the north-eastern part of Western Siberia and the adjacent western part of the Yenisei-Khatanga regional trough, source rocks were allocated. Oil content for overlaying Cretaceous deposits was studied and genetic correlation between oils and rocks organic matter was conducted.
Key words: Yenisei-Khatanga regional trough; organic matter; Upper Jurassic deposits; hydrocarbon accumulations; hydrocarbon biomarkers; Golchikha Formation; Yanovstan Formation.
