CC BY
3УДК 559.4:552.578.2(571.56) DOI 10.24412/cl-37255-2024-1-60-64
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ СЕВЕРА СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ
Каширцев В.А.1,2, Зуева И.Н2, Чалая О.Н.2 1 Институт нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН им. А.А. Трофимука, г. Новосибирск 2 Федеральный исследовательский центр «Якутский научный центр Сибирского отделения Российской академии наук», обособленное подразделение Институт проблем нефти и газа СО РАН, г. Якутск E-mail: KashircevVA@ipgg .sbras.ru
Аннотация. Рассмотрены основные закономерности формирования и размещения месторождений и проявлений высоковязких нефтей и природных битумов на севере Сибирской платформы. Основная роль отводится биохимическому окислению (биодеградации), влияющей как на индивидуальный углеводородный состав нафтидов, так и на распределение молекул-биомаркеров. Показаны генетические связи месторождений природных битумов с рядом высокоуглеродистых материнских отложений. Ключевые слова: Сибирская платформа, скопления высоковязких нефтей и природных битумов.
Современный состав и свойства месторождений высоковязких нефтей и скоплений природных битумов сформировались в результате окислительных процессов различной степени интенсивности вследствие подъема нефтесодержащих горизонтов в зону гипергенеза или раскрытия залежей дизъюнктивами. Наряду с простым испарением легких фракций углеводородов (УВ) и остаточным накоплением асфальтово-смолистых компонентов, существенную роль играло неорганическое и биохимическое окисление УВ. Неорганическое окисление УВ привело, главным образом, к появлению значительного количества карбокислот, кетонов, эфиров и т. п., которые концентрировались во фракции смол. Биогенное окисление с участием микроорганизмов (биодеградация) оказывало существенное воздействие на индивидуальный состав углеводородных компонентов. Этот процесс хорошо изучен на битумных и нефтяных месторождениях Аквитании, США, Мадагаскара, Канады, Венесуэлы, Прикаспия и Сибирской платформы [1-3].
На севере Сибирской платформы известен ряд уникальных месторождений (скоплений) природных битумов, локализованных в отложениях докембрия, нижнего и верхнего палеозоя и в меньшей степени - мезозоя. Некоммерческие месторождения и проявления нефтей известны лишь на территории Анабаро-Хатангского междуречья (седловины).
Основные закономерности формирования и размещения месторождений для рассматриваемой территории определялись историко-геологическими предпосылками: возникновением очагов нефтегазообразования в сочетании с формированием крупных зон нефтегазонакопле-ния и последующего разрушения. При этом как те, так и другие, сменялись во времени и пространстве, что в конечном итоге и определило многообразие скоплений нафтидов.
Анабаро-Хатангская зона высоковязких нефтей и природных битумов на побережье моря Лаптевых приурочена к локальным структурам Тигяно-Анабарского вала (Южно-Тигян-ское месторождение и др.) и ряду соляно-купольных структур (Нордвик и др.). Нафтиды известны в девонских, пермских, триасовых и юрских отложениях [2]
Южно-тигянская и нордвикская нефти тяжелые (плотность 932 и 935 кг/м3 соответственно) с высоким содержанием серы 3,20 и 1,71 %. Содержание фракций, выкипающих до 200°С, невелико: 17,53 и 7,04 % на нефть. Хромато-масс-спектрометрические исследования насыщенных УВ по общему ионному току (TIC) показали, что распределение н-алканов и изо-преноидов во всех исследованных нафтидах существенно различается в зависимости от глубин их залегания и отражает в целом степень химического, и, главным образом, биохимического, окисления (биодеградации). Вместе с тем, хроматограммы по фрагмгентному иону m/z 191, отражающие состав и распределение терпановых углеводородов-биометок, показывают абсолютно идентичную картину - свидетельство единого генезиса для всех разновозрастных
нафтидов. Наблюдается постоянное превышение концентраций адиантана над собственно го-паном и присутствие гаммацерана, что типично для нефтематеринского органического вещества карбонатно-эвапоритовых формаций [1-3].
Лено-Анабаро-Оленекская зона скопления природных битумов. Оленекское месторождение на северном склоне одноименного поднятия связано преимущественно с пермскими терригенными отложениями платформенного крыла Лено-Анабарского прогиба и в меньшей степени с подстилающими их верхнекембрийскими карбонатными породами [6]. В последнем случае, наряду с пропитанными битумами кавернозными доломитами верхнего кембрия (ла-парская свита), отмечаются трещинные проявления асфальтов и асфальтитов в кальцитовых жилах (рис.1). Залежи природных битумов в пермских отложениях прослежены по поверхностным обнажениям на расстояние около 120 км в бассейнах нижнего течения р. Оленек и ее притоков рек Буур, Хорбусуонка и других. По падению пород к осевой части Лено-Анабар-ского прогиба горизонты битуминозных пород протягиваются на расстояние более 50 км до скв. Р-50 глубиной 1050 м. В разрезе последней вскрыты девять горизонтов с битумами, в поднятом керне отмечались проявления жидкой нефти.
Геохимия битумов с разной степенью детальности опубликована в ряде работ [2-6]. Здесь мы остановимся лишь на индивидуальном составе терпановых биометок и на изотопном составе углерода битумов, результаты исследования которых позволили коррелировать их с геохимическими показателями пермских и кембрийских нафтидов Верхоянского (Хараулах-ского) форланда (рис. 1) при реконструкции основных этапов миграции углеводородных флюидов из Палеоверхоянского бассейна. На масс-хроматограммах по общему ионному току (TIC) концентрации терпановых УВ значительно превышает содержания ациклических УВ. Сами терпаны, судя по ионам m/z 123,177,191, также подверглись бактериальной атаке, демонстрируя различную степень устойчивости отдельных УВ и целых гомологических рядов. В частности, регулярные гопановые УВ практически нацело трансформированы в гомологический ряд деметилированных 25-норгопанов с существенным преобладанием 25-норадиантана С28 над другими гомологами, что является признаком наиболее интенсивной биодеградации [2, 3]. Изотопный состав углерода для большинства проб битумов из песчаников лежит в пределах о--(. ог -^.s л::: - К ;;. Для пермских отложений форланда северного Верхоянья изотопный состав углерода близок таковому Оленекских битумов, что позволяет рассматривать первые в качестве следов миграции из материнских пород (карбон-пермь) области пассивной континентальной окраины в доколлизионный этап развития региона [2].
Оленекское поднятие
Рисунок 1 - Схематический профиль через Оленекское поднятие и Верхоянский форланд
Сухано-Оленекские зоны битумонакопления. Зоны расположены на крыльях обширной прогнутой структуры (синеклизы), выполненной рифей-кембрийскими отложениями (рис.2). С запада синеклиза ограничена Анабарским щитом, на востоке - краевыми поднятиями Сибирской платформы (Оленекским, Куойско-Далдынским, Мунским), на севере Уджин-ским поднятием. Максимальная глубина погружения кристаллического фундамента приходится на центральную часть Суханской впадины и достигает 6 км. Месторождения (скопления) битумов расположены на юго-западном склоне Оленекского поднятия и восточном
склоне Анабарского щита. Судя по геологической ситуации и геохимическим признакам, основной очаг генерации находился в центральной части синеклизы и был связан главным образом с глинисто-карбонатной толщей хатыспытской свиты венда. По набору молекул-биомаркеров все крупнейшие скопления на границе венд-кембрийских коллекторов обязаны своим происхождением этой материнской толще. Вышележащая глинисто-кремнисто-карбонатная высокоуглеродистая куонамская свита нижне-среднекембрийского возраста также находилась в главной зоне «нефтяного окна», однако генерированные флюиды большей частью не выходили за пределы собственно материнских отложений и могут вполне являться перспективным объектом для поисков «сланцевой нефти» [4].
Центрально-Оленекское месторождение битумов расположено на юго-западном склоне одноименного поднятия. Здесь кембрийская кесюсинская свита со стратиграфическим несогласием перекрывает кавернозные доломиты туркутской свиты венда, в основании имеет базальную пачку гравелитов. Базальный горизонт избирательно пропитан битумом, который также играет роль цемента. В этом случае породы приобретают темно-серую и темно-коричневую окраску и имеют характерный асфальтовый запах. Текстуры битумонасыщения массивные и полосчатые, реже пятнистые. Концентрация битума в зависимости от степени насыщения колеблется в значительных пределах. Максимальные значения достигают 2% от веса породы. Мощность зон сплошного битумонасыщения колеблется от 0,3 до 4 м. Подстилающие доломиты также насыщены битумом, заполняющим каверновые полости. Ресурсы битумов оцениваются ориентировочно в 200 млн т [2].
Рисунок 2 - Сухано-Оленекская синеклиза ОП - Оленекское поднятие, КТГ - Кютюнгдинский грабен, КДП - Куойско-Далдынское поднятие, МНП - Мунское поднятие, УДП - Уджинское поднятие.
Месторождения (скопления) природных битумов: 1 - Оленекское, 2 - Центрально-Оленекское, 3 - Восточно-Анабарское, 4 - Силигир-Мархинское, 5 - трубка Удачная, 6 - Верхне-Мунское. 1 - скопления природных битумов на поверхности, 2 - нефтепроявления в кимберлитовых трубках, 3 - разрезы хатыспытской свиты венда, 4 - границы распространения хатыспытской свиты, 5 - разрезы куонамской свиты кембрия, 6 - границы куонамской свиты, 7 - границы Суханского бассейна
Восточно-Анабарское скопление расположено на крыле Анабарского щита и прослежено на расстоянии более 200 км по поверхностным выходам насыщенных битумом горизонтов венда и нижнего кембрия в бассейнах рек Малая и Большая Куонамка. Вендский битумо-носный горизонт, приуроченный к эрозионной зоне предкембрийского выветривания, имеет
мощность от 2 до 17 м. Средняя пористость карбонатов 9-13 %, проницаемость (6-30) • 10-3 мкм2. В разрезе нижнего кембрия (чабурский горизонт) выделено несколько битумонос-ных горизонтов: базальные песчаники мощностью 5 м; с содержанием битумов 2-2.2 мас.%., известняки и доломиты нижней и верхней пачек мощностью до 40 м с трещинно-порово-ка-вернозным типом коллектора. По составу битумы Восточно-Анабарского скопления относятся к асфальтитам (преимущественно в песчаниках), асфальтам (в карбонатах). Экспертно предполагаемая площадь распространения битумсодержащих пород оценивается в 6000 км2, ресурсы в 2-2.3 млрд т битума [2, 5].
Геохимические параметры битумов Центрально-Оленекского и Восточно-Анабарского скоплений природных битумов (гаммацеран, стераны, бензтиофены, изотопный состав углерода) прекрасно коррелируются с аналогичными УВ - биомаркерами хатыспытской свиты. Интенсивная генерация углеводородных флюидов в центральной части синеклизы, давшая уникальные скопления на ее бортах, позволяет с большим оптимизмом рассматривать перспективы нефтеносности Суханской впадины и ее локальных структур.
Силигир-мархинское скопление - крупное поле природных битумов в отложениях си-лигирской свиты среднего кембрия и в верхнем кембрии. Проявления битумов расположены к юго-востоку от Анабарского щита и группируются в полосу шириной 40-50 км и протяженностью 210 км. Помимо поверхностных скоплений битумо- и нефтепроявления зафиксированы в скважинах, пробуренных в районе кимберлитовых трубок. Наиболее интенсивные нефтепроявления отмечены в керне рудного тела и во вмещающих карбонатах трубки Удачная [4].
Рисунок 3 - Масс-хроматограммы насыщенных УВ основных типов нафтидов района тр. Удачная.
а - «ботуобинский» постэксплозивный тип; б - доэксплозивный (парафиновый) тип, *- 12 и 13 - монометилалканы - биометки, типичные для «древних» нефтей Сибирской платформы
На масс-хроматограммах фракции, насыщенные УВ трубки Удачная выделяются, по крайней мере, два индивидуальных типа нефтей и мальт. Самым распространенным является первый «постэксплозивный» тип нафтидов (рис. 3 а), близкий по всем геохимическим параметрам к нефтям Непско-Ботуобинской антеклизы и, в частности, нефтям Мирнинского свода. Нефти второго (доэксплозивного) типа (рис. 3б) встречены лишь в удачнинской свите в интервале глубин 1130-1430 м.
Резюмируя все вышеизложенное, авторы обращают внимание нефтяных геологов и геофизиков на центральные районы практически неизученной Сухано-Оленекской синеклизы. Уникальные скопления природных битумов на ее склонах свидетельствуют о масштабных процессах генерации нефтяных УВ и несомненно высоких перспективах наиболее погруженной ее части.
Список литературы
1. Петров А.А. Углеводороды нефти. М., Наука. 1984. 264 с.
2. Каширцев В.А. Органическая геохимия нафтидов Сибирской платформы. Якутск: Изд-во ЯФ СО РАН, 2003. 160 с.
3. Peters K.E., Moldowan J.M. The biomarker guide. Prentice Hall, Englewood Cliffs, New Jersey, 1993.363 p.
4. Каширцев В.А., Парфенова Т.М., Моисеев С.А., Черных А.В., Новиков Д.А., Бурштейн Л.М., Долженко К.В., Мельник Д., Зуева И.Н., Чалая О.Н. Прямые признаки нефтегазо-носности и нефтематеринские отложения Суханского осадочного бассейна Сибирской платформы // Геология и геофизика. 2019. Т. 60. С. 1472-1487.
5. Баженова Т.К., Кушмар И.А. Основные черты геологии и геохимии природных битумов домезозойского мегабассейна Сибирской платформы // Сборник материалов Международной научно-практической конференции «Природные битумы и тяжелые нефти». СПб.: Недра, 2006. С. 132-145.
6. Иванов В.Л. Оленекское месторождение битумов. Л.: Недра, 1979. 104 с.
УДК 550.34.06.013.3
DOI 10.24412/cl-37255-2024-1-64-67
СЕЙСМОФАЦИИ ВУЛКАНИТОВ В ОСАДОЧНОМ ЧЕХЛЕ СЕВЕРО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ЧУКОТСКОГО МОРЯ
Оболкин А.П. 1, Оболкин А.А. 2 1 Федеральный исследовательский центр «Якутский научный центр Сибирского отделения Российской академии наук», обособленное подразделение Институт проблем нефти и газа СО РАН, г. Якутск 2 ПАО «Сургутнефтегаз», г. Якутск E-mail: a-obolkin@list.ru
Аннотация. Одними из актуальных тем геологии шельфов морей восточной Арктики являются изучение проявлений магматитов в сейсмическом волновом поле и оценка возраста осадочного чехла. Маг-матиты идентифицируются методами сейсмостратиграфического анализа по ряду характерных признаков. В северо-западной части Чукотского моря выявлены аномалии магматитов связываемые с присутствием в осадочном чехле вулканитов и пластовых тел в виде трапповых силлов. В плане, выявленные магматиты находится на окраине положительной магнитной аномалии, в южной оконечности Менделеевского поднятия. В нижней части разреза, магматиты характеризуют склон вулканической погребенной постройки, находящейся севернее профиля. Выше по разрезу методами структурно-тектонического анализа выявлены две границы несогласий мезозойского и кайнозойского возраста. Ключевые слова: Чукотское море, сейсмостратиграфия, вулканиты, угловые несогласия.
Одними из актуальных тем геологии шельфов морей восточной Арктики являются изучение проявлений магматитов в сейсмическом волновом поле и оценка возраста осадочного чехла [1, 2]. В рамках тематических исследований проведен анализ сейсмических материалов северо-западной части Чукотского моря по материалам отчета СВКНИИ ДВО РАН, приобретенных ИПНГ в 2019г [3] (Рисунок 1).
