CC BY
0
УДК 550.47:550.72:553.982.2
doi: 10.55959/MSU0579-9406-4-2024-63-2-75-84
ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ИСТОРИЯ ФОРМИРОВАНИЯ СОСТАВА НЕФТИ ЗАЛЕЖИ ПОКУРСКОЙ СВИТЫ РУССКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА
Полина Николаевна Шишина1Н, Мария Александровна Большакова2, Елена Всеволодовна Соболева3
1 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, Москва, Россия; shishina_p@mail.ruH
2 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, Москва, Россия; m.bolshakova@oilmsu.ru
3 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, Москва, Россия; phitan@yandex.ru
Аннотация. Исследованы состав и свойства нефти апт-сеноманской залежи Русского газонефтяного месторождения Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Дана интерпретация геологической истории формирования залежей нефти Русского месторождения. Состав и свойства нефти свидетельствуют об ее смешанном генезисе. Данные указывают на то, что нефть подверглась воздействию вторичных процессов биодеградации, что хорошо согласуется с историей геологического развития северо-восточной части бассейна.
Ключевые слова: Русское месторождение, состав нефти, биомаркеры, биодеградация
Для цитирования: Шишина П.Н., Большакова М.А., Соболева Е.В. Геолого-геохимическая история формирования состава нефти залежи покурской свиты Русского месторождения Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна // Вестн. Моск. ун-та. Сер. 4. Геология. 2024. № 2. С. 75-84.
GEOLOGICAL AND GEOCHEMICAL HISTORY OF THE FORMATION OF THE OIL COMPOSITION OF THE POKURSKAYA FORMATION OF THE RUSSIAN DEPOSIT OF THE WEST SIBERIAN OIL AND GAS BASIN
Polina N. Shishina^, Mariya A. Bolshakova, Elena V. Soboleva
1 Lomonosov Moscow State University, Moscow, Russia; shishina_p@mail.ruH
2 Lomonosov Moscow State University, Moscow, Russia; m.bolshakova@oilmsu.ru
3 Lomonosov Moscow State University, Moscow, Russia; phitan@yandex.ru
Abstract. The composition and properties of oil from the Apt-Cenomanian deposit of the Russian gas and oil field of the West Siberian basin have been studied. It is shown that the composition and properties of oil may indicate their mixed genesis. The molecular composition of the oil suggests that the oil has undergone secondary biodegradation processes, which is in good agreement with the geological history of this part of the basin. A scenario for the formation of the Apt-Cenomanian oil deposit of the Russkoye field is proposed.
Keywords: Russkoye oilfield, oil composition, biomarkers, biodegradation
For citation: Shishina P.N., Bolshakova M.A., Soboleva E.V. Geological and geochemical history of the formation of the oil composition of the Pokurskaya formation of the Russian deposit of the West Siberian oil and gas basin. Moscow University Geol. Bull. 2024; 2: 75-84. (In Russ.).
Введение. Русское газонефтяное месторождение находится в Пур-Тазовской нефтегазоносной области (НГО) Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ) (рис. 1). Газонефтяная залежь приурочена к крупной антиклинальной складке в северной части Русского вала Часельского мега-вала, оконтуренной по кровле сеноманского яруса изогипсой 900 м. Углы падения крыльев складки от 2,5 до 3,3°. Структура осложнена системой разломов, основной из них проходит через свод и делит складку на 2 блока. Его заложение начиналось в сантонский век, к моменту накопления глинистой пачки кампанского яруса амплитуда разлома составляла 75 м (рис. 2). До сеноманского века на этой территории происходили движения переменного знака, которые не привели к формированию по-
ложительной структуры. Наибольший рост (35% прироста) локального поднятия (ЛП) происходил в турон-кампанское время, в маастрихт-датские века происходило замедление восходящих движений (10% прироста) [Кулахметов, 1975]. Новейшие неоген-четвертичные подвижки фундамента Западно-Сибирской плиты в пределах Часельского мегавала привели к резкому блоковому поднятию, амплитуда разлома на Русском ЛП все время возрастала и увеличилась до 250 м, сформировались оперяющие разломы с амплитудой 20-50 м. Западный блок структуры был расколот разломом с амплитудой 164 м (рис. 3). В неогеновый период в сводовой части антиклинальной структуры были эродированы палеоген-неогеновые и частично верхнемеловые отложения мощностью до 400 м.
Рис. 1. Фрагмент карты России с местоположением Русского месторождения. Звезда — Русское газонефтяное месторождение
В результате общего поднятия на северо-востоке Западно-Сибирской плиты антиклинальные ловушки увеличили амплитуды. Часть ранее накопившихся осадков размывалась и сносилась в область новейших опусканий. Из-за этого в зоне активных воздыманий фундамента в продуктивных горизонтах происходило снижение гидростатического давления, что приводило к выделению растворенного в пластовых водах газа в свободную фазу, а также способствовало образованию зон повышенной трещиноватости пород, и, по всей вероятности, попаданию поверхностных вод с аэробными и анаэробными бактериями. Изменение пластового давления привело к активизации движения пластовых вод, вероятно, эти воды могли приносить новые порции газа из более глубоких горизонтов [Рудкевич, 1972; Кузин, 1973].
Нефтегазоносность Русского месторождения связана с покурской свитой апт-сеноманского нефтегазоносного комплекса. Продуктивные отложения (пласты ПК1-7) представлены чередованием песчано-алевритовых и глинистых пластов общей мощности около 200 м. В разрезе насчитывается до 35 пластов и прослоев: песчаников, рыхлых песков и алевролитов, разделенных глинами. Нефтегазонос-ность среднеюрского и неокомского комплексов, которые являются продуктивными в Пур-Тазовской НГО, не доказана.
Породы-коллекторы составляют около 30% продуктивного разреза. Коллекторы порового типа представлены песчаниками с открытой пористостью,
2
Рис. 2. Структурная карта по кровле покурской свиты Русского локального поднятия: 1 — изогипсы, м, 2 — тектонические нарушения, 3 — скважины; I-I — линия разреза [Иванова, 1989]
которая в слабо сцементированных коллекторах изменяется в пределах 26-35%. Проницаемость колеблется от 1 до 1650-1790 мД, среднее значение 136 мД. Эффективная мощность газоносных пластов 18-22 м, нефтенасыщенных (нефтяные оторочки) — до 12 м.
Выявлено 8 залежей, в том числе 5 газонефтяных, 2 газовые и 1 нефтяная (7 — в сеноманском ярусе, 1 — в туронском). Залежи экранируются региональным глинистым туронским флюидоупором.
Месторождение характеризуется сложными условиями залегания нефти. Интерпретация данных ГИС и опробования скважин на базе выполненной детальной корреляции пластов позволила установить положение водонефтяного контакта (ВНК) и газонефтяного (ГНК) в разных пачках и в пределах различных блоков. Обращает на себя внимание явно выраженное изменение ВНК с юга на север и различное его положение в основных блоках (Г-ГУ): интервалы 826-858 (Г), 845-873 (II), 854-871 (ГГГ), 858-870 (IV) м, а также залежах разных пластов покурской свиты: пласт ПК1-2 (восточный блок) — ВНК 912 м, ПК5 (восточный) — 885-860 м, ПК1-4 (восточный) — 810-860 м, ПК3 (западный блок) — 920 м, ПК2 (западный 905 м), ПК1 (западный 890 м) [Иванова, 1989].
Формирование залежей в покурской свите происходило в два этапа: сначала нефть заполнила ловушки, потом сухой метановый газ оттеснил нефть
15 24 22 3
л л л л
-500
-1000 м
Рис. 3. Разрез по линии I-I (рис. 2) на Русском месторождении [Слепцов, 1972]: 1 — глины, 2 — алевролиты, 3 — опоки, 4 — песчаники, 5 — газ, 6 — нефть, 7 — линия сброса
и занял верхнюю часть структуры. О чем свидетельствует наличие остаточной нефтенасыщенности в пластах ниже ВНК и в газовых шапках [Дядюк и др., 1976]. Также отмечается, что в период образования трещин и формирования газовых шапок происходили процессы проникновения в залежь поверхностных вод, содержащих аэробные и анаэробные бактерии. Поэтому существует мнение, что первичная нефть Русского месторождения биоде-градирована при участии бактерий, привнесенных в залежь с поверхностными водами [Соболева, 1979]. Условия для биодеградации в залежи были благоприятные — активная гидродинамика, невысокая пластовая температура, низкая минерализация законтурных вод, отсутствие сероводорода.
Нефти апт-сеноманского нефтегазоносного комплекса (НГК) по химическому составу и свойствам отличаются от нефтей залежей неокомского и юрского НГК. По физико-химическим параметрам нефти апт-сеноманского НГК характеризуются высокой плотностью, низкой температурой застывания, отсутствием легких фракций, кипящих до 220-250 °С, относительно небольшим содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов (асфальтены 2,5-2,26, смолы 8,36-15,48%), нефть малосернистая, серы 0,20-0,37%, с незначительным содержанием твердых парафинов (С16+) 0,54-2,51%. Плотность нефтей изменяется от 0,940 до 0,950 г/см3, молекулярная масса от 310 до 400, кинематическая вязкость при 50 °С от 46,6 до 122,4 сст. Физико-химические параметры проб нефти, отобранные в разных интервалах даже одной скважины (скв. 33, 892-787 м) нефтяной оторочки, незначительно отличаются и не зависят от расстояния от ВНК. В интервале 787-798 м плотность нефти 0,944 г/см3, а в интервале 883-892 м ниже 0,939 г/см3, что зависит от фракционного состава — содержания относительно легких фракций — начала кипения (НК) нефти: в первой пробе НК = 248 °С, во втором НК = 223 °С,
а также количество асфальтенов. Такое распределения свойств по разрезу может указывать на относительно молодое формирование залежи, когда еще не произошло гравитационного распределения компонентов нефти.
Результаты предыдущих исследований [Соболева, 1979] свидетельствуют о том, что типичного для нефтей неокомского и юрского НГК преобладания пиков н-алканов и изопреноидов С12-С32, в нефти покурской залежи Русского месторождения не отмечается. По данным масс-спектрометрии, осуществленной в 1980-е годы, среди высокомолекулярных алканов отмечается низкая концентрация н-алканов и относительно высокая разветвленных изоалканов, в их числе имеющих геминальные радикалы, а также низкое содержание моноциклических нафтенов. Нефть состоит из циклоалкановых УВ разной цикличности с преобладанием полициклических структур, обнаружены циклоалканы с длинными алифатическими радикалами. Концентрации бици-клических и трициклических нафтенов почти одинаковые, они преобладают над моноциклическими. Преобладание би- и трициклических нафтенов над моноциклическими можно объяснить составом исходного для нефтей ОВ и/или одинаковой ката-генетической зрелостью.
По новым данным (начало XXI века) хромато-масс-спектрометрии (ХМС) в составе нефти отмечается гомологическая серия хейлантанов (119 - 131), среди которых преобладает 131. Среди диастериомеров незначительно больше геоэпиме-ров, т.е. преобразование био- в геоэпимеры еще не закончилось. Среди гомологов хейлантанов 119-123 преобладает 123, поэтому можно предположить, что нефтегазоматеринские породы (НГМП) этих нефтей накапливались в море или соленых озерах, также (119 + 120) > 121 ^ 123, что указывает на участие в генерации нефти ОВ континентального генезиса.
Стераны и гопаны были обнаружены в незначительных концентрациях, что можно объяснить составом исходного ОВ, где было мало предшественников этих УВ или они еще не образовались из-за низкой катагенетической зрелости ОВ НГМП и находятся в составе геополимеров керогена.
Из нефти Русского месторождения были выделены адамантановые УВ с метильными и этильными радикалами, их содержание на фракцию 200-250 °С достигает 4,07% (на нефть 0,041%), по их содержанию она сходна с конденсатами апт-сеноманского НГК Медвежьего месторождения — 4,95%. Адаман-таны в биоструктурах живого вещества не известны, они могут образоваться в результате мягкого термокатализа. Такая большая концентрация трицикли-ческих нафтенов с мостиковой структурой может быть объяснена относительным накоплением их в процессе биодеградации, поскольку бактерии не включают их в свой метаболизм.
Ароматические УВ представлены в основном структурами, в которых к ароматическим циклам
ООО с
о о 5
присоединены алкильные цепи, а также «гибридные» УВ, содержащие ароматические кольца, конденсированные с циклоалкановыми. Среди аренов отмечается преобладание моноароматических УВ с длинными алифатическими радикалами, и плавное снижение концентраций бициклических УВ гомологического ряда нафталина. В более высококипящих фракциях ароматические УВ представлены в основном гибридными алкилциклановыми структурами с одним бензольным кольцом. С повышением температуры кипения фракций концентрация нафталиновых УВ, а также ароматических УВ, конденсированных с нафтеновыми кольцами (гибридных), возрастает от 2,7% (фракция 200-250 °С) до 46,1% (400-450 °С). По-видимому, нафталиновый фрагмент является частью полиароматических нафтеново-ароматиче-ских структур. Особенности распределения этих ароматических УВ подчеркивают относительно низкую степень катагенетического преобразования биоструктур — ароматизация затронула только одно или два кольца полициклических нафтеновых УВ, сохранены алкильные радикалы.
Асфальтены характеризуются (по данным ЯМР) относительно невысокой степенью ароматичности (до 50%), в нефтях неокомских и юрских залежей она достигает 66%, что может быть связано с более низкой степенью катагенетического преобразования нефтей апт-сеноманского НГК (термический процесс перераспределения водорода еще слабо преобразовал эти структуры).
Главные отличительные особенности молекулярного состава нефти Русского месторождения — полное отсутствие низкомолекулярных УВ бензиновых фракций, а также нормальных и изопреноидных алканов в средних фракциях, преобладание полициклических нафтеновых УВ, распределение которых по цикличности также отличается от нефтей других НГК. Отсутствие пиков н-алканов и изопренанов на хроматограммах средних фракций позволили назвать их «безалкановыми». О генезисе этих нефтей имеются разные точки зрения, возможно, дополняющие друг друга — либо это молодые незрелые нефти, образовавшиеся в конце протокатагенеза до главной фазы нефтеобразования, либо биодеградированные в залежи в условиях криптогипергенеза.
Органическое вещество (ОВ) глинистых пород апт-сеноманского НГК в погруженных участках северо-восточной части НГБ участвовало в генерации УВ нефтей сеноманских залежей, что выявлено корреляционными связями в распределении циклоалкановых и ароматических УВ в нефтях и ОВ пород. Безалкановые нефти геохимически молодые, так как НГМП, генерировавшие УВ этих нефтей в геологической истории в самых глубоких участках НГБ находились в начале главной зоны нефтеобразования (ГЗН) на градациях ПК3 — МК1. Можно предположить, что эти нефти образовались на самых ранних этапах главной фазы нефтеобразования (ГФН). Вероятно, большие концентрации газа,
который выделялся из пластовых вод при снижении давления во время неотектонического воздымания, и низкая степень литификации отложений способствовали десорбции высокомолекулярных органических соединений (УВ и гетероатомных компонентов), миграции и аккумуляции их в ловушках. На геохимическую молодость этих нефтей указывают особенности их молекулярного состава: 1) отсутствие низкомолекулярных УВ бензиновых фракций, которые образуются в условиях ГФН; 2) наличие цикланов с длинными алифатическими радикалами, что указывает на слабое развитие процессов термической деструкции; 3) низкая степень ароматичности высококипящих фракций и асфальтенов, которая должна увеличиваться в процессе термокаталитических реакций диспропорционирования водорода; 4) среди полиароматических УВ преобладают гибридные с одним бензольным кольцом и двумя или тремя циклогексановыми, что также связано с относительно низкими температурами катагенетического преобразования ОВ НГМП (реакции дегидрирования и перераспределения водорода) в осадочном разрезе на данной территории.
Нефти являются частично биодеградированными, что выразилось в отсутствии н-алканов и изо-преноидов в средних фракциях. Предположение о первично генерируемых нефтях, лишенных этих УВ, опровергается данными о составе битумоидов пород апт-сеноманского комплекса, эти УВ содержатся в них в значительных количествах [Соболева, 1979]. Внедрение инфильтрационных вод и вместе с ними бактерий в пластовые воды газонефтяных залежей могло произойти в начале неогенового периода, поскольку этот район приурочен к зонам наибольшего неотектонического воздымания фундамента с амплитудой деформаций 150-250 м и эрозией до 400 м неогеновых, палеогеновых и даже частично верхнемеловых пород. Путями проникновения метеорных вод могли быть зоны разломов, формированию путей миграции поверхностных вод способствовала также эрозия, о которой упоминалось ранее. В залежах покурской свиты минерализация (в среднем 9-10 г/л), гидрохимическая характеристика (воды хлор-кальциевые, отсутствие или незначительная концентрация сульфатов) законтурных вод, состав водорастворенных газов — метановый, рН среды и пластовые температуры (около 20 °С) были благоприятны для метаболизма аэробных и анаэробных бактерий.
Исследованные биодеградированные нефти многих НГБ находятся на разных стадиях деградации. Исследователями были разработаны критерии и шкалы, основанные на изменении молекулярного состава УВ разных классов, для определения стадии биодеградации от низкой до самой высокой [Bailey, 1973; Chosson et al., 1992]
Как уже отмечалось, по составу биомаркеров (отсутствие или присутствие определенных УВ) можно определить степень процесса биодеградации нефти
в залежи: содержание н-алканов С5-С15 снижено (незначительная степень); 90% С5-С35 н-алканов удалено (слабая); алкилциклогексаны и гибридные алкилциклогексанбензолы удалены, содержание изоалканов снижено (умеренная); изопреноиды (пристан, фитан и г-С11-С18) и метилнафталины удалены, арены уменьшаются в порядке увеличения молекулярной массы (умеренная); бициклические нафтены С14-С16 удалены (интенсивная); биосте-раны (ааа) уничтожаются раньше геостеранов (а^Р) и диастеранов (ара), прегнаны (С21-С22) удалены, стераны С27-С29 изменены, 25-норгопаны — сформированы (сильная); биодеградация 17а(Н)-гопанов происходит по схеме от С27 до С35, биогопаны фр) также уничтожаются раньше нефтяных (ар и (За) го-панов (очень сильная); гопаны удалены, диастераны изменены, биодеградация идет по схеме от С27, С28, С29 (жесткая); диастераны и трициклические тер-паны (хейлантаны С19-С40) удалены, ароматические стероиды изменены (крайняя степень). Следует отметить, что 18а(Н)-олеанан устойчивее к биодеградации, чем гопаны, гаммацеран — один из самых стойких к биодеградации, порфирины являются высоко стойкими к биодеградации.
Таким образом, общая последовательность увеличения стойкости к биодеградации у биомаркеров следующая: нормальные алканы (наиболее восприимчивы) (1) > нециклические изопреноиды (2) > гопаны (25-норгопаны — 10-метилноргопаны присутствуют) (3) > стераны (4) > гопаны (отсутствуют 25-норгопаны) (5) > диастераны (6) > ароматические стероиды (7) > трициклические терпаны (8) > 18а(Н)-олеанан (9) > гаммацеран (10) > порфирины (наименее восприимчивы) (11).
Исследователи процессов биодеградации пришли к выводу, что специфика и последовательность процессов, происходящих в течение биодеградации нефти в залежи, очень зависит от типов бактерий, включающих УВ в свой метаболизм.
Цель данной работы — уточнить геолого-геохимическую историю формирования состава нефти покурской газонефтяной залежи Русского месторождения, опираясь на современные данные особенностей ее молекулярного состава.
Материалы и методы исследования. Данная работа базируется на обобщении геологических материалов по строению и формированию залежи апт-сеноманского комплекса Русского месторождения Западно-Сибирского НГБ, на изучении и обобщении свойств и состава нефтей этой залежи на разных аналитических уровнях и изменении их состава во время вторичных гипергенетических процессах биодеградации в залежи.
В распоряжении авторов имелось больше информации о составе и свойствах нефтей Русского нефтегазового месторождения конца прошлого века [Соболева, 1979], а также более поздняя ХХГ века (2021-2022). Нефти исследовались на разных аналитических уровнях и разными методами. Ме-
тодом хромато-масс-спектрометрии (ХМС) был исследован молекулярный состав пробы нефти из нефтяной оторочки, поэтому дальнейшие обсуждения будут касаться как ранней, так и более поздней информации об исследованных нефтях.
Выделение насыщенных и ненасыщенных компонентов нефти проводилось с использованием жидкостно-адсорбционной хроматографии. Сорбент — аргентированный силикагель, насыщенные углеводороды десорбировались гекса-ном, ароматические — толуолом. Исследование молекулярного состава нефти выполнялось на хромато-масс-спектрометре GC-MS Agilent. Условия хроматографического интерфейса следующие: газ-носитель — гелий, капиллярная кварцевая колонка DB-5MS — длиной 30 м, внутренний диаметр 0,25 мм, толщина пленки 0,25 цш. Скорость программирования температуры термостата колонки 8-4-3 °С/мин, начальная температура 60 °С, конечная — 300 °С, время программирования — 63 мин, при изотермическом режиме 300 °С — 10 мин. Условия масс-спектрометрического анализа: электронная ионизация 70 еV (EI), диапазон масс 50-800 AMU, скорость сканирования — до 2000 AMU/сек, температура ионного источника 250 °С. Компьютерная обработка полученных результатов проводилась в ПО компании Agilent с записью ионов полным ионным током Т1С.
В табл. 1 представлены «осколки ионизации» (m/z), по которым интерпретировался состав УВ и гетероатомных компонентов нефти.
Таблица 1
«Осколки ионизации» (m/z), углеводороды и сернистые гетероатомные соединения в составе нефти покурской свиты Русского месторождения
Насыщенные алкановые и нафтеновые УВ по «осколкам ионизации» Ненасыщенные компоненты (ароматических УВ и сернистые соединения) по «осколкам ионизации»
m/z 85 (alkanes) m/z 142 (methyl naphthalenes)
m/z 191 (terpanes) m/z 156 (dimethyl-naphthalenes)
m/z 217 (regular-steranes) m/z 178 (phenanthrene)
m/z 218 (iso-steranes) m/z 184 (dibenzothiophene)
m/z 259 (dia-steranes) m/z 192 (methyl phenanthrenes)
m/z 198 (methyl dibenzothiophenes)
m/z 231 (tri-aromatic steroids)
Результаты и их обсуждение. Проведен хромато-масс-спектрометрический анализ (ХМС) безалкановой (рис. 4) нефти Русского месторождения, по полученным масс-фрагментограммам произведена геолого-геохимическая интерпретация: рассчитаны коэффициенты, позволяющие судить о типе органического вещества, условиях накопления и литологическом составе НГМП для исследованной нефти, а также об их зрелости.
х106 1,751,71,651,61,551,51,451,41,351,31,251,21,151,11,0510,950,90,850,80,750,70,650,60,550,50,450,40,350,30,250,20,150,10,050
6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33
Counts vs. Acquisition Time (min)
Рис. 4. Масс-фрагментограмма нефти (общий ионный ток — TIC) покурской залежи Русского месторождения
Основываясь на рассчитанных коэффициентах, можно заключить, что органическое вещество НГМП накапливалось в условиях морских лагун и/ или солоноватоводных озер в относительно восстановительных условиях, где, всего вероятнее, отлагалось гумусово-сапропелевое органическое вещество (тип II1). Поскольку в нефти присутствуют гомологическая серия трициклических нафтенов хейлантанов t19-t29 и пентациклический олеанан (С30Н52), предполагаем, что эти УВ образовались из биомолекул высшей растительности с аналогичной структурой углеродного скелета. Соленость воды водного бассейна подтверждает наличие гаммаце-рана, образующегося из спирта тетрахиманола — биомолекулы липоидов живого вещества бактерий галофилов. Как уже упоминалось ранее, смешанное гумусово-сапропелевое ОВ (тип II1) в отличие от чисто сапропелевого начинает генерировать жидкие углеводородные флюиды в условиях протокатагенеза (ПК3) до ГЗН.
В табл. 2 и 3 представлены геохимические коэффициенты, определяющие тип ОВ и условия накопления НГМП.
Основываясь на рассчитанных коэффициентах, можно заключить, что органическое вещество НГМП накапливалось в условиях морских лагун и/ или солоноватоводных озер в относительно восстановительных условиях, где, всего вероятнее, отлагалось гумусово-сапропелевое органическое вещество (тип ПД Поскольку в нефти присутствуют гомологическая серия трициклических нафтенов хейлантанов 119-129 и пентациклический олеанан (С30Н52), предполагаем, что эти УВ образовались из биомолекул высшей растительности с аналогичной структурой углеродного скелета. Соленость воды водного бассейна подтверждает наличие гаммаце-рана, образующегося из спирта тетрахиманола — биомолекулы липоидов живого вещества бактерий галофилов. Как уже упоминалось ранее, смешанное гумусово-сапропелевое ОВ (тип 111) в отличие от чисто сапропелевого начинает генерировать жидкие углеводородные флюиды в условиях протокатагенеза (ПК3) до ГЗН.
По соотношениям УВ (табл. 4) можно предположить, что в литологическом составе НГМП преобладала глинистая составляющая. В нефти
Таблица 2
Коэффициенты, определяющие условия накопления органического вещества нефтегазоматеринских пород
Коэффициент Значение Интерпретация
Соотношение изомеров ме-тилфенантрена 9MP/2MP [Peters et al., 2005] 0,982 >1 морские или лагунные (озерные) условия (соленое озеро); <1 пресноводные условия
Соотношение хейлантанов: 2Z(t19-t20) / Z(t23-t26) [Peters et al., 2005] 0,727 >1 исходное континентальное ОВ; <1 морское ОВ
Соотношение хейлантанов Z(t23-t26)/Z(t28-t31) [Peters et al. 2005] 0,435 >1 исходное морское ОВ; <1 континентальное ОВ
Соотношение хейлантанов, t26/t25 [Zumberge, 2000] 1,538 >1 исходное ОВ озерного генезиса
Низкое значение отношения гопанов Н3122Я / Н30сф [Zumberge, 2000] 0,369 Исходное ОВ озерного генезиса
Индекс нечетности гомо-гопанов: [Н31 + (6Н33) + Н35] / [(4Н32) + (4Н34)] 1,118 1,1-2,0 восстановительные условия седиментации и раннего диагенеза
также содержатся УВ гомологического ряда перегруппированных стеранов — диастераны С27-С29, которые образуются из стеролов и/или стеринов на ранних стадиях литогенеза в каталитических реакциях, где катализаторами являются глинистые алюмосиликаты.
Результаты интерпретации молекулярного состава нефти, полученные по коэффициентам (табл. 2; 3), подтверждаются по треугольным диа-
С,
С.
20
40
60
80
С
Таблица 3
Коэффициенты, определяющие литологический состав нефтегазоматеринских пород
Коэффициент Значение Интерпретация
Отношение диастеранов и регулярных стеранов: DIA/ REG = dia-C29(S+R) / reg-C29(S+R) [Воробьева, 1992; Арефьев, 1993] 0,600 0,5-0,7 глинистый состав НГМП
Преобладание гопана С30 над адиантаном С29: (Н30/Н29) [Петров, 1984; Peters et al., 2005] 2,003 >1 глинистый состав НГМП
Соотношение моноароматических стероидов: МАС29/ МА(С28+С29) [Peters et al., 2005] 0,839 > 0,5 — континентальные глинистые НГМП
Соотношение 4-метилди-бензотиофена к фенантрену: 4-MDBT / Р [Чахмахчев, 1995] 2,531 глинистый состав НГМП не более 0,38; карбонатный 4,2-8,3; кремнистый 0,3-1,8
а - Морские глины в - Неморские глины
б - Морские карбонаты г - Морские возрастом более 350 млн лет
Рис. 5. Определение типа органического вещества и литологи-ческого состава нефтегазоматеринских пород по соотношению моноароматических стероидов С27-С29 в составе нефти
граммам, построенным по составу стеранов и моноароматических стероидов. (рис. 5; 6).
По полученным данным можно судить, что накопление исходного ОВ смешанного преимущественно сапропелевого состава происходило в морских лагунах и/или слабосоленых озерах в кремнисто-глинистых илах в относительно восстановительных условиях седиментогенеза.
Можно предположить, что в формировании состава исследованной нефти принимала участие ОВ не одной НГМП — известно, что основным генератором нефти в Западной Сибири является баже-новский горизонт (Г3 волжский век), характеристики органического вещества которого в целом соответствуют составу нефти Русского месторождения. Но обращает на себя внимание наличие в составе нефти олеанана, что свидетельствует о более молодом возрасте исходного для нефти ОВ, поскольку его обнаруживают в ОВ, начиная с отложений начала мелового периода.
С
Области
осадко-
накопления:
Открытое море Щ Лагуна Эстуарий \///у\ Континент С291 » | Образец
С.
20
40
60
80
Рис. 6. Определение вида биопродуцентов органического вещества нефтегазоматеринских пород и условий его накопления по соотношению стеранов С27-С29 в составе нефти
Таблица 4
Коэффициенты, определяющие зрелость органического вещества нефтегазоматеринских пород и нефти
Коэффициент Значение Интерпретация
Соотношение моноароматических (МА) и триаро-матических (ТА) стероидов: TA28/(TA28+MA29) [Peters et al., 2005; Соболева, 2023] 0,216 По мере возрастания степени катагенеза моноароматические стероиды трансформируется в триароматические
Соотношение между изостеранами (арр) и биосте-ранами (ааа) С29Н52: арр/ааа [Петров, 1984] 1,455 В «незрелых» геохимически молодых нефтях (начало ГЗН) равно 0,6-0,7, в зрелых 3,0-5,5
Коэффициент изомеризации для стеранов состава С29Н52: арр/(ааа+арр) 0,461 Возрастает от 0 в «незрелом» ОВ и достигает равновесного значения 0,67-0,71 на средних стадиях катагенеза
Отношение суммы моретанов фат) к гопанам (арН) состава С29Н52 и/или С30Н54: (ра29+ра30)/(ар29+ар30) [Peters et al., 2005] 0,194 Коэффициенты уменьшаются с ростом зрелости ОВ и нефти от 0,8 до 0,15 на средних стадиях катагенеза, достигая минимума в 0,05 в высоко зрелом ОВ
Соотношение TJ(TS + Tm) или Ts/Tm [Peters et al., 2005; Арефьев, 1993; Виноградова, 2001] 1,204 Увеличивается с повышением степени зрелости, в начале ГЗН составляет 1, на поздних стадиях катагенеза Тв/Тт = 5-10
Соотношение 18а-30-норнеогопана ^29Ts) и 17а-Н30- норгопана (Н29ар): C29Ts/(C29Ts+H29аp) [Peters et al., 2005] 0,447 Увеличивается с возрастанием степени катагенеза
Метилфенантреновый индекс: MPI-1 = 1,5 [(2-МР) + (3-МР)] / [P + (1-MP) + (9-MP)] [Соболева, 2023] 0,822 Значение МР1-1 увеличивается до конца ГЗН (0,4-1,6)
Соотношение структурных изомеров дибензотиофе-на: 4-MDBT/1-MDBT [Бушнев, 1999] 2,142
433,7 Выведена зависимость между Ттах, ОСВ (Я°) и 4-MDBT/1-MDBT Ттах = 5 • (4-MDBT/1-MDBT) + 423 °С
0,670 = 0,07 • (4-MDBT/1-MDBT) + 0,52%
По результатам интерпретации значений коэффициентов (табл. 4) по молекулярному составу нефти сеноманской залежи органическое вещество НГМП находится в самом начале главной зоны нефтеобразования (ГЗН), вероятно на градациях ПК3-МК1.
Баженовский горизонт в этой части бассейна достиг градации мезокатагенеза МК1, т.е. молекулярные индикаторы зрелости, которые удалось установить в исследованной нефти позволяют нам предполагать ее смешанный генезис — основная часть нефти была вероятно сгенерирована из ОВ пород баженовского горизонта. Но и вклад ОВ соб-
ственно глинистых отложений апт-сеноманского НГК нельзя исключить, как отмечалось выше предыдущими исследователями, предполагалось наличие корреляционных связей между составом ОВ пород и нефтей апт-сеноманского НГК Русского месторождения.
По полученным данным хромато-масс-спек-трометрического анализа проведена оценка степени биодеградации нефти (рис. 7). В образцах отсутствуют н-алканы, алкилциклогексаны и изопрено-идные соединения, как уже упоминалось ранее, их отсутствие указывает на начало жесткой степени биодеградации [М^е^ег, 2002].
—■—Степень п ——-^^биодеградации Биомаркеры —— Л Ср В Жесткая
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
•Н-алканы •Апкилцикпогексан •Изопреноиды •С14-С16терпаны •Гопаны •Стераны •25-норгопаны •Диастераны • 1 ? iiiii ■ ■ ■ ■ —►
■ ■ ■ ■ 1 ■ 1 ■ 1
.А. • •
Рис. 7. Биомаркерная шкала биодеградации для нефти Русского месторождения
Заключение и выводы. Почти каждое из рассмотренных свойств и особенностей состава без-алкановых нефтей и в большей мере состава их индивидуальных компонентов указывает на геолого-геохимические факторы, действовавшие на нефть в процессе ее геохимической эволюции или на состав исходного ОВ, но не всегда можно отдельные факты интерпретировать однозначно.
Сопоставляя выводы, сделанные по аналитическим данным 1980 гг. и новым данным по ХМС, приходим к заключению, что нефти сеноманской газонефтяной залежи Русского месторождения геохимически относительно молодые и образовались из органического вещества II типа кремнисто-глинистых НГМП, находящегося на ранних градациях катагенеза (ПК3-МК1). Наиболее вероятными нефте-газоматеринскими породами являются отложения баженовского горизонта, но молекулярный состав нефти также свидетельствует, что в формировании исследованной нефти принимали участие и обогащенные органическим веществом глинистые прослои меловых отложений, в которых отмечаются биомаркеры террагенного ОВ.
Во время неоген-четвертичных подвижек фундамента Западно-Сибирской плиты в районе Часельского мегавала произошло формирование блокового поднятия, разбитого многочисленными разломами, формировались тектонически экранированные ловушки и пути вертикальной миграции в них из НГМП.
В это же время была эродирована верхняя часть палеоген-неогеновых отложений. Изменились термобарические пластовые условия, изменился фазовый состав залежи. По всей вероятности, возникли ус-
ловия для проникновения инфильтрационных вод и вместе с ними бактерий, в частности, аэробных углеводородокисляющих и некоторых анаэробных, с поверхности в пластовые законтурные воды залежи.
Результатом этих тектонических перестроек в неогеновый период стало изменение состава и свойств нефти в залежи, так как она подверглась биохимическому окислению. Сегодня мы наблюдаем нефть с довольно высокой плотностью, отсутствием в составе легкокипящих соединений бензиновой фракции и в составе алканов — алканов нормального и изопреноидного строения (типа Б1 по классификации Ал.А. Петрова [1978]. Молекулярный состав нефти подтверждает биодеградацию умеренной степени, когда в нефти были уничтожены большинство алкановых УВ (н-алканы и изопре-ноиды) и моноциклические нафтены. Умеренная степень биодеградации подтверждается наличием в нефти как геостеранов (С27-С29) и нефтяных го-панов (С29-С35), так и биостеранов и биогопанов. Концентрации холестанов (С27), метилхолестанов (С28) и этилхолестанов (С29) близки.
Таким образом, проанализировав состав нефти покурской залежи Русского месторождения, можно заключить, что эта нефть геохимически относительно молодая, т.е. слабо измененная термокаталитическими факторами катагенетических процессов; источниками нефти предположительно являются верхнеюрские и меловые породы, обогащенные смешанным органическим веществом. Кроме того, нефть биодеградирована в залежи, что привело к почти полному уничтожению в ней н-алканов, изо-алканов, алкильных радикалов регулярных стеранов и моноароматических стероидов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Бушнев Д.А. Основы геохимической интерпретации данных по составу и распределению индивидуальных органических соединений в нефтях и осадочных породах. Сыктывкар: Геопринт, 1999. 48 с .
Виноградова Т.Л., Чахмахчев В.А, Агафонова З.Г. и др. Углеводородные и гетероатомные соединения — показатели термической зрелости органического вещества пород и нафтидов // Геология нефти и газа. 2001. № 6.
Дядюк Н.П., Слепцов В.Т., Кислухин В.И. и др. Геология и обоснование нефтегазопоисковых работ на 19761977 гг. в пределах северных нефтегазоносных областей Западно-Сибирской низменности // Геологический отчет ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1976. 211 с.
Иванова М.М., Гутман И.С. Титунин Е.П. и др. Про-мыслово-геологические особенности Русского газонефтяного месторождения // Геология нефти и газа. 1989. № 8.
Кузин И.Л. Основные этапы неотектонического развития Западно-Сибирской плиты и их роль в формировании нефтяных и газовых месторождений. Л.: Издательство СЗНИИ «Наследие», 1973.
Кулахметов Н.Х. Особенности геологического строения и нефтегазоносность арктических районов ЗападноСибирской низменности, западной части Енисей-Хатанг-ской впадины и акватории Карского моря, Геологический отчет ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1975. 533 с.
Петров Ал.А. Углеводороды нефти. М.: Недра, 1984. 263 с.
Рудкевич М.Я., Лобода В.Г., Задорожный П.П. Неотектонический этап в истории развития Западно-Сибирской плиты. [Текст] Новые данные по тектонике ЗападноСибирской низменности. Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 50. Тюмень, 1972. С. 66-75.
Слепцов В.Т. О дизъюнктивных нарушениях на Русском и Южно-Русском месторождении. [Текст] Струк-турно-формационные и палеотектонические критерии нефтегазоносности. Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 61. Тюмень, 1972. С. 19-123.
Соболева Е. В. Условия залегания и возможный генезис безалкановых нефтей (на примере нефтей апт-
сеноманского комплекса Западной Сибири): Дисс____канд.
геол.-минер. н. М.: МГУ имени М.В. Ломоносова, 1979.
Соболева Е.В. Химия горючих ископаемых. М.: Издательство МГУ, 2023. 312 с.
Bailey N.J.L., Jobsen A.M., Rogers M.A. Bacterial degradation of crude oil: comparison of field and experimental data // Chemical Geology. 1973. Vol. 11. Р. 203-221.
Chosson P., Connan J., Dessort D., et al. In vitro biodegradation of steranes and terpanes: a clue to understandins geogical situations // Biological Markers in Sediments and Petroleum, Prentice-Hall, Englewood Cliffs, NJ, 1992. Р. 320-349.
Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. The Biomarker Guide. Vol. 1. Cambridge University Press, 2005.
Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. The Biomarker Guide. Vol. 2. Cambridge University Press, 2006.
Wenger L.M., Davis C.L., Isaksen G.H. Multiple controls on petroleum biodégradation and impact on oil quality // SPE Reservoir Evaluation and Engineering. 2002. Vol. 5. Р. 375-83.
Статья поступила в редакцию 10.12.2023, одобрена после рецензирования 19.12.2023, принята к публикации 13.05.2024
