CC BY
35
Чщ/
Онлайн-доступ к журналу: http://isu.ru/izvestia
Серия «Науки о Земле»
2015. Т. 14. С. 139-150
Иркутского государственного университета
И З В Е С Т И Я
УДК 550.4+553.982 (571.53)
Металлы в нефтях месторождений южной части Лено-Тунгусской провинции
Ясныгина Т. А. (ty@crust.irk.ru) Рассказов С. В.(rassk@crust.irk.ru) Маркова М. Е. (natamark-@mail.ru)
Аннотация. Обсуждаются новые результаты анализа содержаний металлов в нефтях Ярактинского, Западно-Аянского и Атовского месторождений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (Восточная Сибирь). Определения широкого спектра микроэлементов выполнены масс-спектрометрией с индуктивно связанной плазмой (ГСР-МЕ) с пробоподготовкой методами кислотного разложения и озоления. Сравнение с нефтями месторождений Западной Сибири и шельфа о-ва Сахалин показывает, что нефти месторождений Восточной Сибири имеют низкие концентрации большинства микроэлементов в сочетании с высокими значениями У/№. Это объясняется высоким содержанием легких фракций и водным (сапропелевым) происхождением органической составляющей. Нефти месторождений Западной Сибири в целом отличаются повышенными содержаниями редкоземельных (РЗЭ) и других литофильных элементов, а нефти о-в Сахалин - повышенными N1, Со, V. В спектрах РЗЭ двух последних провинций сильнее выражены положительные Би-аномалии. Нефти различных провинций образуют отдельные поля на диаграммах - V и У/№ - №.
Ключевые слова: нефть, Восточная Сибирь, металлы, 1СР-М8. Введение
Нефти разных геологических провинций отличаются по суммарной концентрации микроэлементов и их соотношениям в зависимости от геодинамической обстановки нефтенакопления, взаимодействия с водой и вмещающими породами, возраста нефтематеринских осадочных пород, развития процессов гипергенеза и биодеградации нефти и других факторов [1; 3;
Нефтегазовые месторождения юго-востока Сибирской платформы находятся в докембрийских коллекторах. Основным источником углеводородов считаются породы с высоким содержанием органического вещества (углеродистые сланцы), формировавшиеся в позднем докембрии на пассивной окраине Сибирского кратона. Нефти этих и других докембрийских месторождений отличаются от фанерозойских нефтей по составу органического вещества и изотопному составу углерода [2; 5; 6; 17].
4; 7-9; 13; 14; 16; 21; 23 и др.].
В настоящей работе рассматриваются данные по содержанию металлов в нефтях Ярактинского, Западно-Аянского и Атовского месторождений этой территории и проводится сопоставление полученных данных с данными по нефтям из месторождений Западной Сибири и о-ва Сахалин.
Краткая характеристика месторождений
Ярактинское и Западно-Аянское нефтегазоконденсатные месторождения находятся на севере Иркутской области в Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции Средне-Сибирского плоскогорья. Они имеют сложное строение и приурочены к южной части Непско-Ботуобинского антиклино-рия (рис. 1). Основные разведанные запасы месторождений углеводородов связаны с песчаниками рифей-вендского терригенного комплекса и вышележащими венд-кембрийскими карбонатами. Сохранность жидких углеводородов высокая. Многие месторождения считаются перспективными для добычи [11].
Рис. 1. Схема пространственных соотношений исследуемых объектов с наиболее крупными месторождениями углеводородов на юге Сибирской платформы [11, 19]: 1 - Ярактинское; 2 - Аянское; 3 - Марковское; 4 - Дулисьминское; 5 -Пилюдинское; 6 - Атовское. НО - нефтегазоносная область
Ярактинское месторождение расположено на водоразделе между верховьями рек Нижней Тунгуски и Непы, примерно в 140 км от г. Усть-Кута. К югу от него отрабатывается Марковское нефтегазоконденсатное месторождение, к северу - Дулисьминское и к востоку - Западно-Аянское. Продуктивному нефтеносному горизонту соответствует вендская алевролитово-песчаная толща. Залегающие выше по разрезу вендские и нижнекембрийские карбонатные комплексы также считаются перспективными на нефть.
Породы продуктивного ярактинского горизонта: песчаники полевошпатовые, кварц-полевошпатовые, кварцевые, коричневатые, серые, от мелкозернистых до крупнозернистых и гравелитистых с прослоями и линзами конгломератов, алевролитов и аргиллитов. Глинистые перемычки имеют значительную примесь песчано-алевритового материала. Характерна резкая литофациальная изменчивость по площади за счет засолонения, уплотнения и, в меньшей степени, глинизации. На Ярактинском месторождении при описании керна отмечалась значительная пиритизация терригенного материала, а также трещиноватость пород. Толщина ярактинского горизонта в пределах площади Ярактинского месторождения колеблется от 7 до 52 м. В южной части площади его толщина увеличивается, на северо-северо-западе - уменьшается.
Залежи Западно-Аянского месторождения приурочены к отложениям ярактинского и верхнетирского горизонтов. В отличие от залежей Ярактин-ского месторождения, они литологически и тектонически экранированы, ограничены и характеризуются низкими коллекторскими свойствами.
Небольшое Атовское (Новоудинское) месторождение относится к газо-конденсатным. Оно расположено в 195 км от Иркутска, к юго-западу от Ярактинского и Западно-Аянского месторождений, на территории Ангаро-Ленской нефтегазоносной области Лено-Тунгусской провинции. Коллекторами газа являются песчаники в отложениях тирской свиты [19].
Методика элементного анализа
Химическую пробоподготовку проводили в лаборатории изотопии и геохронологии ИЗК СО РАН. Использовали азотную кислоту марки ос. ч. (ОАО «Гиредмет»), дважды перегнанную в тефлоновой системе очистки кислот (Б8Т-1000, 8ауШех), и воду, деионизированную на установке ЕНх МИНроге 8Л.
Пробоподготовка включала этапы кислотного разложения и озоления. Для каждого образца выполняли два параллельных определения. Навеску нефти массой 3 г в лабораторной кварцевой посуде заливали концентрированной 70%-ной ИК03 с добавлением 30%-ного Н202 (ЗАО «Реактив», г. Ангарск), выдерживали при комнатной температуре и разлагали на электроплите с тефлоновым покрытием при слабом нагревании. Температуру повышали постепенно от 100 до 200 °С. Затем проводили озоление в муфельной печи ПМ-10 (ОАО «Электроприбор», г. Санкт-Петербург) при медленном повышении температуры до 350 °С. Осадок растворяли в 2%-ной НК03. Для корректировки дрейфа прибора вводили внутренний стандарт 1п.
Анализ проводили методом масс-спектрометрии с индуктивно связанной плазмой (ICP-MS) на квадрупольном масс-спектрометре Agilent 7500ce центра коллективного пользования «Ультрамикроанализ» (аналитик А. П. Че-быкин). Для градуировки и контроля правильности анализа использовали многоэлементные стандартные растворы (производство High-Purity Standards, Charleston) и стандартные образцы горных пород BIR-1A, DNC-1A, BHVO-2, AGV-2.
Результаты
В нефтях Ярактинского и Западно-Аянского месторождений Восточной Сибири определены в целом низкие содержания микроэлементов, за исключением ванадия (табл. 1). Между образцами из этих месторождений имеются существенные различия по содержаниям V, Ni, Co, Cr, Ti, Mn, Pb, U, Sr.
Таблица 1
Содержания металлов в нефтях Ярактинского (I, IV), Западно-Аянского (II, III) и Атовского месторождений (нг/г)
Нефть Sc Cu Zn Rb Sr Y Zr Mo Ga Sn Ba
I 0,4 129 84 0,7 179 — 4,6 1,00 0,2 1,89 16
IV 0,2 124 67 0,5 151 0,13 5,2 1,14 0,8 1,37 11
II 0,2 117 77 1,0 24 0,12 6,9 0,85 0,3 - 17
III 0,1 134 91 0,5 23 0,06 4,2 0,69 0,1 1,53 15
Атовское [20] 0,6 130 116 2,8 30 0,6 6,0 - 1,9 - 31
Нефть La Ce Pr Nd Sm Eu Gd Dy Ho Er Yb
I - - - - - - - - - - -
IV 0,17 0,33 0,04 0,19 0,03 0,011 0,03 0,021 0,004 0,012 0,013
II 0,18 0,35 0,06 0,16 0,05 0,04 0,05 - - - -
III 0,07 0,18 0,02 0,05 0,013 0,015 0,012 <0,008 0,004 <0,008 0,011
Атовское [20] 0,50 1,20 0,14 0,76 0,12 0,03 0,12 0,15 0,02 0,08 0,05
Нефть W Pb U Ti Cr Co Ni V Mn K Fe
I 1,01 17,5 0,14 12 5,2 5,8 341 2508 9,1 582 263
IV 0,99 19,8 0,11 21 5,1 10 592 4891 9,7 367 426
II 0,97 4,8 0,07 8,4 2,6 0,7 36 165 5,7 545 346
III 1,42 6,1 0,04 5,8 1,6 0,4 39 37 5,7 386 243
Атовское [20] 0,20 11,0 0,07 149 - 2,4 12 11 - - -
Примечание: Жирным шрифтом выделены концентрации микроэлементов в нефтях, отличающиеся в Ярактинском и Западно-Аянском месторождениях. Прочерк - нет данных.
Концентрации V и N1 в нефти Ярактинского месторождения составляют, соответственно, 2508-4891 и 341-592 нг/г, а в нефти Западно-Аянского месторождения - 37-165 и 36-39 нг/г. Содержание 8г в Западно-Аянской снижается, по сравнению с Ярактинской, в 7-9 раз. Концентрации других микроэлементов (например, Ва, 2г) изменяются слабо. Содержания тяжелых редкоземельных элементов Н, ТЬ, Т1, С8 и других близки к значениям предела обнаружения методом 1СР-М8 (0,001-0,01 нг/г) и не могут корректно интерпретироваться.
Спектры редкоземельных элементов нефтей Лено-Тунгусской провинции, нормированные к хондриту (рис. 2, а), имеют сравнительно небольшой наклон, содержания РЗЭ в нефтях в 1 000-10 000 раз ниже хондритовых. Содержания РЗЭ в нефтях Ярактинского и Западно-Аянского месторождений в среднем находятся примерно на одном уровне, а в нефти Атовского месторождения - повышаются. Для всех образцов нефти Западно-Аянского месторождения рассчитываются более низкие содержания легких РЗЭ (Ьа, Се, Nd), чем для Ярактинского. Отдельные «изломы» на спектрах (8ш, Но, Рг, Бг) связаны с низкими концентрациями элементов, в результате чего
увеличивается аналитическая погрешность. В некоторых пробах концентрации средних и тяжелых РЗЭ были ниже пределов обнаружения.
По некоторым микроэлементам (например, V, N1, 8г) атовская нефть заметно ближе к западноа-янской (рис. 3). Концентрации Т1, ЯЬ и У (в меньшей степени - 2п, Ва, Оа) в нефти Атовского месторождения повышены, а W - понижены по сравнению с нефтями двух других месторождений Восточной Сибири.
Рис. 2. Нормированные к хондриту [22] средние концентрации РЗЭ в нефтях Ярактинского, Западно-Аянского и Атовского месторождений Восточной Сибири (а) и средние значения концентраций РЗЭ для нефтей месторождений Лено-Тунгусской провинции Восточной Сибири, Западной Сибири и шельфа о-ва Сахалин (б). Исходные данные для расчета средних содержаний в нефтях Западной Сибири и Сахалина из работ [9; 10; 20]
В спектре западноаянской нефти выделяется европиевая аномалия. Европий в соединениях может иметь степень окисления 2+, тогда как для других РЗЭ характерна степень окисления 3+. Положительная Еи-аномалия в нормированном спектре обусловлена присутствием соединений с Еи2+ и может быть связана с влиянием сильновосстановительных условий. Такая аномалия характерна для спектров нефтей месторождений Западной Сибири [10] и шельфа о-ва Сахалин [9].
У/м \ZZNi
1 100 10000 1 оооооо 1 юо юооо 1 оооооо
10 1 000 100000 10 1 000 100000 V, нг/г нг/г
Рис. 3. Соотношения У/№ и концентраций V (а) и N1 (б) в нефтях Восточной Сибири, о-ва Сахалин, Западной Сибири, оз. Байкал, Северного и Северо-Восточного Китая. Использованы данные из работы [9] и новые данные. Усл. обозн. для нефтей Восточной Сибири см. рис. 2, а.
Обсуждение
В нефтях содержатся микроэлементы (металлы и неметаллы) в концентрациях от «х10"7 до «х10"3, исключения - V и 8, содержания которых в некоторых типах нефтей могут достигать «х10-2. В тяжелых, измененных нефтях и битумах содержания микроэлементов возрастают, в легких нефтях и нефтепродуктах (бензин и т. п.) - снижаются. Преобладают микроэлементы переменной валентности, образующие комплексные соединения с атомами азота, серы, кислорода. Комплексные гетероатомные соединения, как правило, относятся к классу ароматических углеводородов (аренов) либо имеют смешанное строение. Металлы концентрируются главным образом в тяжелых, высококипящих фракциях (Т > 420 °С [18]), смолах и асфальтенах. В более легких фракциях определяются Си, РЬ, 2п, V. Содержания других металлов в них ничтожно малы. Некоторые металлы (ТЬ, и, возможно, Ва, 8г, ЯЬ, У, 2г, НЕ, Т1 и др.) содержатся также в асфальтенах нефти в составе механических микропримесей и попадают в нефть с водой или флюидами из вмещающих пород. Несмотря на низкие концентрации, металлы, как и другие гетероэлементы, несут дополнительную информацию о генезисе нефтей,
являются ядами для катализаторов, сырьем для промышленности, маркерами для экологического мониторинга.
Ванадий и никель входят в состав ванадил- и никель-порфиринов и некоторых непорфириновых комплексных соединений, содержащихся в смо-листо-асфальтеновом веществе нефти. Порфирины нефтей представляют собой соединения со структурами, аналогичными красящему веществу крови (гемину) и хлорофиллу, но Fe и Mg в них замещены на Ni и VO2+ (возможно замещение на Co, CrO2+, MnO2) [18]. Поскольку порфирины играют роль биомаркеров, V и Ni тесно связаны с органической составляющей нефтей.
Высокие концентрации серы (~0,05-5 %) могут быть обусловлены ее вхождением в нефть в виде элемента, в составе сероводорода и органических соединений. Соединения серы в нефти разнообразны: дисульфиды, меркаптаны (тиолы), сульфиды (тиоэфиры), тиацикланы, тиофены, малоизученные сернистые соединения [15 и др.]. Эти соединения в средних и тяжелых фракциях могут переходить друг в друга. Преобразования активизируются при повышении температуры и концентрации элементной серы в среде. В легких нефтях преобладают меркаптаны, в тяжелых - тиофены. Сторонники абиогенной концепции происхождения нефти предполагают, что сера поступает в нефть в составе глубинных флюидов [8]. Согласно гипотезе органического происхождения нефти содержание серы повышается за счет поступления из воды [18]. В любом случае присутствие серы и ее соединений в нефтепродуктах нежелательно, поскольку приводит к отравлению катализаторов, используемых в нефтепереработке, снижает качество топлива, может способствовать коррозии металлов. С концентрацией серы и серосодержащих металлоорганических соединений в нефтях коррелируются содержания V, Ni, Co, Cr, Zn, Mo и Pb. Присутствие V в нефти способствует восстановлению сульфатов пластовых вод до элементной серы и сероводорода и, при благоприятных для этого условиях среды, окислению нефти за счет кислорода сульфатов.
Такие элементы, как Cu, Zn, Pb, Sn, присутствуют практически во всех фракциях нефти, предположительно, в комплексных соединениях с тетра-дентатными лигандами, в солях нефтяных кислот (Cu, Zn, возможно, Ni, V, Co), соединениях типа алкил- и арилсвинца (Pb, Sn), соединениях, подобных по структуре порфиринам, и в других элементоорганических комплексах [18]. Большая часть этих соединений концентрируется в тяжелых фракциях. Нефтяные кислоты и их соли выделяют из средних фракций нефти при 250-400 °С. Сульфиды, также распространенные в легких и средних фракциях нефти, могут образовывать комплексные соединения с участием Hg, Ag, Sn, Ti, B, Al [15].
Формы нахождения редкоземельных и других литофильных элементов в нефти изучены слабо. Для РЗЭ наибольшей устойчивостью обладают кислородсодержащие комплексы. Подобные соединения присутствуют в тяжелых фракциях нефти (в смолисто-асфальтеновом веществе) [12].
В нефтях Ярактинского и Западно-Аянского месторождений V существенно преобладает над Ni, что при отсутствии или слабом влиянии вторичных преобра-
зований и слабо отличающейся глубине залегания свидетельствует о водном (сапропелевом) происхождении органической составляющей нефти. Это неудивительно, так как в докембрии наземные организмы еще не существовали.
Поведение Бе в нефти обычно подобно поведению N1 и Со, однако содержание Бе в образцах из рассматриваемых месторождений сопоставимы, а концентрации N1 и Со отличаются.
Показательно отличие западноаянской нефти от ярактинской по некоторым литофильным элементам (Т1, 8г, РЬ, и), содержания их в нефти Ярак-тинского месторождения существенно выше. Стронций и уран могут легко переноситься водными флюидами из вмещающих пород при миграции нефти. Причины различий в содержаниях Т1 и РЬ неясны.
Отличия концентраций РЗЭ и других микроэлементов в нефти Атовского месторождения по сравнению с другими образцами восточносибирских нефтей обусловлены, скорее всего, региональными особенностями. Атовское месторождение находится на территории Ангаро-Ленской нефтегазоносной области, а Ярактинское и Западно-Аянское - Непско-Ботуобинской (см. рис. 1).
Средние концентрации микроэлементов в исследуемых нефтях месторождений Лено-Тунгусской провинции Восточной Сибири (Ярактинского, Западно-Аянского и Атовского) существенно ниже концентраций микроэлементов в нефтях Западной Сибири и шельфа о-ва Сахалин (рис. 4). Исключение составляют некоторые литофильные элементы: 8г, ЯЬ, 8ш, ТЪ, Т1. Концентрации 8г в нефтях Лено-Тунгусской провинции выше, чем в нефтях шельфа о-ва Сахалин, а ЯЬ, 8ш, ТЪ и Т1 - находятся примерно на одном уровне (см. рис. 4).
В целом нефти исследуемых месторождений Лено-Тунгусской провинции Восточной Сибири легкие, доля тяжелых, высококипящих фракций в них невелика. Этим обусловлены сравнительно низкие суммарные концентрации металлов.
С1Р, нг/г 100000
юооо 1000
100
10--
д
001 Д .
Ве К II V МП Ре Со N1 Си гп бэ КЬ Бг У Ъ Ва 1а Се Мй Бт Ей СО Ег УЬ РЬ ТИ
Рис. 4. Средние концентрации металлов в нефтях месторождений Лено-Тунгусской провинции Восточной Сибири, Западной Сибири и шельфа о-ва Сахалин
Известия Иркутского государственного университета 2015. Т. 14. Серия «Науки о Земле». С. 139-150
Нефти Западной Сибири и Сахалина отличаются более высоким средним содержанием легких РЗЭ от Ьа до Nd, при этом в целом нефти Западной Сибири имеют более высокое содержание РЗЭ, чем нефти Восточной Сибири и Сахалина (см. рис. 2, б). Нефти о-ва Сахалин отличаются сравнительно высокими концентрациями N1, Со, V.
На гистограмме рис. 4 выделяются сравнительно высокие средние значения концентраций Т1, ЯЬ, Бе, Мп в нефтях Западной Сибири. Эта особенность может быть связана с развитием внутриплитного базальтового магматизма в этом регионе. Эти элементы могли быть частично привнесены в нефть в качестве примесей или входить в состав неорганической составляющей, если рассматривать происхождение нефти как полигенное.
На диаграммах рис. 3 восточносибирские образцы смещены относительно нефтей других нефтегазоносных провинций в область высоких значений V/Ni и низких концентраций этих элементов. На графиках V/Ni - V и V/Ni - N1 видны отдельные тренды в порядке возрастания V/Ni и уменьшения концентраций №: нефти Северного и Северо-Восточного Китая (фане-розойские), нефтепроявления оз. Байкал, нефти месторождений о-ва Сахалин, Западной и Восточной Сибири. Нефть Ярактинского месторождения попадает в верхнюю часть фигуративного поля западносибирских нефтей. Нефть Петелинского месторождения Западной Сибири выделяется высокими содержаниями V (23 мкг/г) и очень высоким V/Ni = 19,4 (верхний черный квадрат на рис. 3).
Заключение
Исследовались содержания металлов методом масс-спектрометрии с индуктивно связанной плазмой в нефтях Ярактинского, Западно-Аянского и Атовского месторождений южной части Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции Сибирской платформы. Месторождения связаны с осадочными породами рифея-венда и венда-кембрия. Два из них (Ярактинское и Запад-но-Аянское) находятся на территории Непско-Ботуобинского антиклинория, третье (Атовское) - на территории Ангаро-Ленской тектонической ступени.
В нефтях всех трех месторождений определены в целом низкие суммарные содержания металлов, но с отличающимися соотношениями между ними. В нефти Западно-Аянского месторождения выявлены наиболее низкие содержания РЗЭ и литофильных элементов и спектр РЗЭ с хорошо выраженной Еи-аномалией, в нефти Ярактинского месторождения - повышенные концентрации V, М, Со, 8г, в нефти Атовского месторождения - повышенные содержания РЗЭ, Т1, У, Ва и некоторых других литофильных элементов.
Большинство металлоорганических соединений, в которые могут входить микроэлементы, связаны с содержанием тяжелых (смол и асфальте-нов), в меньшей степени - средних фракций. Сравнительно низкие суммарные концентрации металлов в нефтях месторождений Восточной Сибири обусловлены преобладанием в них легких фракций и низким содержанием серы.
Сопоставление данных по концентрациям металлов в нефтях месторождений Восточной Сибири, Западной Сибири и о-ва Сахалин выявило отли-
чительную особенность нефтей Восточной Сибири, генетически связанных с органическим веществом докембрия. Она заключается в низких концентрациях большинства микроэлементов, кроме 8г, ЯЬ, 8ш, ТЪ, Т1, а также высоких значениях У/№. Нефти месторождений Западной Сибири в среднем имеют сравнительно высокие содержания РЗЭ и других литофильных элементов, а нефти о-ва Сахалин - N1, Со, V. Нефти разных провинций различаются по соотношениям - V и - N1.
Авторы благодарят С. П. Примину и Я. В. Самарину за представленные образцы и участие в лабораторных исследованиях.
Список литературы
1. Виноградова Т. Л. Геохимические закономерности изменения состава нефтей при гипергенезе / Т. Л. Виноградова, С. А. Пунанова // Геология нефти и газа. -2012. - № 3. - С. 44-53.
2. Глобальные закономерности нефтегазоносности докембрия Земли / А. Э. Кон-торович [и др.] // Геология и геофизика. - 1996. - Т. 37, № 8. - С. 6-42.
3. Готтих Р. П. Геохимические особенности нефти различных регионов и возможный источник металлов в ней / Р. П. Готтих, Б. И. Писоцкий, Д. З. Журавлев // Докл. Акад. наук. - 2008. - Т. 422, № 1. - С. 88-92.
4. Готтих Р. П. Элементы-примеси как индикаторы геодинамических обста-новок нефтенакопления / Р. П. Готтих, Б. И. Писоцкий // Докл. Акад. наук. - 2010. -Т. 433, № 4. - С. 507-511.
5. Исаев В. П. Физико-химические особенности нефтей Иркутской области / Материалы по геологии и геофизике Сибирской платформы // Тр. ВСНИИГГиМС. Сер. Нефт. геол. - Иркутск, 1968. - Вып. 1. - С. 231-237.
6. Ким Н. С. Органическая геохимия докембрийских нефтей Сибирской, Восточно-Европейской и Аравийско-Нубийской платформ // Геология нефти и газа. -2009. - № 1. - С. 101-107.
7. Конторович А. Э. Некоторые черты геохимии ванадия и никеля в осадочных породах и нефтях / А. Э. Конторович, М. М. Колганова. Геология нефтегазоносных районов Западно-Сибирской низменности // Тр. СНИИГГиМС. Сер. Нефт. геол. - Новосибирск, 1966. - Вып. 47. - С. 184-197.
8. Лурье М. А. К вопросу о происхождении нефти, Гетерокомпоненты, изотопия углерода и серы нефтей как генетические показатели / М. А. Лурье, Ф. К. Шмидт. - Иркутск : Изд-во ИГУ, 2013. - 209 с.
9. Микроэлементы и изотопы стронция в нефтях из месторождений шельфа о. Сахалин / Т. А. Ясныгина [и др.] // Тихоокеанская геология. - 2015. - Т. 34, № 2. -С. 32-43.
10. Неорганическая геохимия нефти Западной Сибири (первые результаты изучения методом 1СР-М8) / Ю. Н. Федоров [и др.] // Докл. Акад. наук. - 2007. -Т. 414, № 3. - С. 385-388.
11. Нефтегазоносность докембрийских отложений Сибирской платформы. Перспективы подготовки и освоения их углеводородного потенциала Сибири / Д. И. Дробот [и др.] // Геология и геофизика. - 2004. - Т. 45, № 1. - С. 110-120.
12. Органические производные редкоземельных элементов / М. Н. Бочкарев [и др.]. - М. : Наука, 1989. - 230 с.
13. Отражение катагенеза нефтей и битумоидов в их микроэлементом составе / В. А. Чахмахчев [и др.] // Геохимия. - 1983. - № 1. - С. 152-157.
14. Пунанова С. А. Геохимические особенности распределения микроэлементов в нафтидах и металлоносность осадочных бассейнов СНГ // Геохимия. - 1998. -№ 9. - С. 959-972.
15. Рябов В. Д. Химия нефти и газа / В. Д. Рябов. - М. : ФОРУМ - ИНФРА-М, 2014. - 336 с.
16. Степанов К. И. Влияние латеральной миграции углеводородов на изменение микроэлементного состава нефтей Калининградского вала / К. И. Степанов, С. А. Вешев // Геология нефти и газа. - 2000. - № 1. - С. 44-49.
17. Тимошина И. Д. Геохимия органического вещества нефтепроизводивших пород и нефтей верхнего докембрия юга Восточной Сибири // Геология и геофизика. - 2004. - Т. 45, № 7. - С. 901-910.
18. Химия нефти / Ю. В. Поконова [и др.]. - Л. : Химия, 1984. - 360 с.
19. Шашин С. Г. Литология и коллекторские свойства нефтегазоносных отложений венда Сибирской платформы // Геология и полезные ископаемые Восточной Сибири. - Иркутск : Изд-во ИГУ, 2005. - С. 77-80.
20. Ясныгина Т. А. Определение металлов в нефти методом масс-спектрометрии с индуктивно связанной плазмой / Т. А. Ясныгина, Ю. М. Малых, С. В. Рассказов // Проблемы геохимии эндогенных процессов и окружающей среды : материалы Все-рос. конф. - Иркутск : ИГ СО РАН, 2007. - Т. 3. - С. 258-261.
21. Lewan M. Factors controlling the propotionality of vanadium to nickel in crude oils // Geochimica et Cosmochimica Acta. - 1984. - Vol. 48. - P. 2231-2238.
22. McDonough W. F. The composition of the Earth / W. F. McDonough, S.-S. Sun // Chemical Geology. - 1995. - Vol. 120. - P. 223-253.
23. Trace metals characterization of Niger delta kerogens / A. Akinlua [et al.] // Fuel. - 2007. - Vol. 86. - P. 1358-1364.
Metals in Crude Oils from oil Fields of the Southern Part of the Lena-Tunguska Province
T. A. Yasnygina, S. V. Rasskazov, M. E. Markova
Abstract. New results of the analysis of metal contents in crude oils of the Yarakta, West Ayan, and Atov deposits of the Lena-Tunguska petroleum province (Eastern Siberia) are discussed. Determination of a wide range of trace elements performs by inductively coupled plasma mass spectrometry (ICP-MS) with sample preparation methods including acid digestion and ashing. Comparison with the oil fields of Western Siberia and shelf of Sakhalin shows that the oil fields in Eastern Siberia have low concentrations of most trace elements combined with high values of V/Ni. This is due to a high content of light fractions and water (sapropelic) origin of the organic component. Oil fields in Western Siberia in general distinguished by higher contents of rare earth (REE) and other lithophile elements, and oil fields of Sakhalin - higher Ni, Co, V. The REE spectra of last two provinces have more pronounced positive Eu anomalies. Crude oils of various provinces form a separate field on the diagram V/Ni - V and V/Ni - Ni.
Keywords: crude oil, East Siberia, metals, ICP-MS.
Ясныгина Татьяна Александровна кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник Институт земной коры СО РАН 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 128 тел.: (3952) 51-16-59
Рассказов Сергей Васильевич доктор геолого-минералогических наук, профессор, заведующий лабораторией; заведующий кафедрой Институт земной коры СО РАН 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 128 тел.: 8(3952) 51-16-59 Иркутский государственный университет 664003, г. Иркутск, ул. К. Маркса, 1 тел.: (3952) 20-16-39
Маркова Маргарита Евгеньевна ведущий инженер Институт земной коры СО РАН 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 128 тел. 8(3952) 51-16-59
Yasnygina Tatyana Aleksandrovna Candidate of Sciences (Geology and Mineralogy), Senior Research Scientist Institute of the Earth's Crust SB RAS 128, Lermontov st., Irkutsk, 640033 tel.: (3952) 51-16-59
Rasskazov Sergei Vasilievich Doctor of Sciences (Geology and Mineralogy), Professor, Head of Laboratory; Head of Department Institute of the Earth's Crust SB RAS 128, Lermontov st., Irkutsk, 664033 tel.: 8(3952) 51-16-59 Irkutsk State University 1, K. Marx st., Irkutsk, 664003 tel.: (3952) 20-16-39
Markova Margarita Evgenievna Leading Engineer
Institute of the Earth's Crust SB RAS 128, Lermontov st., Irkutsk, 664033 tel.: 8(3952) 51-16-59
