CC BY
0
ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ И НЕТРАДИЦИОННЫЕ ИСТОЧНИКИ УВ
УДК 550.4.02 DOI 10.31087/0016-7894-2022-6-85-98
Повышение достоверности оценки степени катагенеза органического вещества баженовской свиты путем комплексирования пиролитических и молекулярных параметров (северо-западная часть территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры)
© 2022 г.|Г.Т. Салахидинова, М.Г. Кульков, Э.А. Вторушина
АУ «Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана», Ханты-Мансийск, Россия; g.salakhidinova@gmail.com; mgk83@bk.ru; vtorushinaea@nacrn.hmao.ru
Поступила 20.01.2022 г.
Доработана 30.03.2022 г. Принята к печати 20.09.2022 г.
Ключевые слова: пиролиз Rock-Eval; хромато-масс-спектрометрические исследования; молекулярные параметры; органическое вещество; катагенез; баженовская свита.
Аннотация: По результатам пиролитических и хромато-масс-спектрометрических исследований образцов керна и хлороформенных экстрактов выявлены высокие корреляционные связи ряда пиролитических и молекулярных параметров для органического вещества пород баженовской свиты и ее стратиграфического аналога — нижнетутлеймской подсвиты в семи скважинах Красноленинской и двух скважинах Фроловской нефтегазоносных областей, позволившие более достоверно оценить уровень термической зрелости органического вещества и получить значения диапазонов изменения молекулярных параметров для определения стадии катагенеза органического вещества баженовской свиты изучаемого района (стадии ПК3-МК3). Выполненное исследование показывает преимущество совместного использования пиролитических и молекулярных параметров при проведении геохимических исследований с возможностью корректировки одних параметров через другие, что позволяет наиболее достоверно определять генетические и ката-генетические характеристики органического вещества для корректного восстановления истории его преобразования и дальнейшего использования полученных данных, например в бассейновом моделировании.
I
Для цитирования: Салахидинова Г.Т., Кульков М.Г., Вторушина Э.А. Повышение достоверности оценки степени катагенеза органического вещества баженовской свиты путем комплексирования пиролитических и молекулярных параметров (в пределах северо-западной части территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры) // Геология нефти и газа. - 2022. - № 6. - С. 85-98. DOI: 10.31087/0016-7894-2022-6-85-98.
Combining pyrolysis and molecular parameters to improve reliability of assessment of Organic Matter maturity level in Bazhenov Formation (north-western part of Khanty-Mansi Autonomous Okrug - Yugra)
© 2022 |2022 G.T. Salakhidinova, M.G. Kul'kov, E.A. Vtorushina
Autonomous Institution "V.I. Shpilman research and analytical Centre for the rational use of the subsoil", Khanty-Mansiysk, Russia; g.salakhidinova@gmail.com; mgk83@bk.ru; vtorushinaea@nacrn.hmao.ru
Received 20.01.2022
Revised 30.03.2022 Accepted for publication 20.09.2022
Key words: Rock-Eval pyrolysis; gas chromatography-mass spectrometry; molecular parameters; Organic Matter; thermal maturity; Bazhenov Formation.
Abstract: Based on the results of pyrolysis and gas chromatography-mass spectrometry studies of core samples and chloroform extracts, high correlations of a number of pyrolysis and molecular parameters were revealed for Organic Matter of the Bazhenov Formation and its stratigraphic analogue — the Lower Tutleim Formation. Core was taken from 7 wells of the Krasnoleninsky and 2 wells of the Frolovsky oil and gas regions. This work made it possible to improve reliability of the assessment of Organic Matter thermal maturity level. The obtained results show the advantage of combining pyrolysis and molecular parameters in geochemical studies when it is possible to correct some parameters using others. This allows the most reliable determination of Organic Matter genetic and maturity characteristics for the correct reconstruction of Organic Matter transformation history and further use the obtained data, for example, in basin modelling.
I For citation: Salakhidinova G.T., Kul'kov M.G., Vtorushina E.A Combining pyrolysis and molecular parameters to improve reliability of assessment of Organic Matter maturity level in Bazhenov Formation (north-western part of Khanty-Mansi Autonomous Okrug - Yugra). Geologiya nefti i gaza. 2022;(6):85-98. DOI: 10.31087/0016-7894-2022-6-85-98. In Russ.
HC HARD-TO-RECOVER RESERVES AND UNCONVENTIONAL SOURCES
Введение
Оценка уровня термической зрелости ОВ неф-тегазоматеринских пород является одним из важнейших вопросов, решаемых в процессе поисково-разведочных работ. К традиционным методам оценки степени катагенеза ОВ относят определение отражательной способности витринита (Rc, %). Применительно к баженовской свите прямое измерение Ro невозможно, поскольку рассматриваемые нефтематеринские породы содержат ОВ сапропелевого типа, в котором отсутствуют витринитовые компоненты [1].
В этой связи для оценки степени катагенеза ОВ широко используются альтернативные методы, основанные как на изучении пиролитических характеристик собственно пород, так и молекулярных параметров битумоидов.
Для соотнесения результатов оценки степени катагенеза по пиролитическим и молекулярным параметрам с общепринятыми шкалами катагенеза (Н.Б. Вассоевич, М.К. Калинко, А.А. Карцев, А.Э. Кон-торович, Н.В. Лопатин и др.) [2, 3] требуется дополнительная процедура их калибровки по значениям показателя Ro близковозрастных пород в пределах изучаемого нефтегазоносного бассейна [1] или по значениям Ro битуминита [4].
Кроме того, неоднородность минерального состава пород и различия условий фоссилизации ОВ баженовской свиты [5] снижают достоверность и степень детализации получаемых результатов в случае использования какого-либо одного из альтернативных методов в качестве универсального.
Таким образом, актуальным видится исследование по оценке взаимосвязей ряда общепринятых пиролитических и молекулярных параметров термической зрелости ОВ пород баженовской свиты и выявление среди них наиболее значимых с целью последующего совместного применения для повышения уровня достоверности результатов определения степени катагенеза ОВ нефтегазоматерин-ских пород.
Объект и методика исследования
В настоящей статье приведены результаты изучения 55 образцов кернового материала ба-женовской свиты и ее стратиграфического аналога — нижнетутлеймской подсвиты из скважин 2-8 Красноленинской и 1, 9 Фроловской нефтегазоносных областей (НГО) пиролитическим и хрома-тографическими методами (рис. 1).
Геохимические исследования ОВ включали пи-ролитический анализ измельченных образцов керна, экстракцию (выделение) битумоидов с последующим их разделением на четыре группы (фракции) компонентов, детальный анализ молекулярного состава насыщенных и ароматических фракций. Пи-ролитический анализ выполнялся для образцов до и после экстракции на анализаторе горных пород HAWK RW (Wildcat technologies, США) по методи-
ке, описанной в работе [6]. Выделение битумоидов с оценкой их содержания на породу проводилось методом ускоренной экстракции на аппарате ASE 350 Dionex (Thermo Scientific, США) с использованием хлороформа в качестве экстрагента в условиях, описанных в работе [7]. Разделение битумоидов осуществлялось с предварительным отделением фракции асфальтенов, осаждением их в 40-кратном избытке н-гексана и выдержкой 24 ч при комнатной температуре без доступа света. Оставшаяся мальтеновая фракция битумоида подвергалась фракционированию на три группы компонентов методом колоночной жидкостно-адсорбционной хроматографии на силикагеле, последовательным элюированием фракций насыщенных УВ и ароматических соединений смесью из петролейного эфира и бензола (85/15 % об.) и фракции смол смесью из изопропанола и толуола (50/50 % об.). Границы элюирования фракций определяли под УФ-светом (светофильтр на длину волны 365 нм).
Анализ молекулярного состава насыщенных и ароматических фракций выполнялся с помощью хромато-масс-спектрометрического комплекса Trace 1310 / TSQ 8000 EVO (Thermo Fisher Scientific, США) при следующих условиях:
- кварцевая капиллярная колонка TG-5MS (Thermo Fisher Scientific) с неподвижной фазой на основе 5 %-го дифенил/95 %-го диметилполисилок-сана, длина — 30 м, внутренний диаметр — 0,25 мм, толщина фазы — 0,25 мкм;
- температура испарителя — 310 °C, температура интерфейсной линии хроматограф/масс-спектрометр — 300 °C;
- программа нагрева термостата хроматографа — от 60 до 310 °C со скоростью 4 °С/мин, выдержка конечной температуры — 40 мин;
- квадрупольный масс-спектрометрический детектор с электронно-ударным методом ионизации, энергия ионизирующих электронов — 70 эВ;
- температура ионизационной камеры — 250 °C; скорость сканирования — 0,2 с/скан.
Хроматограммы фракций насыщенных УВ регистрировались по общему ионному току (TIC) в диапазоне масс от 45 до 550 а. е. м., дополнительно фракции насыщенных и ароматических соединений записывались в режиме мониторинга выборочных ионов (SIM) по характеристическим значениям m/z — 191, 217, 218 и 178, 184, 192, 198, 231, 253 соответственно.
Характеристика минерального состава исследованных образцов пород выполнена по результатам рентгенофазового анализа на дифрактометре ARL X'TRA (Thermo Fisher Scientific, Швейцария).
Результаты исследований
Образцы баженовской свиты отобраны в интервале глубин 2365-2845 м и представлены глинисто-кремнистыми, кремнисто-глинистыми, карбонатно-глинисто-кремнистыми и карбонат-
ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ И НЕТРАДИЦИОННЫЕ ИСТОЧНИКИ УВ
Рис. 1. Fig. 1.
Схема расположения изученных скважин Красноленинской и Фроловской НГО
Location map of studied wells, Krasnoleninsky and Frolovsky petroleum areas
64° 64°30' 65° 65°30' 66° 66°30' 67° 67°30' 68° 68°30' 69° 69°30' 70° 70°30' 71° 71°30'
64°
62°30'
64°30' 61°30'
65° 65°30' 66° 66°30' 67° 67°30' 68° 68°30' 69° 69°30' 70° 70°30' 71° 71°30'
1
2
9
3
Границы (1, 2): 1 — НГО, 2 — административных районов Ханты-Мансийского автономного округа - Югры; 3 — скважины, из которых отобран керн Boundaries (1, 2): 1 — Petroleum Area, 2—administrative districts of the Khanty-Mansi Autonomous Okrug -Yugra; 3 — cored wells
но-кремнисто-глинистыми слабопиритизирован-ными и пиритизированными породами. Вариации минерального состава прослеживаются как по площади и глубине изучаемого района, так и среди образцов одной скважины, что соответствует общепринятым представлениям о сложном строении ба-женовской свиты [8, 9].
Все образцы обогащены ОВ и характеризуются содержанием общего органического углерода в породе (параметр ТОС) в диапазоне от 4 до 19 % масс., при этом количество термодесорбируемых УВ (параметры S0 + S1 + Д32) в образцах колеблется от 7 до 40 мг УВ/г породы, значение остаточного генерационного потенциала (параметр S2) составляет от 4 до 124 мг УВ/г породы. Значения параметра Ттах характеризуются широким диапазоном — 427-456 °С, который соответствует изменению уровня термической зрелости ОВ в пределах стадий катагенеза ПК3-МК3 (табл. 1).
Для получения более детальной характеристики стадий катагенеза образцов авторами статьи были применены формулы расчета значений Я0 через пиролитический параметр Ттах по методике, приведенной в работе [4], что позволило сгруппи-
ровать образцы по соответствующим стадиям катагенеза. Так, в исследованной выборке из 55 образцов к стадии ПК3 со значениями Ro от 0,4 до 0,5 % отнесен 1 образец, к стадии MKj со значениям Ro от 0,5 до 0,65 % — 27 образцов, к стадии МК2 с диапазоном Ro от 0,65 до 0,85 % — 22 образца и к стадии МК3 со значениями Ro от 0,85 до 1,15 % — 5 образцов, что для основной доли исследованных образцов свидетельствует о нахождении пород в зоне нефтяного окна. В полученной группировке диапазоны вариации параметров HI и GOC/TOC составили для стадии ПК3 — 716 мг УВ/г TOC и 62 %; для стадии MKj - 336-792 мг УВ/г TOC и 30-68 %; для стадии МК2 — 108-509 мг УВ/г TOC и 10-44 % и для стадии МК3 - 138-191 мг УВ/г TOC и 13-17 %.
Характер распределения средних значений параметров HI и GOC/TOC по рассмотренным скважинам в целом имеет обратно пропорциональную зависимость от средних значений Tmax, что согласуется с тезисом об уменьшении остаточного генерационного потенциала (параметра S2) в процессе термического преобразования ОВ. В то же время при совместном рассмотрении диапазонов изменения параметров Tmax, HI и GOC/TOC выделяется значительный разброс значений по скважинам 4, 5, 8, что актуализирует необходимость применения альтернативных методов оценки степени катагенеза.
Анализ полученных данных также показал, что в достаточно широком интервале глубин по всем скважинам отсутствует зависимость изменения значений Ro и пиролитических параметров от глубины залегания образцов, что отмечалось и ранее [1, 5, 10], при этом в работах [5, 10] вариация параметров Tmax и HI по разрезу свиты главным образом связывалась с литологической неоднородностью баженовских отложений. В то же время среди глобальных факторов, контролирующих уровень термической зрелости ОВ, можно выделить наиболее вероятные: различный возраст консолидации блоков фундамента, развитие тектонических нарушений, внедрение и состав магматических тел, гидрогеологический режим районов [4, 11].
В групповом составе хлороформенных биту-моидов доминирует мальтеновая фракция (сумма насыщенных, ароматических и смолистых компонентов в среднем составляет 89 % масс.), что соответствует главной фазе нефтеобразования [12] (см. табл. 1). Среднее содержание масляных фракций (сумма насыщенных и ароматических компонентов) изменяется в диапазоне от 36 до 65 % масс., смолисто-асфальтеновых — от 35 до 63 % масс. При этом доля масляных фракций по выборке преимущественно изменяется за счет вариации содержания насыщенных УВ — от 11 до 43 % масс., тогда как содержание ароматических соединений изменяется в узком диапазоне — от 22 до 28 % масс. В составе смолисто-асфальтеновых веществ в среднем доля смол колеблется от 26 до 49 % масс., доля асфальте-нов варьирует в более широком диапазоне — от 5 до 18 % масс.
64
64
62°30
63
63
62°30
62
62
61 30
61
61
60°30'
60°30
60
60
Табл. 1. Результаты пиролитического анализа пород, экстракции и группового состава выделенных битумоидов Tab. 1. Table of the results of rock pyrolysis, bitumoid extraction and group analysis
Номер скважины Глубина отбора, м Число образцов Содержание битумоида, мг/г породы Групповой состав битумоида, % масс, на битумоид РХБ, % ТОС, % масс. S2, м г УВ/г породы S0 + St + й S2, мг УВ/г породы Т °С 1 max' v- HI, мг УВД ТОС GOC/ ТОС, %
насыщенные УВ ароматические соединения смолы асфальтены
1 2660,43-2676,96 5 2 22 24 42 12 20 10 32 30 440 409 36
17-25 14-30 21-28 38-44 5-18 13-28 8-15 21-50 24-40 438-441 351-463 31-40
2 2445,53-2469,94 8 9 22 26 46 5 9 10 56 20 431 661 57
3-14 12-31 18-31 40-51 3-7 6-12 5-18 15-105 10-33 429-433 553-704 49-61
3 2368,59-2384,53 8 10 18 28 49 6 10 12 73 20 433 692 60
8-14 10-29 24-32 39-57 3-9 6-15 5-16 26-109 13-24 430-437 620-792 54-68
4 2507,03-2528,27 6 21 29 25 32 13 28 9 24 18 443 300 26
10-46 12-43 14-34 24-49 4-26 13-50 4-17 6-57 8-25 441-446 212-372 20-32
5 2518,94-2539,64 8 20 26 22 34 18 25 8 22 24 442 328 29
15-24 16-42 17-27 27-43 8-26 12-37 5-12 6-44 17-32 437-444 216-429 20-37
6 2570,42-2583,55 4 19 20 22 48 10 16 13 45 28 440 425 38
13-27 17-24 15-28 42-55 5-15 13-22 11-16 35-66 22-31 437-440 376-471 34-42
7 2365,37-2374,65 4 20 14 24 47 14 17 12 51 17 439 474 40
16-23 10-19 17-29 45-52 8-21 10-24 10-17 34-82 14-20 437-440 448-509 37-44
8 2520-2533,42 8 8 43 22 26 9 15 6 8 9 450 145 13
5-12 26-60 13-27 15-17 3-17 6-28 4-10 4-15 7-13 444-456 108-716 10-17
9 2819,91-2845,05 4 16 11 25 49 14 10 16 96 22 430 697 60
7-24 8-15 23-30 45-54 5-22 6-13 12-19 76-124 17-25 427-433 663-716 57-62
> 30
0
1
-I
0
1
30 m Г)
О
<
m 30
30 m i/> m
30 <
m
i/> >
Z О С Z
Г)
О
о >
I-
1/> о с зо п
CZ LO LO
I-1
>
О
I—I
г~
>
о
о >
LO
CD m О i-О
(7) ^
ю
СП
I4J О I4J I4J
Примечание. Числитель — среднеарифметические значения, знаменатель — диапазон изменения значений параметров. |3 — битумоидный коэффициент, отношение содержания хлороформенного би-тумоида к содержанию общего органического углерода в породе, %. Пиролитические параметры: ТОС — содержание общего органического углерода в породе (параметр, рассчитываемый по сумме пиро-лизуемого и остаточного органического углерода в породе), % масс.; HI — водородный индекс, выражает отношение количества УВ и гетероатомных элементов нефтяного ряда S2, образованных в процессе нагревания породы от 300 до 650 °С, к содержанию общего органического углерода, мг УВ/г ТОС; 7~тах — температура, зарегистрированная при максимуме образования УВ продуктов крекинга керогена, °С; S0 и S1 — количество термодесорбируемыхУВ (продуктов термического испарения), образующихся при нагревании образца породы в температурных интервалах от 25 до 150 и от 150 до 300 °С соответственно, мг УВ/г породы; S2 — количество УВ-продуктов крекинга керогена и термического испарения смолисто-асфальтеновых веществ, образующихся при нагревании образца породы в температурном интервале от 300 до 650 °С (параметр, характеризующий остаточный генерационный потенциал), мг УВ/г породы; AS2 — разность значений параметра S2 для образцов до и после экстракции; GOC/TOC — отношение содержания пиролизуемого органического углерода в породе (GOC) к содержанию общего органического углерода в породе (ТОС), умноженное на 100 %. Для параметров 7~max, S2, HI и GOC/TOC представлены результаты по образцам после экстракции.
Note. Numerator shows arithmetic mean values, denominator — range of parameter value changes. |3XB — bituminoid coefficient, the ratio of the chloroform bitumen content to the total organic carbon content of the rock, %. Pyrolysis parameters: TOC — Total Organic Carbon content (parameter calculated from the sum of pyrolyzed and residual organic carbon in the rock), wt %; HI — Hydrogen Index showing the ratio of the amount of HC to heteroatomic elements of the petroleum series S2 formed during heating of the rock from 300 to 650 °C, to the Total Organic Carbon content, mg HC/g TOC; 7~max — temperature registered at maximum formation of HC products of kerogen thermal decomposition, °C; S0 and — amount of thermally desorbed HC (products of thermal evaporation) formed when a rock sample is heated in temperature ranges 25 to 150 and 150 to 300 °C, respectively, mg HC/g of rock; S2 — amount of HC products of kerogen thermal decomposition and thermal evaporation of resinous-asphaltene materials formed when a rock sample is heated in temperature range 300 to 650 °C (parameter that characterises residual generation potential), mg HC/g of rock;AS2 — difference between the S2 parameter values for samples before and after extraction; GOC/TOC — ratio of pyrolyzed organic carbon content in a rock (GOC) to Total Organic Carbon content (TOC) multiplied by 100 %. Results for 7~max, S2, HI, and GOC/TOC parameters are presented for samples after extraction.
ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ И НЕТРАДИЦИОННЫЕ ИСТОЧНИКИ УВ
Групповой состав битумоидов баженовских отложений в пределах Красноленинской и Фроловской НГО на стадиях катагенеза ПК-МК1 и МК2-МК3 (по средним значениям с планками погрешностей по величине стандартного отклонения для выборки образцов в соответствующей группе)
Bitumoid group analysis of the Bazhenov deposits within Krasnoleninsky and Frolovsky petroleum areas at ПК-МК1 and МК2-МК3 catagenesis stages (according to mean values with error thresholds for standard deviation value in collection sample of the respective group)
A
100
Ж
60
50
40
£ <D
о
30
20
10
IL
I л В
1
100
60
50
40
30
3
2
20
10
100
60
50
40
£ <D
3
30
о 20 -
10
A — насыщенные УВ, B — ароматические соединения, С — смолисто-асфальтеновые вещества. Группы образцов стадий (1, 2): 1 — ПК-МК1, 2 — МК2-МК3
A — saturated hydrocarbons, B — aromatic compounds, С — resinous-asphaltene materials. Sample groups according for stages (1, 2): 1 — ПК-МК1, 2 — МК2-МК3
Для оценки возможности использования результатов определения группового состава, применительно к оценке степени термической зрелости ОВ пород, проведено ранжирование данных по содержанию отдельных фракций согласно ранее выполненной группировке образцов по стадиям катагенеза.
Результаты ранжирования показали, что содержание отдельных фракций между различными стадиями катагенеза (ПК3, МК1, МК2, МК3) практически не различимо. В то же время в более широких диапазонах зрелости образцы пород на стадиях МК2-МК3, в отличие от стадий ПК3-МКЬ характеризуются более высоким (примерно в 1,6 раз) средним содержанием насыщенных УВ и пониженной долей смолисто-асфальтеновых веществ, при этом по содержанию ароматических соединений дифференциация не прослеживается (рис. 2).
Значения битумоидного коэффициента (рХБ) образцов, отнесенных к стадиям МК2-МК3, более высокие — рХБ = 21 ± 11 (среднее значение и стандартное отклонение) и предполагают первичное перемещение битумоида в нефтематеринской толще, тогда как для образцов стадий ПК3-МК1 прослеживаются более низкие значения — рХБ = 13 ± 6.
Таким образом, по результатам пиролитиче-ского анализа образцов пород и оценки содержания и группового состава хлороформенных экстрактов, образцы скв. 8 отличаются наиболее термически зрелым ОВ стадии катагенеза МК3. Во всех остальных изученных образцах, за исключением одного наименее термически преобразованного образца из скв. 9 (ПК3), степень катагенеза ОВ пород соответствует стадиям МК1-МК2.
По результатам хромато-масс-спектрометри-ческих исследований рассчитан ряд молекулярных параметров для широкого спектра УВ и гетероатом-ных соединений, несущих информацию о генезисе ОВ, фациальных условиях седиментогенеза и раннего диагенеза, литологическом составе материнских пород, а также степени термической преобра-зованности ОВ на этапе катагенеза.
Из [13] известно, что геохимическая характеристика ОВ должна проводиться с учетом возможного взаимного влияния генетического и катагенетиче-ского факторов на значение молекулярных параметров, поэтому на первом этапе интерпретации данных хромато-масс-спектрометрического анализа авторами статьи была оценена принадлежность выбранных образцов к одному генетическому типу
C
B
0
0
0
RUSSIAN OIL AND GAS GEOLOGY № 6' 2022 |dj HC HARD-TO-RECOVER RESERVES AND UNCONVENTIONAL SOURCES
Рис. 3. Fig. 3.
Определение фациальных условий седиментогенеза и окислительно-восстановительных условий начальной стадии фоссилизации ОВ [17]
Determination of facies settings of sedimentogenesis and redox settings at the early OM fossilization stage [17]
Номера скважин (1-9): 1 — 1, 2 — 2, 3 — 3, 4 — 4, 5 — 5, 6 — 6, 7 — 7, 8 — 8, 9 — 9
Примечание. Pr/n-C17 — отношение пристана к л-гептадекану; Ph/n-C18 — отношение фитана к л-октадекану
Well numbers (1-9): 1 — 1, 2 — 2, 3 — 3, 4 — 4, 5 — 5, 6 — 6, 7 — 7, 8 — 8, 9 — 9
Note. Pr/n-C17 — pristane to л-heptadecane ratio; Ph/n-C18 — phytane to л-octadecane ratio.
ОВ и близость литофациальных условий осадкона-копления.
По соотношению нормальных и изопреноид-ных алканов исследуемое ОВ относится к акваген-ному типу, сформированному преимущественно в мелководно-морских, а также глубоководно-морских восстановительных условиях (рис. 3). В распределении регулярных стеранов состава С27-С29 преобладают гомологи С27, составляющие в среднем 41 %, гомологи С28 и С29 содержатся примерно в одинаковых количествах — 29 и 30 % соответственно, что является свидетельством формирования ОВ в условиях открытого моря или обстановках типа залив (рис. 4). Морской генезис ОВ для большинства образцов прослеживается и по трициклановому ин-
дексу Its, значения которого изменяются в диапазоне от 0,03 до 1,06 [14], а также по преобладанию три-ароматических стеранов над моноароматическими (среднее 2,82 в диапазоне значений 0,96-4,86) [15, 16]. По параметру STER/PENT источником ОВ для большей части образцов рассматривается бактериальная некрома, для ОВ образцов из скважин 8, 9 — остатки фитопланктона [13].
Для оценки генетической связи материнской породы преимущественно с карбонатными, глинистыми либо глинисто-карбонатными формациями рассмотрены молекулярные параметры по три- и пентациклическим терпанам [13, 19], результаты анализа которых указывают на глинисто-карбонатный состав вмещающих отложений. Наличие в со-
Рис. 4. Fig. 4.
ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ И НЕТРАДИЦИОННЫЕ ИСТОЧНИКИ УВ
Треугольная диаграмма для классификации генетических типов ОВ по соотношению стеранов С27, С28, С29 [18] в составе насыщенной фракции битумоидов
Triangular diagram for OM genetic type classification according to С27, С28, С29 steranes ratio [18] in bitumoid saturated fraction
ставе материнских пород кремнистых компонентов прослеживается по значениям параметра 4-MDBT/ Phen в диапазоне от 0,29 до 1,92 [20]. Полученные результаты согласуются с данными рентгенофазо-вого анализа.
В связи с широким диапазоном стадий катагенеза рассматриваемых образцов (от ПК3 до МК3) традиционно используемое соотношение перегруппированных и регулярных стеранов состава С27 параметр Dia/(Dia + Reg) не позволяет связать вариацию значений (0,3-0,9) параметра с различием литофациальных обстановок формирования ОВ. Распределение значений параметра Ts/(Ts + Tm), рассчитываемых по соотношению термически более устойчивого С27 18а-триснорнеогопана (Ts) к менее устойчивому С27 17а-трисноргопану (Tm), в отношении интерпретации литофациальных условий в образцах также неоднозначно. Например, для битумоидов скв. 8 максимальные значения данного параметра (0,83-0,95) предполагают глинистые среды осадконакопления, в то же время параметр C31R/ HOP со значениями выше 0,35, предлагаемый К.Е. Петерсом и др. [13, 19], может указывать на присутствие карбонатного материала. Наблюдаемое несоответствие, вероятнее всего, объясняется значительным влиянием катагенетического фактора, в связи с чем данный параметр в изученной
выборке рассматривался только как показатель степени термической зрелости ОВ.
В целом пиролитические и молекулярные параметры (рис. 5, см. табл. 1) указывают на единство генетического типа и близость условий формирования ОВ исследованной выборки образцов, что позволяет производить сравнительную оценку степени катагенеза ОВ по молекулярным параметрам. Несмотря на несколько отличающуюся конфигурацию графика для скв. 8, определяемую некоторым различием исходных биопродуцентов ОВ (по параметрам STER/PENT, TRICYC/PENT, Its, TRI/MONO) (см. рис. 5 A) и литологическим составом материнских пород (по распределению терпанов и ароматических соединений) (см. рис. 5 B), все рассматриваемые образцы можно отнести к одному семейству ОВ морского генезиса, формирование которого происходило в кремнисто-карбонатно-глинистых обстановках осадконакопления. На значения параметра TRICYC/PENT, вероятно, оказывает влияние катагенетический фактор.
В стандартном комплексе молекулярных исследований предусмотрен ряд параметров оценки степени катагенеза ОВ, рассчитываемых по нормальным и изопреноидным алканам, тетра- и пен-тациклическим УВ (стераны и терпаны) в составе насыщенных фракций битумоидов и ароматическим соединениям соответствующей фракции.
HC HARD-TO-RECOVER RESERVES AND UNCONVENTIONAL SOURCES
Рис. 5. Fig. 5.
Звездные диаграммы значений (среднее по скважине) параметров, определяющих генезис ОВ, (А) и параметров, определяющих литологический состав материнской породы, (B)
Rose diagrams of parameter values (average in the well) responsible for OM genesis (А) parameters responsible for source rock lithology (B)
A
B
STER/PENT 10
TRI/MONO
Its
Трициклические терпаны С /С
19 ' 23 10
TRICYC/PENT
4-MDBT/ Phen
NOR/HOP
C /C
29 ' 27
Трициклические терпаны С /С
Терпаны С /С
24 ' 23
C /C
28 ' 29
Трициклические терпаны С -С /С -С
26 29 '19 25
Трициклические терпаны С /С
26 25
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Номера скважин (1-9): 1 — 1, 2 — 2, 3 — 3, 4 — 4, 5 — 5, 6 — 6, 7 — 7, 8 — 8, 9 — 9
Примечание. STER/PENT — соотношение сумм стеранов С27-С29 и пентацикланов С27-С35; TRICYC/PENT — соотношение сумм три-терпанов (до пика С27 18а Ts) и пентациклических (от пика С27 18а Ts) терпанов; C29/C27 и C28/C29 — соотношения сумм соответствующих стеранов состава С27-С29 (по m/z 217, 218); Its — отношение 2 . ^хейлантаны С19-С20/2хейлантаны С23-С26; TRI/ MONO — соотношение сумм три- и моноароматических стероидов по m/z 231 и m/z 253 соответственно; трициклические терпаны C19/C23, C22/C21, C26/C25 — соотношения пиков соответствующих трициклических терпанов; терпаны C24/C23 — отношение тетрациклического терпана С24 к трициклическому терпану С23; трициклические терпаны C26-C29/C19-C25 — отношение сумм соответствующих трициклических терпанов C19-C29; NOR/HOP — С2917а21в (R) 25-норгопан/с30 гопан; 4-MDBT/Phen — 4-ме-тилдибензотиофен/фенантрен.
Well numbers (1-9): 1 — 1, 2 — 2, 3 — 3, 4 — 4, 5 — 5, 6 — 6, 7 — 7, 8 — 8, 9 — 9
Note. STER/PENT — С27-С29 sterane to С27-С35 pentacyclane sums ratio; TRICYC/PENT — triterpanes (before С27 18а Ts peak) to pentacyclic (from С27 18а Ts peak) terpanes sums ratio; C29/C27 and C28/C29 — sum ratios of respective steranes of С27-С29 (according to m/z 217, 218) composition; Its — 2 . 1С19-С20 cheilanthanes to 1С23-С26 cheilanthanes; TRI/MONO — sum ratio of tri- and monoaromatic steroids according to m/z 231 and m/z 253, respectively; tricyclic terpanes C19/C23, C22/C21, C26/C25 — ratios of peaks of the respective tricyclic terpanes; terpanes C24/C23 — tetracyclic terpane С24 to tricyclic terpane С23; tricyclic terpanes C26-C29/C19-C25 — ratios of peaks of the respective tricyclic terpanes C19-C29;NOR/HOP — С2917а21в (R) 25-norhopane/C30 hopane; 4-MdbT/ Phen — 4-methyl-dibenzothiophene/phenanthrene.
Исследование уровня термической зрелости ОВ с использованием соотношений изопреноидных и нормальных алканов (см. рис. 2) возможно проводить скорее на качественном уровне с выделением «незрелого», «зрелого» и «постзрелого» ОВ, что дает лишь первичное представление о ранжировании образцов в пределах изучаемой выборки. Наиболее зрелыми являются образцы из скв. 8 (см. рис. 2).
Применение молекулярных параметров, рассчитываемых на основе соотношения пространственных изомеров стеранов и гопанов, ограничено начальными этапами главной зоны нефтеобразо-вания, при этом в процессе геохимической интерпретации следует учитывать, что при одинаковой энергии активации фактор частоты столкновений реагирующих молекул у гопанов выше, чем у стеранов, поэтому изомеризация биогопанов 22R в гео-
гопаны 22S происходит быстрее, чем изомеризация биоэпимеров 20R С29 ааа-стеранов в геоэпимеры 20S [21]. Исходя из этого, параметр С32HSR = 22S/[22S + + 22R] достигает предельных (равновесных) значений (0,57-0,62) быстрее, чем параметр C29SSR = = аа20S/аа[20S + 20^.
В свою очередь, соотношение R- и S-эпимеров С29 ааа-стеранов быстрее достигает равновесных значений (0,52-0,55) по сравнению с соотношением эпимеров С29 стеранов конфигураций арр и ааа (параметр С29рраа = PP[20S + 20R]/(PP[20S + 20R]+аа[20S + + 20R], равновесные значения 0,67-0,71)) [13]. Кроме того, что с повышением уровня термической зрелости ОВ концентрации стеранов и гопанов значительно уменьшаются [22].
В выполненном исследовании, по указанным гопановым и стерановым параметрам зрелости
ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ И НЕТРАДИЦИОННЫЕ ИСТОЧНИКИ УВ
Сз2HSR, C29SSR и С29рраа, образцы либо близки, либо уже вступили в главную зону нефтеобразования, что согласуется с результатами вышеприведенных пиролитических исследований, по которым 89 % образцов соответствует стадиям МК1-МК2.
При этом рассматриваемые молекулярные параметры для образцов стадий ПК3, МК и МК2 имеют следующие значения: С32HSR = 0,58, 0,58 и 0,57; С29^ = 0,41, 0,52 и 0,54; С29рраа = 0,33, 0,55 и 0,57 соответственно. Для образцов стадии МК3 отмечены наименьшие значения параметра С32HSR (0,51) и пониженные по сравнению с образцами стадий МК1 и МК2 значения параметра C29SSR (0,46), значения параметра С29рраа = 0,59 наибольшие среди образцов в рассматриваемом диапазоне градаций катагенеза ОВ.
Неоднозначное распределение значений параметров С32HSR и C29SSR по стадиям катагенеза может быть связано с влиянием на скорость изомеризации 17а 21р 22 R-бисгомогопaнa литологи-ческого состава материнских пород и возможным понижением значений параметра C29SSR на высоких уровнях термической зрелости ОВ (для стадии МК3) [13]. Полученное распределение значений параметров, во-первых, подтверждает рассмотренный выше тезис об ограниченности использования данных параметров только на начальных этапах главной зоны нефтеобразования и не позволяет провести дифференциацию значений параметров по стадиям катагенеза, во-вторых, показывает возможное влияние генетического и катагенети-ческого факторов на значения параметров С32HSR и C29SSR соответственно. Поэтому эти стерановые и терпановые параметры для построения корреляционных зависимостей с пиролитическими параметрами не рассматривались.
Считается, что более надежная оценка степени катагенеза ОВ пород прогнозируется при использовании молекулярных параметров, рассчитанных по ароматическим соединениям, например по соотношению дибензотиофенов (параметр MDR = = 4-MDBT/1-MDBT) и триароматических стеранов (параметр ТА(1)/ТА(1 + II)), поскольку они являются термически более устойчивыми по сравнению с УВ-биомаркерами на высоких уровнях термической зрелости [22]. В дополнение к указанным ароматическим параметрам для оценки степени катагенеза ОВ баженовской свиты И.В. Гончаровым, А.Э. Конторовичем и др. [1, 15, 16, 23] в качестве информативных рассматриваются параметры Ts/ С^ + + Тт), К = (Рг + Phy(n-C17 + п-С18).
В соответствии с представлениями о меньшей термодинамической устойчивости соединений, используемых в знаменателях расчетных формул молекулярных параметров MDR, Ts/(Ts + + Тт), ТА(1)/ТА(1 + II), значения данных параметров должны закономерно увеличиваться с повышением степени катагенеза ОВ. Напротив, для параметра Ю, отражающего величину отношения изопреноидных алканов к нормальным, значения
параметра должны уменьшаться с увеличением термического преобразования ОВ пород.
Указанные выше закономерности для исследованной выборки образцов прослеживаются с высокими коэффициентами детерминации R2 при корреляциях с пиролитическими параметрами (рис. 6). Аналогичная картина с высокой степенью взаимосвязи отмечается и при взаимных корреляциях между молекулярными параметрами зрелости MDR, Ts/ (Ts + Tm), TA(I)/TA(I + II), Ki. Кроме того, для изученных образцов выявлена хорошая корреляционная зависимость значений параметра TRICYC/PENT от вышеуказанных молекулярных параметров зрелости ОВ, что указывает на большее влияние ка-тагенетического фактора на рассматриваемый параметр. Образцы скв. 8 (рис. 7) характеризуются повышенным содержанием трициклических терпа-нов относительно пентациклических по сравнению с образцами из других скважин, что также может указывать на большую степень термической зрелости рассматриваемых образцов [13].
Ранжирование значений молекулярных параметров исследованных образцов в зависимости от Ro позволило выделить диапазоны для ОВ баженовской свиты Красноленинской и Фроловской НГО, соответствующие определенным стадиям шкалы катагенеза (табл. 2). Рис. 8 наглядно демонстрирует дифференциацию образцов соответствующих стадий катагенеза в определенных диапазонах значений молекулярных параметров. Повышение степени катагенеза ОВ пород прослеживается в следующем порядке: наименее зрелые — образцы из скважин 2, 3, 9, средними значениями параметров характеризуются образцы из скважин 1, 4-7, наиболее зрелые — образцы из скв. 8.
Практическую значимость комбинированного использования пиролитических и молекулярных параметров применительно к оценке степени катагенеза нефтегазоматеринских пород можно продемонстрировать на примере образцов скв. 8. Так, по этой скважине для восьми образцов выполнены пиролитические исследования пород и хромато-графические анализы группового и молекулярного состава битумоидов (экстракция - групповой анализ - хромато-масс-спектрометрия). По первичным пиролитическим данным несколько образцов имели нехарактерные значения при совместном рассмотрении параметров Tmax, HI и GOC/TOC относительно основной части образцов. В частности, основная доля образцов выборки имела средние значения Tmax = 453 °С при значении HI = 161 мг УВ/г ТОС. Три аномальных образца имели пониженные значения Tmax, при этом индекс HI также был ниже, чем у других образцов. Это противоречит представлениям о том, что для ОВ пород, имеющих пониженные значения параметра HI, т. е. реализовавших генерационный потенциал (параметр S2) в большей степени, должны прослеживаться более высокие значения параметра Tmax.
RUSSIAN OIL AND GAS GEOLOGY № 6' 2022 |dj HC HARD-TO-RECOVER RESERVES AND UNCONVENTIONAL SOURCES
Рис. 6. Fig. 6.
Корреляционные взаимосвязи пиролитических и молекулярных параметров ОВ пород баженовской свиты Красноленинской и Фроловской НГО
Correlations of pyrolytic and molecular parameters of OM from the Bazhenov Fm (Krasnoleninsky and Frolovsky petroleum areas)
460 455 450 445
(j
J 440 435 430 425
y = 6,22ln{») + 432,73 Ri = 0,92
900 800 700 % 600 ■X 500 » 400 5 300 200 100 0
460 455 450 445
и
J 440 435 430 425
900 800 700
0 600 500
» 400 5 300
1
200 100 0
0,4 0,6 0,8 Ts/{Ts+Tm)
y = -993,55» + 1 032,65
4 -
460 455 450 445
и
J 440 435 430 425
0,4 0,6 Ts/{Ts+Tm)
0,2 0,4 0,6 TA{I)/TA{I+II)
900
800
700
о 600
i. 500
> 400
5 300 x
200 100 0
y = -864,82» + 760,61
460 y = -16,87» + 450,93 Ri = 0,78
455
450
0 445
J 440
435
430
425 * ^
0 0,5 1 1,5 Ki 2
0,4 0,6 TA{I)/TA{I+II)
900 y = 188,54» + 103,03
Ri = 0,82
800
700 *
600
500
400
300
200 Jl
100
0
0 0,5 1 1,5 2
Ki
80
70
60
ss 50
u r. 40
t
30
20
10
0
■4
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Ts/{Ts+Tm)
80
70
60
ss 50
u r. 40
t
r. 30
20
10
0
0,2 0,4 0,6 TA{I)/TA{I+II)
0,8
80
70
60
ss 50
u с 40
с 30 1,
20 . t
10 •V ■
0
y = 41,41»: + 9,8 Ri = 0,82
0,5
1,5
y = 33,14» + 427,37 Ri = 0,91
y = 33,71» + 419,21 Ri = 0,88
0
10
20
30
0
0
MDR
y = -167,84ln{») + 623,57 Ri = 0,89
Ri = 0,93
Ri = 0,87
0
1
0
1
0
10
20
30
MDR
y = -84,09» + 88,52 Ri = 0,93
y = -73,83» + 65,67 Ri = 0,87
0
0
1
2
0
10
20
30
DR
По результатам хромато-масс-спектрометриче-ского анализа, все исследованные образцы данной скважины имели схожие значения молекулярных параметров Ю, Ts/(Ts + Тт), MDR, ТА(1)/ТА(1 + II), что указывало на их принадлежность к одной стадии катагенеза и, соответственно, на близость значений показателя Яо.
С помощью уравнения взаимосвязи (см. рис. 6 А) молекулярного параметра MDR и Ттах авторы статьи рассчитывали теоретическое значение Ттах, которое должно соответствовать величине данного молекулярного параметра. Для аномальных образцов значения Ттах, определенные пиро-литическим методом, действительно оказались заниженными, и дальнейшее использование этих значений в расчете Я0 могло привести к ошибочному отнесению данных образцов к менее зрелым стадиям по шкале катагенеза. На рис. 8 показано, что при корректировке пиролитических значений Ттах на основе параметра MDR и последующем расчете Я0, точки данных аномальных образцов смещаются
в более зрелую зону (пунктирные круги). Аналогичным образом с помощью пересчетных уравнений взаимосвязи можно рассчитать скорректированные значения индексов Н1 и GOC/TOC и таким образом получить более достоверную информацию о степени зрелости образцов пород.
Выводы
С использованием комплекса пиролитических и молекулярных параметров проведена оценка уровня термической зрелости ОВ баженовских отложений и их стратиграфических аналогов (нижне-тутлеймская подсвита) из девяти скважин Красно-ленинской и Фроловской НГО.
Анализ распределения значений молекулярных параметров Ю, Ts/(Ts + Тт), MDR, ТА(1)/ТА(1 + II) в пределах соответствующей стадии катагенеза показал изменение значений данных параметров в определенных дифференцируемых диапазонах, что указывает на возможность их комбинированного использования с пиролитическими параметрами
ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ И НЕТРАДИЦИОННЫЕ ИСТОЧНИКИ УВ
Рис. 7. Fig. 7.
Типовые масс-фрагментограммы по характеристичному иону m/z 191 насыщенной фракции битумоидов в образцах из скважин 8 (A) и 1-7, 9 (B)
Typical mass fragmentogram according to specific m/z 191 ion of saturated bitumoid fraction in the samples from well 8 (A), wells 1-7, 9 (B)
32 34 36 33 40 42 44 46 48 50 53 54 56 53 60 62 64 66
Время удерживания, мин
Примечание. 1, 2, 3 — трициклические терпаны, 4, 5 — пентациклические терпаны. Note. 1, 2, 3 — tricyclic terpanes, 4, 5 — pentacyclic terpanes.
Табл. 2. Значения молекулярных параметров, соответствующих стадиям ПК3-МК1-МК2-МК3 шкалы катагенеза ОВ баженовской свиты в пределах Красноленинской и Фроловской НГО
Tab. 2. Values of molecular parameters corresponding to ПК3-МК1-МК2-МК3 stages of catagenesis of Bazhenov Fm Organic Matter in the Krasnoleninsky and Frolovsky petroleum areas
Число образцов, отнесенных к соответствующей стадии катагенеза Ro, % Молекулярные параметры
Ki Ts/(Ts + Tm) MDR ТА (I)/TA (I + II)
ПК3 (Ro от 0,4 до 0,5 %)
1 0,48 1,21 0,36 0,59 0,09
MKj (Ro от 0,5 до 0,65 %)
27 0,57 ± 0,05 0,51-0,64 0,98 ± 0,31 0,42-1,44 0,43 ± 0,12 0,28-0,7 1,48 ± 1,09 0,57-4,2 0,19 ± 0,11 0,08-0,46
MKj (Ro от 0,5 до 0,65 %)
22 0,07 ± 0,03 0,66-0,76 0,45 ± 0,12 0,18-0,68 0,71 ± 0,11 0,55-0,93 64 ± 4,8 1,9-22,5 0,48 ± 0,13 0,30-0,77
МК3 (Ro от 0,85 до 1,15 %)
5 0,99 ± 0,05 0,92-1,07 0,25 ± 0,06 0,21-0,36 0,89 ± 0,04 0,83-0,93 21,2 ± 4,8 15,3-28,4 0,74 ± 0,03 0,71-0,78
Примечание. Числитель — средние арифметические значения ± стандартное отклонение, знаменатель — диапазон изменения значений параметров. Ro — расчетное значение через пиролитический параметр Tmax по методике, приведенной в работе [4].
Note. Numerator shows arithmetic mean values ± standard deviation, denominator — range of parameter value changes. Ro — value calculated using Tmax pyrolytic parameter in accordance with methodology presented in [4].
HC HARD-TO-RECOVER RESERVES AND UNCONVENTIONAL SOURCES
Диапазоны значений молекулярных параметров при группировке образцов по стадиям катагенеза и их корреляция с показателем Ro для ОВ пород баженовской свиты Красноленинской и Фроловской НГО
Ranges of molecular parameter values when samples are grouped according to catagenesis stage,
and their correlation with Ro indicator for OM from the Bazhenov Fm (Krasnoleninsky and Frolovsky petroleum areas)
A
К 0,
' 0:
М 0,
y = 0,18* 2,7 Я2 = 0,75
0,4
K-
0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1,2 -*-*-H
Ro, %
B
0
аК
S 0,
y = 1,01ln(x) + 1,03 R2 = 0,82
.....
о nt^-
ш
/
0,4 b-
0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1,2 R°' %
C
10
0,1
y = 33,64x 5,7 R2 = 0,87
Ro, %
0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1,2
î. - ÏH - -
ПК, МК. МК, МК,
D
1 0,9 0,8
I1
М 0,7
y = 1,08ln(x) + 0,83 R2 = 0,84
° jH * * » •
jC0
>Qa □
0,4 0,5 0,6 0,7 (•-«4*-4«-
0,8 0,9 1
Ro, %
1,1 1,2 --—4
ПК, МК.
1
Молекулярные праметры: A — Ki, B — Ts/(Ts + Tm), C — log10(MDR), D — ТА (I)/TA (I + I 1 — корректировка Ro через параметр MDR. Остальные усл. обозначения см. на рис. 3
Molecular parameters: А — Ki, B — Ts/(Ts + Tm), C — log10(MDR), D — ТА (I)/TA (I + II). 1 — Ro correction using MDR parameter. For other Legend items see Fig. 3
0
0
ПК
МК
МК
МК
ПК
МК
МК
МК
100
1
0
МК
МК
при оценке степени катагенеза ОВ. Информативность рассмотренных молекулярных параметров катагенеза подтверждается высокими значениями коэффициентов детерминации Я2 при построении корреляционных зависимостей между параметрами (пиролитическими и молекулярными).
Полученные числовые значения диапазонов изменения молекулярных параметров могут быть использованы для отнесения образцов баженов-ской свиты Красноленинской и Фроловской НГО к соответствующей стадии катагенеза (ПК3-МК3).
Выполненное исследование показывает, что изучение корреляционных зависимостей между молекулярными и пиролитическими параметрами дает весьма ценную информацию при проведении комплексных геохимических исследований с возможностью корректировки одних параметров через другие, что позволяет наиболее достоверно определять генетические и катагенетические характеристики ОВ для корректного восстановления истории преобразования ОВ и дальнейшего использования полученных данных, например в бассейновом моделировании.
ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ И НЕТРАДИЦИОННЫЕ ИСТОЧНИКИ УВ
Литература
1. Гончаров И.В., Самойленко В.В., Обласов Н.В., Носова С.В. Молекулярные параметры катагенеза органического вещества пород баженовской свиты Томской области // Геология нефти и газа. - 2004. - № 5. - С. 53-59.
2. Конторович А.Э., Трофимук А.А. Литогенез и нефтегазообразование // Горючие ископаемые. Проблемы геологии и геохимии нафтидов и битуминозных пород / Под ред. Н.Б. Вассоевича. - М. : Наука, 1976. - С. 19-36.
3. Неручев С.Г., Вассоевич Н.Б.,Лопатин Н.В. О шкале катагенеза в связи с нефтегазообразованием // Горючие ископаемые. Проблемы геологии нафтидов и битуминозных пород / Под ред. Н.Б. Вассоевича. - М. : Наука, 1976. - С. 47-62.
4. Калмыков А.Г., Карпов Ю.А., Топчий М.С., Фомина М.М., Мануилова Е.А., Шереметьева Е.В., Третьякова И.О., Пронина Н.В., Шишков В.А., Балушкина Н.С., Фадеева Н.П., Ступакова А.В., Калмыков Г.А. Влияние катагенетической зрелости на формирование коллекторов с органической пористостью в баженовской свите и особенности их распространения // Георесурсы. - 2019. - Т. 21. -№ 2. - С. 159-171. DOI: 10.18599/grs.2019.2.159-171.
5. Гусев И.М., Панченко И.В., Смирнова М.Е., Талдыкин Я.Б., Куликов П.Ю. Подходы к оценке зрелости органического вещества в баженовском горизонте по данным сопоставления пиролитических параметров, литологии и стратиграфии разрезов [Электронный ресурс] // Юрская система России: проблемы стратиграфии и палеогеографии : мат-лы VIII Всероссийского совещания с международным участием, онлайн-конференция (7-10 сентября 2020 г.). - 2020 г. - С. 54-58. - Режим доступа: http://www.mmtk.ginras.ru/ pdf/Gusev%20et%20al,%202020.pdf (дата обращения: 01.11.2021).
6. Вторушина Э.А., Булатов Т.Д., Козлов И.В., Вторушин М.Н. Современный метод определения пиролитических параметров горных пород // Геология нефти и газа. - 2018. - № 2. - С. 71-77. DOI: 10.31087/0016-7894-2018-2-71-77.
7. Кульков М.Г., Вторушина Э.А. Ускоренная экстракция ASE — как эффективный метод извлечения битумоидов при выполнении пиролитических и хроматографических исследований кернового материала // Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа - Югры : мат-лы двадцать второй научно-практической конференции (Ханты-Мансийск, 18-21 ноября 2019 г.). В 2 т. Т. 2 / Под ред. А.В. Шпильмана, В.А. Волкова. - Ханты-Мансийск : АУ "НАЦ РН им. В.И. Шпильмана", 2019. -С. 79-90.
8. Немова В.Д. Многоуровневая литологическая типизация пород баженовской свиты // Нефтяное хозяйство. - 2019. - № 8. -С. 13-17. DOI: 10.24887/0028-2448-2019-8-13-17.
9. Панченко И.В., Немова В.Д., Смирнова М.Е., Ильина М.В., Барабошкин Е.Ю., Ильин В.С. Стратификация и детальная корреляция баженовского горизонта в центральной части Западной Сибири по данным литолого-палеонтологического изучения и ГИС // Геология нефти и газа. - 2016. - № 6. - С. 1-13.
10. Козлова Е.В., Фадеева Н.П., Калмыков Г.А., Балушкина Н.С., Пронина Н.В., Полудеткина Е.Н., Костенко О.В., Юрченко А.Ю., Борисов Р.С., Бычков А.Ю., Калмыков А.Г., Хамидуллин Р.А., Стрельцова Е.Д. Технология исследования геохимических параметров органического вещества керогенонасыщенных отложений (на примере баженовской свиты, Западная Сибирь) // Вестник Московского университета. Серия 4: Геология. - 2015. - № 5. - С. 44-53.
11. Фомин А.Н., Беляев С.Ю., Красавчиков В.О., Истомин А.В. Факторы катагенеза органического вещества в юрских отложениях Западно-Сибирского мегабассейна // Геология нефти и газа. - 2014. - № 1. - С. 129-135.
12. Фадеева Н.П., Морозов Н.В., Бакай Е.А., Фролов С.В. Геохимические предпосылки нефтегазоносности Березовской впадины (Восточная Сибирь) // Георесурсы. - 2021. - Т. 23. - № 2. - С. 44-45. DOI: 10.18599/grs.2021.2.4.
13. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. The biomarker guide. - Cambridge university press, 2005. - V. 2. - 538 p.
14. ^упакова А.В., Соколов А.В., Соболева Е.В., Кирюхина Т.А., Курасов И.А., Бордюг Е.В. Геологическое изучение и нефтегазонос-ность палеозойских отложений Западной Сибири // Георесурсы. - 2015. - Т. 61. - № 2. - С. 63-76. DOI: 10.18599/grs.61.2.6.
15. Конторович А.Э., Меленевский В.Н., Иванова Е.Н., Фомин А.Н. Фенантрены, ароматические стераны и дибензотиофены в юрских отложениях Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна и их значение для органической геохимии // Геология и геофизика. - 2004. - Т. 45. - № 7. - С. 873-883.
16. Сотнич И.С., КостыреваЕ.А. Ароматические соединения в битумоидах баженовской свиты севера Хантейской гемиантеклизы // Георесурсы. - 2021. - Т. 23. - № 1. - С. 42-51. DOI: 10.18599/grs.2021.1.4.
17. Connan J., Cassou A.M. Properties of gases and petroleum liquids derived from terrestrial kerogen at various maturation levels // Geochimica et Cosmochimica Acta. - 1980. - V. 44. - № 1. - P. 1-23.
18. Huang Wen-Yen., Meinschein W.G. Sterols as ecological indicators // Geochimica et Cosmochimica Acta. - 1979. - V. 43. - № 5. -P. 739-745. DOI:10.1016/0016-7037(79)90257-6.
19. Peters K.E., Ramos L.S., Zumberge J.E., Valin Z.C., Scotese C.R., Gautier D.L. Curcum Arctic petroleum systems identified using decision-tree chemometrics // AAPG Bulletin. - 2007. - V. 91. - № 6. - P. 877-913. DOI:10.1306/12290606097.
20. Chakhmakhchev A., Suzuki N. Saturate biomarkers and aromatic sulfur compounds in oils and condensates from different source rock lithologies of Kazakhstan, Japan and Russia // Organic Geochemistry. - 1995. - V. 23. - № 4. - P. 289-299. DOI:10.1016/0146-6380(95)00050-O.
21. Mackenzie A.S., Beaumont C., McKenzie D.P. Estimation of the kinetics of geochemical reactions with geophysical models of sedimentary basins and applications // Organic geochemistry. - 1984. - V. 6. - P. 875-884.
22. He Chuan, Huang Haiping, Wang Qianru, Li Zongxing. Correlation of Maturity Parameters Derived from Methylphenanthrenes and Methyldibenzothiophenes in the Carboniferous Source Rocks from Qaidam Basin, NW China // Geofluids. - 2019. - V. 2019. - № 8. DOI:10.1155/2019/5742902.
23. Гончаров И.В., Самойленко В.В., Носова С.В., Обласов Н.В. Способ определения зрелых нефтематеринских пород [Электронный ресурс] // Патент № 2261438. - Заявитель и патентообладатель ОАО «ТомскНИПИнефть». - 8 с. - Режим доступа: https://viewer. rusneb.ru/ru/000224_000128_0002261438_20050927_C1_RU?page=1&rotate=0&theme=black (дата обращения 04.11.2022).
References
1. Goncharov I.V., Samoilenko V.V., Oblasov N.V., Nosova S.V Molecular parameters of ОM catagenesis of Bazhenov suite of Tomsk area. Geologiyaneftiigaza. 2004;(5):53-59. In Russ.
98^ HC HARD-TO-RECOVER RESERVES AND UNCONVENTIONAL SOURCES
2. Kontorovich A.E., Trofimuk A.A. Litogenez i neftegazoobrazovanie [Lithogenesis and oil and gas formation]. In: N.B. Vassoevich, ed. Goryuchie iskopaemye. Problemy geologii i geokhimii naftidov i bituminoznykh porod. Moscow: Nauka; 1976. pp. 19-36. In Russ.
3. Neruchev S.G., Vassoevich N.B., Lopatin N.V. O shkale katageneza v svyazi s neftegazoobrazovaniem [On the scale of catagenesis in connection with oil and gas formation]. In: N.B. Vassoevich, ed. Goryuchie iskopaemye. Problemy geologii i geokhimii naftidov i bituminoznykh porod. Moscow: Nauka; 1976. pp. 47-62. In Russ.
4. Kalmykov A.G., Karpov Yu.A., Topchiy M.S., Fomina M.M., Manuilova E.A., Sheremeteva E.V., Tretyakova I.O., Pronina N.V., Shishkov V.A., BalushkinaN.S., Fadeeva N.P., StoupakovaA.V., KalmykovG.A. The effect of catagenetic maturity on the formation of reservoirs with organic porosity in the Bazhenov formation and peculiarities of their extension. Georesursy = Georesources. 2019;21(2):159-171. DOI: 10.18599/ grs.2019.2.159-171. In Russ.
5. Gusev I.M., Panchenko I.V., Smirnova M.E., Taldykin Y.B., Kulikov P.Yu. Approaches to assessing the maturity of organic matter in the Bazhenovo formation according to a comparison of pyrolytic parameters, lithology and stratigraphy of sections. In: Jurassic System of Russia: Problems of stratigraphy and palaeogeography. Proceedings of the VIIIth All-Russian Meeting with international participation (Online, September 7-10, 2020). Syktyvkar; 2020. pp. 54-58. Available at: http://www.mmtk.ginras.ru/pdf/Gusev%20et%20al,%202020. pdf (accessed on 01.11.2021). In Russ.
6. Vtorushina E.A., Bulatov T.D., Kozlov I.V., Vtorushin M.N. The advanced technique for determination of pyrolysis parameters of rocks. Geologiyaneftii gaza. 2018;(2):71-77. DOI: 10.31087/0016-7894-2018-2-71-77. In Russ.
7. Kul'kovM.G., VtorushinaE.A. Uskorennaya ehkstraktsiya ASE - kak ehffektivnyi metod izvlecheniya bitumoidov pri vypolnenii piroliticheskikh i khromatograficheskikh issledovanii kernovogo materiala [Accelerated extraction of ASE — as an effective method of extraction of bitumoids when performing pyrolytic and chromatographic studies of core material]. In: A.V. Shpil'man, V.A. Volkov, eds. Puti realizatsii neftegazovogo potentsiala Khanty-Mansiiskogo avtonomnogo okruga - Yugry : materialy dvadtsat' vtoroi nauchno-prakticheskoi konferentsii (Khanty-Mansiisk, November 18-21, 2019). In 2 V. V. 1. Khanty-Mansiisk: AU "NATS RN im. V.I. Shpil'mana"; 2019. pp. 79-90. In Russ.
8. Nemova V.D. Multi-level lithological typization of rocks of the Bazhenov Formation. Oil Industry. 2019;(8):13-17. DOI: 10.24887/00282448-2019-8-13-17. In Russ.
9. Panchenko I.V., Nemova V.D., Smirnova M.E., Ilyina M.V., Baraboshkin E.Yu., Ilyin VS. Stratification and detailed correlation of Bazhenov horizon in the central part of the Western Siberia according to lithological and paleontological core analysis and well logging. Geologiya nefti i gaza. 2016;(6):1-13. In Russ.
10. Kozlova E.V., Fadeeva N.P., Kalmykov G.A., Balushkina N.S., Pronina N.V., Poludetkina E.N., Kostenko O.V., Yurchenko A.Yu., Borisov R.S., Bychkov A.Yu., Kalmykov A.G., Khamidullin R.A., Streltsova E.D. Geochemical technique of organic matter research in deposits enriched in kerogen (the Bazhenov formation, West Siberia). Moscow University Geology Bulletin. 2015;(5):44-53. In Russ.
11. Fomin A.N., Belyaev S.Yu., Krasavchikov V.O., Istomin A.V. Factors of organic matter maturity in Jurassic deposits of the West Siberian megabasin. Geologiya neftii gaza. 2014;(1):129-135. In Russ.
12. Fadeeva N.P., Morozov N.V., Bakai E.A., Frolov S.V. Geochemical background of Berezovsky depression oil and gas potential (Eastern Siberia). Georesursy = Georesources. 2021;23(2):44-55. DOI: 10.18599/grs.2021.2.4. In Russ.
13. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. The biomarker guide. V. 2. Cambridge university press; 2005. 538 p.
14. Stoupakova A.V., Sokolov A.V., Soboleva E.V., Kiryukhina T.A., Kurasov I.A., Bordyug E.V. Geological survey and petroleum potential of Paleozoic deposits in the Western Siberia. Georesursy = Georesources. 2015;2(61):63-76. DOI: 10.18599/grs.61.2.6. In Russ.
15. Kontorovich A.E., Melenevsky V.N., Ivanova E.N., Fomin A.N. Phenanthrenes, aromatic steranes, and dibenzothiophenes in jurassic deposits of the West Siberian petroleum province: implications for organic geochemistry. Russian Geology and Geophysics. 2004;45(7):873-883. In Russ.
16. Sotnich I.S., Kostyreva E.A. Aromatic compounds in bitumoids of the Bazhenov Formation in the North of the Khantey hemiantheclise. Georesursy = Georesources. 2021;23(1):42-51. DOI DOI: 10.18599/grs.2021.1.4. In Russ.
17. Connan J., Cassou A.M. Properties of gases and petroleum liquids derived from terrestrial kerogen at various maturation levels. Geochimica et Cosmochimica Acta. 1980;44(1):1-23.
18. Huang Wen-Yen., Meinschein W.G. Sterols as ecological indicators. Geochimica et Cosmochimica Acta. 1979;43(5):739-745. DOI:10.1016/0016-7037(79)90257-6.
19. Peters K.E., Ramos L.S., Zumberge J.E., Valin Z.C., Scotese C.R., Gautier D.L. Curcum Arctic petroleum systems identified using decision-tree chemometrics. AAPGBulletin. 2007;91(6):877-913. DOI:10.1306/12290606097.
20. Chakhmakhchev A., Suzuki N. Saturate biomarkers and aromatic sulfur compounds in oils and condensates from different source rock lithologies of Kazakhstan, Japan and Russia. Organic Geochemistry. 1995;23(4):289-299. DOI:10.1016/0146-6380(95)00050-O.
21. Mackenzie A.S., Beaumont C., McKenzie D.P. Estimation of the kinetics of geochemical reactions with geophysical models of sedimentary basins and applications. Organic geochemistry. 1984;6:875-884.
22. He Chuan, Huang Haiping, Wang Qianru, Li Zongxing. Correlation of Maturity Parameters Derived from Methylphenanthrenes and Methyldibenzothiophenes in the Carboniferous Source Rocks from Qaidam Basin, NW China. Geofluids. 2019;2019(8). DOI:10.1155/2019/5742902.
23. Goncharov I.V., Samoilenko V.V., Nosova S.V., Oblasov N.V Sposob opredeleniya zrelykh neftematerinskikh porod [Method of determination of mature source rocks] Patent № 2261438. Available at: https://viewer.rusneb.ru/ru/000224_000128_0002261438_20050 927_C1_RU?page=1&rotate=0&theme=black (accessed: 04.11.2022). In Russ.
