CC BY
262
Ву Ван Хай, О.В. Серебренникова, Ю.В. Савиных
СОСТАВ И ИСТОЧНИКИ НЕФТИ В ТЕРРИГЕННЫХ И ВУЛКАНОГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР (ВЬЕТНАМ)
Методом хромато-масс-спектрометрии изучен состав углеводородов нефтей из фундамента, олигоцена и миоцена месторождения Белый Тигр. Во всех нефтях идентифицированы алканы, алкил- и метилалкилциклогексаны, стераны, секогопаны, сескви-, три- и пентациклические терпаны, алкилбензолы, би-, три-, тетра- и пентациклические конденсированные ароматические структуры. Близость состава нефтей из олигоцена и фундамента свидетельствует об их генетическом родстве, а обнаруженные отличия состава нефти из миоцена могут быть следствием ее меньшей термической преобразованности в залежи. Состав биомаркеров указывает на условия накопления исходного нефтематеринского вещества всех нефтей, аналогичные условиям отложения олигоцена - нижнего миоцена исследованной территории.
Ключевые слова: нефть; кристаллический фундамент; углеводороды.
Месторождение Белый Тигр (Bach Ho) расположено на южном шельфе Вьетнама в 120 км к юго-востоку от города-порта Вунгтау в пределах Меконгской впадины. Залежи нефти присутствуют в нижнемиоценовых и олигоценовых песчано-алевролитовых отложениях, а также в трещиноватых гранитоидных коллекторах фундамента. Отнюдь не часто встречающийся случай обнаружения промышленных скоплений нефти в кристаллических породах привлекает к нефтям месторождения Белый Тигр особое внимание.
Существуют две основные гипотезы формирования залежей нефти в фундаменте месторождения Белый Тигр. Считают, что залежи образовались за счет миграции нефти из нижнеолигоценовых осадочных пород, прилегающих к выступам гранитного фундамента [1, 2]. Альтернативная точка зрения на нефтегазоносность фундамента основана на геодинамическом подходе к проблеме происхождения гранитов и геологической эволюции литосферы в целом [3]. Она заключается в том, что в период формирования «гранитного» слоя за счет гранитизации первично-осадочных толщ (вероятно, юрского и мелового возраста) в условиях жесткого термобарического режима происходил процесс трансформации рассеянного органического вещества (ОВ) в углеводороды (УВ) нефтяного ряда, которые и составили основу нефтяной залежи в фундаменте месторождения Белый Тигр. При этом важным источником УВ-флюидов в зоне субдукции могли служить также органические остатки, содержащиеся в осадках поддвигаемой литосферной плиты, которые в результате термолиза трансформировались в нефтяные
УВ. УВ-флюиды, возгонявшиеся вверх из зон поддвига вместе с водоминеральными потоками, при изменении термобарических условий «оседали» в магматических и осадочных породах, а по трещинам и другим каналам жидкие УВ фундамента могли проникать в нижнеолиго-ценовые отложения, где смешивались с «родной» нефтью этого комплекса [3].
Особенности состава УВ нефти позволяют распознавать основные особенности источника и условий отложения исходного нефтематеринского вещества [4]. Поэтому нами проведено исследование состава насыщенных и ароматических УВ нефтей из гранито-идных коллекторов фундамента, олигоценовых и миоценовых песчано-алевролитовых отложений месторождения Белый Тигр, позволяющих судить о происхождении этих нефтей.
Объекты и методы исследования. Объектами исследования послужили пять образцов нефти из фундамента и две нефти из нижнего миоцена и олигоцена.
Фундамент на месторождении Белый Тигр имеет неоднородное строение, сложен магматическими кристаллическими породами с дайками диабазовых и андезитобазальтовых порфиритов и обладает повышенной кавер-нозностью и трещиноватостью. Массивная залежь нефти находится в пределах горстообразного гранитного выступа, разбитого разломами на несколько блоков. Нефтенасыщенный резервуар в основном связан с внутренней частью кристаллического массива. Покрышкой залежи служат аргиллиты олигоцена, трансгрессивно перекрывающие погребенный гранитный выступ (рис. 1).
Рис. 1. Продольный разрез гранитоидного массива Белый Тигр с перекрывающим осадочным чехлом [5]:
1 - поверхность фундамента; 2 - зоны наибольшего гидротермального изменения и повышенной трещиноватости
Промышленные залежи нефти, наряду с фундаментом, приурочены к песчаникам нижнего и верхнего олигоцена и нижнего миоцена [6]. Фациальные условия накопления осадков продуктивного разреза менялись от речных, озерных и лагунных в нижнем олигоцене до речных, озерных, дельтовых и мелководных морских в верхнем олигоцене и мелководных морских, лагунных и болотных в нижнем миоцене [7].
Компонентный состав нефтяных УВ определяли методом хромато-масс-спектрометрии с использованием хро-матомасс-спектрометра DFS фирмы «Thermo Scientific» (Германия) с кварцевой капиллярной хроматографической колонкой фирмы «Thermo Scientific» внутренним диаметром 0,25 мм, длиной 30 м, неподвижной фазой TR-5MS толщиной 0,25 мкм. Режим работы хроматографа: газ-носитель - гелий, температуры испарителя и интерфейса 250°С; программа нагрева термостата: tm4 = 80°С, изотерма в течение 2 мин, нагрев со скоростью 4 град / мин до ti™ = 300°С. Режим работы масс-спектрометра: метод ионизации - электронный удар; энергия ионизирующих электронов 70 эВ; температура ионизационной камеры 250°С; диапазон регистрируемых масс - 50-500 а.е.м.; длительность развертки спектра 1 с.
Индивидуальные соединения идентифицировали по полным масс-спектрам, для этого использовали данные, имеющиеся в литературе, спектро-структурные корреляции программы X-Calibur, а также компьютерную библиотеку масс-спектров NIST, насчитывающую более 163 тыс. наименований.
Результаты исследований и обсуждение. В составе УВ всех нефтей преобладают насыщенные структуры, среди которых идентифицированы структурные группы алканов, алкилциклогексанов, стеранов, секо-гопанов, сесквитерпанов, три-, тетра- и пентацикличе-
ских терпанов. Суммарное содержание ароматических УВ, представленных моно-, би-, три, тетра- и пента-циклическими структурами, в смеси УВ невелико, не превышает 4,6% отн.
Состав насыщенных углеводородов. Основной группой УВ всех нефтей являются алканы (таблица). Их относительное содержание несколько снижается в нефтях из фундамента. В смеси УВ возрастает концентрация циклогексанов (сумма метилалкил- и алкилцик-логексанов в нефтях из фундамента варьирует от 6 до 21%). Во всех нефтях содержание терпанов существенно превышает концентрацию суммы стеранов.
Относительное содержание групп УВ в нефтях месторождения Белый Тигр
Группа углеводородов Возраст коллекто ра
Миоцен Олигоцен Фундамент*
Алканы 86,18 87,55 84,70
Циклогексаны 3,85 3,96 5,91
Метилциклогексаны 2,68 3,01 4,07
Терпаны 2,47 1,98 1,11
Стераны 0,10 0,07 0,01
Моноарены 0,85 0,67 0,45
Биарены 2,35 1,21 1,80
Триарены 1,45 1,44 1,85
Тетраарены 0,07 0,11 0,11
Пентаарены 0,001 0,002 0,003
* Среднее значение по пяти нефтям.
Все нефти характеризуются сходным молекулярномассовым распределением н-алканов С11-С39 с максимумами, приходящимися на С17 и С23 (рис. 2, А) и алкилциклогексанов С11-С37, максимумы распределения которых приходятся на С15 и С17 (рис. 2, Б). Только в нефти из олигоцена содержание циклогексана С15 невысоко.
Рис. 2. Молекулярно-массовое распределение н-алканов (А), алкилциклогексанов (Б) и метилалкилциклогексанов (В)
Метилалкилциклогексаны представлены набором гомологов С13—С36 (рис. 2, В), каждый из которых состоит из трех орто-, мета- и параизомеров с преобладанием ортометилзамещенных форм.
Относительное содержание отдельных гомологов н-алканов показывает, что в состав исходного ОВ, продуцировавшего нефти олигоцена и миоцена месторождения Белый Тигр, основной вклад могли вносить прибрежные водоросли, а нефтей фундамента - фито-
планктон (в части из них в смеси с прибрежными водорослями). Однако следует учитывать, что более высокие температуры в залежи фундамента могли привести (за счет деструкции высокомолекулярных алканов) к образованию в смеси дополнительной порции алканов С15-С17. Значения соотношения изопреноидных алканов пристана и фитана (П/Ф > 2) указывают на окислительную обстановку накопления исходного ОВ всех исследованных нефтей.
Рис. 3. Распределение в нефтях н-алканов (А) и изо-стеранов (Б)
Стераны присутствуют во всех нефтях в очень низких концентрациях. Среди них резко преобладают регулярные С27-С29. Содержание диастеранов невелико (в нефтях из миоцена несколько выше, чем в остальных). Соотношение содержания изостеранов С27, С28 и С29, характеризующее вклад в исходное органическое вещество отдельных видов биопродуцентов [4], позволяет проводить палеогеографические реконструкции условий накопления исходного ОВ [8]. На рис. 3, Б приведено распределение исследованных нефтей в
плоскости соотношения С27-С29 стеранов. Видно, что накопление исходного ОВ всех исследованных нефтей могло происходить в прибрежном мелком море.
Суммарное содержание терпанов, представленных би- (сесквитерпаны), три-, тетра- и пентациклическими структурами, во всех нефтях существенно выше, чем стеранов.
Сесквитерпаны являются наиболее представительным классом терпанов и включают изомеры нордримана, дри-мана и гомодримана с преобладанием дриманов (рис. 4).
Рис. 4. Масс-хроматограммы (m/z 123) сесквитерпанов нефтей месторождения Белый Тигр: 1, 2 - нордриманы (С14); 3-6 - дриманы (С15); 7-10 - гомодриманы (С16)
От миоцена к фундаменту снижается относительное содержание гомодриманов, а среди дриманов - изомера 6, растет содержание изомера 3, что может быть следствием большей термической преобразованности нефти из фундамента.
Трициклические терпаны (Т20-Т36) доминируют над гопанами в нефти из фундамента (рис. 5). Вверх по стратиграфическому разрезу их относительное содер-
жание снижается, фиксируются только следы Т31-Т36 гомологов, и в нефти из миоцена резко преобладают пентациклические структуры (Ts, Tm, 29-35). Тетра-циклический терпан С24 присутствует во всех нефтях в малой концентрации. Обнаружено наличие во всех нефтях тетрациклического терпана С30, идентифицированного по наличию в масс-спектре интенсивного сигнала иона m/z 259 и молекулярного иона 414 а.е.м. [9].
Рис. 5. Масс-фрагментограммы терпанов (ш// 191) нефтей месторождения Белый Тигр
Все нефти содержат небольшое количество гамма-церана (О), свидетельствующее о невысокой солености вод в бассейне седиментации исходного ОВ. Величины отношения Т2б/Т25, составляющие 1,2-1,4 и наличие тетрациклического терпана С30 характерны для нефтей, исходный органический материал которых отлагался в озерных обстановках [9, 10]. Неморским обстановкам накопления исходного ОВ отвечает также существенное преобладание терпанов над стеранами [11]. Во всех нефтях присутствует олеанан (О), указывающий на то, что в состав исходного ОВ нефтей месторождения Белый Тигр входили остатки покрытосеменных растений, отлагавшиеся в бассейне (часто дельтовом [12]), не старше мелового [13]. Величина Тз/Тш (1,9-2,2) показывает высокую термическую зрелость всех исследованных нефтей.
Во всех нефтях присутствуют 8,14-секогопаны состава С27, С29-С33. В нефти миоцена зафиксировано, кроме того, наличие С34 и С35 секогопанов. Среди 8,14-секогопанов в нефтях из фундамента и олигоцена доминируют С29, в нефти из миоцена - С27. Содержание отдельных гомологов в ряду С29-С35 снижается с ростом молекулярной массы. Суммарное содержание 8,14-секогопанов в нефти из миоцена высоко, в 2 раза
превышает общее содержание гопанов, в нефтях их фундамента и олигоцена секогопаны и гопаны присутствуют в близких концентрациях. В то же время величина отношения содержания секогопанов (по ш// 123) к С30 гопану (по ш// 191) составляет в нефти миоцена лишь 1,6, возрастает в нефти из олигоцена (2,4) и фундамента (4,8). Такое распределение секогопанов, а также тетрациклических терпанов (величина отношения Т23/30 растет от 0,2 до 3,3) в разрезе может быть следствием большей термической преобразованности нефтей из олигоцена и фундамента и увеличения относительного содержания секогопанов и трициклических терпанов за счет меньшей термической устойчивости гопановых структур [4, 14].
Таким образом, состав насыщенных УВ свидетельствует о большей термической преобразованности нефтей, залегающих в кристаллическом фундаменте, а также о нестабильности фациальных условий накопления материнских толщ, продуцировавших впоследствии нефтяные флюиды. Эти толщи должны включать осадки мелководо-морского, озерного и дельтового генезиса, что отвечает условиям отложения олигоцена и, возможно, нижнего миоцена исследованной территории.
Состав ароматических углеводородов. Содержание ароматических УВ в нефтях составляет 3,4-4,7% от суммы всех УВ. Во всех нефтях доминируют би- и триарены (табл. 1). Биарены на 90-96% представлены нафталинами, а среди триаренов преобладают фенантрены (93-97%). Относительное содержание в смеси биаренов бифенилов, представленных бифенилом и его метил- и диметилзамещенными гомологами, растет от миоцена к фундаменту от 4 до 11%. Во всех нефтях среди метилбифенилов преобладает 3-МБФ, а в минимальной концентрации присутствует 2-МБФ. Содержание флуоренов с преобладанием метилзамещенных максимально в нефтях олигоцена (в среднем 7% от суммы триаренов). Концентрация индивидуальных флуоренов в
изученных нефтях снижаются в последовательностях 1-МФл> 3-+2-МФл > Фл > 4-МФл > 9-МФл.
Молекулярный состав нафталинов и соотношение содержания отдельных соединений для всех исследованных нефтей практически идентичны. На рис. 6 приведено типичное распределение нафталинов в нефтях месторождения Белый Тигр.
Мало отличаются нефти и по составу фенантренов. Концентрация отдельных групп фенантренов во всех нефтях снижается в ряду ДМФ > МФ > ТМФ > Ф.
Молекулярный состав фенантренов, представленный на рис. 7, аналогичен для всех исследованных нефтей за исключением более низкого относительного содержания 1,7-диметилфенантрена в одной из нефтей фундамента.
12 14 16 18 20 22 24 26 28 30
Время, мин
Рис. 6. Масс-фрагментограмма (ш/г128, 142, 156, 170, 184) нафталинов нефти из фундамента:
1 - Н; 2 - 2-МН; 3 - 1-МН; 4 - 2,6-+2,7-ДМН; 5 - 1,7-+1,3-ДМН; 6 - 1,6-ДМН; 7 - 1,4-+2,3-+1,5-ДМН; 8 - 1,2-ДМН;
9 - 1,3,7-ТМН; 10 - 1,3,6-ТМН; 11 - 1,4,6-+1,3,5-ТМН; 12 - 2,3,6-ТМН; 13 - 1,2,7-+1,6,7-+1,2,6-ТМН; 14 - 1,2,4-ТМН; 15 - 1,2,5-ТМН; 16- 1,3,5,7-ТеМН; 17- 1,3,6,7-ТеМН; 18 - 1,2,4,6-+1,2,4,7-+1,4,6,7-ТеМН;
19 - 1,2,5,7-+2,3,6,7-ТеМН; 20 - 1,2,6,7-+1,2,3,7-ТеМН; 21 - 1,2,3,6-ТеМН; 22 - 1,2,5,6-+1,2,3,5-ТеМН
і
30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42
Время, мин
Рис. 7. Масс-фрагментограмма (ш/г 178, 192, 206, 220) фенантренов нефти из фундамента:
1 - Ф; 2 - 3-МФ; 3 - 2-МФ; 4 - 9-МФ; 5 - 1-МФ; 6 - ЭФ+3,6-ДМФ; 7 - 2,6-+3,5-ДМФ;
8 - 2,7-ДМФ; 9 - 1,3-+3,9-+2,10-+3,10-ДМФ; 10 - 2,5-+2,9-+1,6-ДМФ; 11 - 1,7-ДМФ; 12 - 2,3-+1,9-ДМФ; 13 - 1,8-ДМФ; 14 - 1,2-ДМФ; 15 - 1,3,6-ТМФ; 16 - 1,3,7-ТМФ; 17 - 1,3,9-+1,6,9-ТМФ;
18 - 1,3,8-+2,3,10-ТМФ; 19 - 1,6,7-ТМФ; 20 - 1,2,7-ТМФ; 21 - 1,2,6-ТМФ; 22 - 1,2,8-ТМФ
Содержание моноаренов в смеси УВ снижается от миоцена к фундаменту (0,9-0,5% отн.) обратно изменению содержания циклогексанов. Среди моноаренов идентифицированы гомологические ряды алкилбензо-лов Сц-Сзо, имеющих одну неразветвленную алифатическую цепь, их изомеров, содержащих дополнитель-
ную метильную группу, и преобладающих в составе моноаренов диметилалкилбензолов, а также следовых количеств триметилалкилбензолов. В составе изомеров метилалкилбензолов (МАБ), как и среди мети-лалкилциклогексанов, во всех исследованных нефтях преобладают ортоизомеры. В минимальном количестве
присутствуют 1,4-МАБ. Для нефтей из отложений различного возраста месторождения Белый Тигр величина отношения 1,3-МАБ к 1,2-МАБ, возрастающая с ростом термической преобразованности нефти, меняется незначительно (0,75-0,84), а максимальные значения зафиксированы в нефтях из терригенных толщ.
Содержание тетрааренов в нефтях месторождения Белый Тигр невелико (0,06-0,11% от суммы УВ) и минимально в нефти из миоцена. В составе тетрааренов идентифицированы пирен, флуорантен, хризен, бензантрацен, их метил- и диметилзамещенные производные. Среди тетрааренов во всех нефтях преобладают пирены, среди метилпиренов - 4-метил замещенный. Пентациклические арены, содержание которых в нефтях изменяется от 0,001% от суммы УВ в нефти из миоцена до 0,003% в нефти из фундамента, во всех нефтях представлены бензфлуорантенами, бен-запиренами и их метилзамещенными гомологами.
Полученные данные показывают близость характера распределения и состава ароматических УВ в
исследованных нефтях из миоцена, олигоцена и фундамента.
Совокупность результатов исследования УВ нефтей месторождения Белый Тигр, залегающих в миоцене, олигоцене и фундаменте, показывает сходство состава моно-, би-, три-, тетра- и пентааренов, алканов, алкил- и метилалкилциклогексанов всех нефтей. Некоторые особенности состава нефтей (соотношение содержания гопанов, секогопанов и трициклических терпанов, а также относительное содержание С15-С17 н-алканов) могут быть обусловлены различием в термической истории залежей. Состав изопреноидных алканов указывает на близость условий накопления исходного ОВ всех исследованных нефтей, а данные о составе стеранов, тетра- и пентациклических терпанов - на условия формирования состава нефтематеринского вещества всех нефтей, характерные для отложения олигоцена - нижнего миоцена на территории месторождения Белый Тигр.
ЛИТЕРАТУРА
1. Поспелов В.В., Шнип О.А. Геологическое строение и нефтегазоносность Зондского шельфа // Геология нефти и газа. 1997. № 8. С. 32-37.
2. Тьен Х.В. Условия нефтегазообразования и формирования углеводородных скоплений в кайнозойских осадочных бассейнах континенталь-
ного шельфа СРВ : автореф. дис. ... д-ра геол.-минер. наук. М., 1999.
3. Гаврилов В.П. Нефтегазоносность гранитов // Геология нефти и газа. 2000. № 6. С. 44-49.
4. Peters R.E., Walters C.C., Moldowan J-М. The Biomarker Guide: Biomarkers and isotopes in petroleum systems and Earth History. Cambridge : Uni-
versity Press, 2005. Vol. 2. 1155 с.
5. Поспелов В.В. Кристаллический фундамент: геолого-геофизические методы изучения коллекторского потенциала и нефтегазоносности. М. :
Недра, 2005. 257 с.
6. Bui Thi Luan. Cac tang da me be Cuu Long thuoc them luc dia Viet Nam // Tap chi dau khi. 2004. T. 11, № 7. T. 9-15.
7. Trinh Xuan Cuong, Hoang Van Qui, Phan Tu Co, Nguyen Van Huy. The main factors controling quality of the Bach Ho fractured basement reservoir //
The 1-st International conference “Fractured basement reservoir”.Vung Tau, Vietnam, 2004. P. 156-159.
8. Waples D.W., Machihara T. Application of sterane and triterpane biomarkers in petroleum exploration // Bulletin of Canadian Petroleum Geology.
1990. Vol. 38. P. 357-380.
9. Holba A.G., Ellis L., Tegelaar E., Singletary M.S., Albrecht P. Tetracyclic polyprenoids: indicators of fresh water (lacustrine) algal input // Geology.
2000. Vol. 28. P. 251-254.
10. Zumberge J.E. Prediction of source rock characteristics based on terpane biomarkers in crude oils: A multivariate statistical approach // Geochim. Cosmochim. Acta. 1987. Vol. 51. P. 1625-1637.
11. Moldowan J.M., Seifert W.K., Gallegos E.J. Relationship between petroleum composition and depositional environment of petroleum source rocks //
AAPG Bulletin. 1985. Vol. 69. P. 1255-1268.
12. Mello, M.R., Telnaes N., Gaglianone P.C. et al. Organic geochemical characterisation of depositional palaeoenvironments of source rocks and oils in
Brazilian marginal basins // Org. Geochem. 1988. Vol. 13. P. 31-45.
13. Moldowan J.M., Dahl J.E.P., Huizinga B.J. et al. The molecular fossil record of oleanane and its relation to angiosperms. Science. 1994. Vol. 265.
P. 768-771.
14. Fazeelat T., Alexander R., Kagi R.I. Effects of maturity on the relative abundances of the 8,14-secohopanes in sediments and oils // J. Chem. Soc. Pak. 1999. Vol. 21. P. 154-163.
Статья представлена научной редакцией «Науки о Земле» 26 марта 2012 г.
