CC BY
50
DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2020.1.46-54 УДК 553.982.2 (470.1)
Углеводороды-биомаркеры нефтей Лабаганского месторождения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции
О.В. Валяева*, Н.Н. Рябинкина, Д.А. Бушнев
Институт геологии им. академика Н.П. Юшкина ФИЦКоми НЦ УрО РАН, Сыктывкар, Россия
Приведены результаты геохимических исследований нефтей четырех палеозойских залежей Лабаганского месторождения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Показано, что органическое вещество, генерировавшее нефть нижнедевонской и турнейской залежей Лабаганского месторождения, сапропелевое, накопление его происходило в морской субвосстановительной обстановке. Нефти артинской и уфимской залежей существенно биодеградированы. Тип коллекторов характеризуется как трещинно-поровый, вторично-поровый. Коллектора, представленные карбонатными отложениями девонского, каменноугольного и пермского (артинского) периодов, характеризуются хорошими и средними коллекторскими свойствами. Коллектора уфимской залежи терригенные, с хорошими коллекторскими свойствами.
Ключевые слова: Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция, палеозойские отложения, углеводороды-биомаркеры, нефть, генетическая типизация, корреляция, коллектор
Для цитирования: Валяева О.В., Рябинкина Н.Н., Бушнев Д.А. (2020). Углеводороды-биомаркеры нефтей Лабаганского месторождения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Георесурсы, 22(1), с. 46-54. DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2020.1.46-54
Введение
Лабаганское нефтяное месторождение территориально приурочено к валу Сорокина Варандей-Адзьвинской структурной зоны севера Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПНГП) (рис. 1). В настоящее время на месторождении разрабатывается 15 залежей нефти, находящихся в коллекторах от нижнего девона до триаса (Клещев, Шеин, 2010). Приуроченность залежей месторождения к Варандей-Адзьвинской разломной зоне вызывает интерес с точки зрения генезиса нефтяных углеводородов (УВ) и формирования самого месторождения: что именно послужило источником УВ, какова их природа и время заполнения ловушек. Изучение свойств и состава нефтей из разных нефтегазоносных комплексов и их генетическая типизация являются важным этапом комплексного геолого-геохимического изучения неф-тегазоносности региона с целью оценки перспектив и определения дальнейших направлений поиска и разведки залежей. Статья является продолжением исследования, проведенного нами ранее на данном месторождении (Рябинкина, Валяева, 2018).
Краткий геологический очерк
Разрез Лабаганской структуры слагают породы от силура до четвертичных отложений. При проведении ярусных границ использовали (Стратиграфический кодекс, 2006). Продуктивные горизонты Лабаганского месторождения приурочены к нижнедевонским, верхнедевонским, нижнекаменноугольным, нижнепермским и
* Ответственный автор: Ольга Викторовна Валяева E-mail: valyaeva@geo.komisc.ru
© 2020 Коллектив авторов
нижнетриасовым отложениям (рис. 2). Нами рассмотрены только залежи, приуроченные к карбонатным отложениям овинпармского горизонта нижнего девона, турнейского яруса нижнего карбона и артинского яруса нижней перми, а также к терригенным отложениям уфимского яруса, который в настоящее время отнесен к нижнему отделу перми (Котляр, 2009; Котляр и др., 2013).
Нижнедевонские отложения вскрыты скв. 76 в центральной части Лабаганской структуры на глубине 3500-4130 м. Залежь нефти приурочена к антиклинальной ловушке и является пластовой, сводовой, имеет размеры 5 км * 2.5 км, высота залежи 74 м. Вмещающие отложения представлены доломитами темно-серыми крепкими, слабокавернозными и трещиноватыми с прослоями аргиллитов зеленовато-серых, трещиноватых. Породы нефтена-сыщены пятнисто и по вертикальным трещинам. Средняя пористость коллектора 8 %, а коэффициент извлечения составляет до 30 %. Покрышкой служат вышележащие сульфатно-доломитовые отложения нижнего девона.
Отложения каменноугольного возраста согласно залегают на верхнедевонских известняках и со стратиграфическим перерывом перекрываются карбонатными пермскими отложениями. Турнейский ярус охарактеризован керном во всех глубоких скважинах Лабаганского месторождения. В разрезе выявлена и разведана промышленная залежь нефти. В основании турнейской толщи залегает пачка аргиллитов. Турнейская залежь (С^) нефти приурочена к карбонатным коллекторам порово-трещин-ного, реже порового типов, имеет размеры 6.6 км * 3.2 км, высота залежи 82 м, коэффициент извлечения составляет 34 %, средняя пористость коллекторов 12 %. Все карбонатные породы нефтенасыщены. Кроме того, в разрезе изредка встречаются незначительные прослои аргиллита,
SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL
GEDRESDURCES
Рис. 1. Общая схема ТПНГП и структурная карта кровли тур-нейских карбонатных отложений. 1 - изогипсы кровли карбонатных отложений; 2 - тектонические нарушения; 3 - скважины.
ангидрита, кремнистой породы и глинистого алевролита. Мощность турнейского яруса находится в пределах от 84 до 91 м.
Нижняя часть пермских отложений ассельского, сакмарского и артинского ярусов со стратиграфическим несогласием залегает на карбонатных породах средне-, верхнекаменноугольного отделов. По литофациальным особенностям отложения нижней перми четко разделяются на две толщи: верхнюю - терригенную и нижнюю - карбонатную.
В основании пермской продуктивной толщи в разрезах скважин 73, 75 и 81 отмечается развитие пачки органогенных известняков ассель-сакмарского возраста, которые по простиранию и разрезу замещаются мелко-тонкозернистыми известняками, имеющими более глинистый состав, часто мергелеподобными. Мощность толщи составляет 60-120 м.
Основной же продуктивный горизонт артинского возраста, сложенный проницаемыми карбонатными породами, залегает в кровле толщи и представлен в основном известняками тонкозернистыми и органо-генно-детритовыми, пористыми и трещиноватыми, слоистыми, глинисто-алевритистыми, в разной степени окремненными, с многочисленными включениями фауны, иногда в толще известняков встречаются единичные прослои мергелей. Мощность продуктивного горизонта меняется от 26 до 57 м. Артинская залежь (Р1аг) нефти, приуроченная к карбонатным коллекторам порового и порово-трещинного типа, имеет размеры 12 км * 3.2 км. Высота залежи 97 м. Средняя пористость коллекторов -22 %. Ниже продуктивного пласта доминирующую роль в разрезе рассматриваемой толщи начинают играть мелко- и тонкозернистые глинистые и мергелеподобные известняки трещиноватые, с отпечатками и обломками
?
пп 1 □ 2 ппз \zz\4 Ш5 сёИб
Рис. 2. Сводная литологическая колонка и расположение залежей нефтей Лабаганского месторождения. 1 - аргиллиты, 2 - известняки, доломиты , 3 - ангидриты, 4 - песчаники, 5 -залежи нефтей, 6 - анализируемые пробы нефти.
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
www.geors.ru ГЕРРЕСУРСЫ
фауны, с включениями растительного детрита и пирита. Покрышкой для залежи служат аргиллиты кунгурского яруса. Общая мощность нерасчлененных карбонатных (ассель-сакмаро-артинских) отложений в пределах площади меняется от 167 до 202 м.
В составе терригенной толщи нижней перми установлен кунгурский ярус, который представлен песчаниками, алевролитами и аргиллитами, согласно залегающими на карбонатных отложениях артинского яруса. Явно доминирующее значение в разрезе кунгурского яруса имеют аргиллиты. Мощность терригенной толщи от 172 до 193 м.
Уфимский ярус по материалам изучения керна из скважин 74, 75, 82 и 141 представлен чередованием терригенных пород континентальных, лагунно-морских и лагунных пресноводных фаций с единичными прослоями плотного светло-серого известняка. В скважинах 75 и 73 получены притоки нефти из уфимских отложений (1235-1247 м в скв. 73; 1112-1140 м в скв. 75). Породы представлены песчаниками мелко-среднезернистыми светло-серыми полимиктовыми с глинистым и карбонатным цементом. Встречаются прослои углей и черных аргиллитов. Уголь и углистые включения содержат отпечатки растений. Встречаются небольшие прослои известняка светло-серого, массивного, плотного. Мощность уфимских отложений 80-236 м. Уфимская залежь (Р1и) нефти пластовая, сводовая, приурочена к терригенным поровым коллекторам. Она имеет размеры 12 км * 3.2 км, средняя пористость коллекторов 28 %, коэффициент извлечения при разработке с применением паротепловых методов (ПТВ) составляет 45 %.
Материалы и методы
Коллекция изученных нами нефтей включает пробы из 5 скважин, залегающих в интервале глубин 1235-3980 м и в широком стратиграфическом диапазоне отложений от лохковского яруса нижнего девона до уфимского яруса перми (табл. 1). Изученные нефти различаются по плотности, содержанию серы, парафинов, асфальтенов. Так, в отложениях нижнего девона и нижнего карбона залегают нефти, относящиеся к классу тяжелых нефтей, а в отложениях перми - к классу битуминозных нефтей. Нефть в пласте Р1аг, также как и в вышележащем пласте Р1и, относится к малопарафинистым, сернистым, высокосмолистым. Классификация нефтей дана по (Методические рекомендации., 2016).
Фракционирование нефти. Из навески нефти методом осаждения 40-кратным объёмом н-гексана выделены ас-фальтены, полученная мальтеновая фракция разделена на колонке с оксидом алюминия на аполярную (масла, 50 мл
20 %-го р-ра дихлорметана в н-гексане) и полярную фракции (смолы, 50 мл смеси 1/1 этанол-бензол). Аполярная фракция разделена на колонке с силикагелем на фракции насыщенных углеводородов (элюент - н-гексан) и ароматическую (элюент - бензол).
Газохроматографический анализ (ГХ) выполнялся на приборе Кристалл-2000М. Колонка DB-5, 30 м * 0.32 мм, толщина слоя неподвижной фазы 0.25 мкм. Температура программировалась от 110 до 300оС, со скоростью 5оС/мин. Температура инжектора и детектора 300оС.
Хромато-масс-спектрометрия (ХМС) выполнялась на приборе Shimadzu 2010 Ultra. Колонка HP-5, 30 м * 0.25 мм, толщина слоя неподвижной фазы 0.25 мкм. Температура программировалась от 110 до 300оС, со скоростью 5оС/мин. Температура инжектора 300oC, детектора 250оС. Для стерановых УВ отстраивались масс-фрагментограммы по m/z 217, терпановых - m/z 191.
результаты и их обсуждение
геохимическая характеристика нефтей
Ациклические углеводороды
На хроматограммах, полученных методом ГХ, распределение н-алканов в нефтях изученных нами залежей из отложений нижнего девона и нижнего карбона в целом достаточно схоже между собой (рис. 3 а, б).
В насыщенной фракции идентифицированы н-алканы состава Сп-С34, которые характеризуются одномодальным распределением с преобладанием в диапазоне н-С11-н-С18 (табл. 2). Так, относительная концентрация низкомолекулярных алканов состава н-С11-н-С18 варьирует от 54.36 до 71.38 %. Затем наблюдается заметное уменьшение содержания высокомолекулярных н-алканов: на долю н-С25-С34 приходится от 5.39 до 15.45 %. Такое распределение алка-новых УВ свидетельствует о том, что накопление исходного органического вещества (оВ) изученных образцов происходило в морских условиях (Тиссо, Вельте, 1981; Ильинская, 1985). Для нефтей характерно преобладание н-С17 над соседними гомологами; коэффициент нечётности 2*С17/(С16+С18) изменяется от 1.71 до 2.51, что может говорить о вкладе водорослевого ОВ в состав исходной биомассы (Тиссо, Вельте, 1981; Хант, 1982). Значение коэффициента нечетности высокомолекулярных н-алканов 2*С29/С28+С30 для сапропелевого ОВ, формирование которого проходило в восстановительных условиях, редко превышают 1 (Peters и др., 2005). Для исследованных нами нефтей этот показатель колеблется от 0.86 до 0.89. Коэффициент нечетности CPI (Carbon Preference Index) лежит в интервале 1.13-1.30, что характеризует не фть как зрелую (Peters и др., 2005).
Скважина А B C D E
Возраст вмещающих отложений Dil Cit Cit Р1аг P1U
Глубина залегания, м 3936-3980 2338-2369 2326-2350 1375-1390 1235-1247
л ft н Плотность, г/см3 0.876 0.878 0.876 0.936 0.963
<u S cd Содержание серы, % 0.42 0.66 0.63 2.25 2.7
£ С Содержание парафинов, % 1.09 4.80 5.01 1.26 0.6
Содержание смол, % 8.82 9.53 13.63 15.21 19.14
Содержание асфальтенов, % 1.45 2.77 6.77 6.01 3.83
Табл. 1. Физико-химические характеристики нефтей Лабаганского месторождения
SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL
GEGRESDURCES www.geors.ru
Рис. 3. Хроматограмма распределения нормальных и изопреноидных алканов в нефтях Лабаганского месторождения: а) скв. А, б) скв. В, в) скв. D, г) скв. Е. С(число) - н-алканы, Рг - пристан, Ph - фитан
Скважина А В С D Е
Возраст/ Геохимические параметры С^ С^ Р1аг Рт
ХС11-С18 71.38 61.32 54.56 - -
ХС19-С24 15.97 19.24 21.45 - -
ХС25-С34 5.39 9.82 15.45 - -
изо/н-алканы 0.08 0.11 0.09 - -
Рг/РИ 1.01 0.98 0.94 - -
(Рг+РЬ)/(С17+С18) 0.12 0.29 0.30 - -
Рг/С17 0.07 0.21 0.21 - -
Рй/С18 0.30 0.49 0.50 - -
2*Сп/(С16+С18) 2.51 1.73 1.71 - -
2*С29/(С28+СЗО) 0.88 0.86 0.89 - -
СР1 1.13 1.30 1.26 - -
С27 : С28 : С29 35:26:39 31:28:41 31:29:40 31:21:48 32:22:46
Диа/рег 1.23 0.59 0.61 0.39 0.42
Стераны/гопаны 0.10 0.15 0.15 0.18 0.26
Три/пента 0.07 0.07 0.07 0.26 0.39
С35/(ХС31-35) 0.15 0.14 0.12 0.15 0.17
Г29/Г30 0.52 0.59 0.71 1.30 1.31
*К1 0.41 0.50 0.49 0.46 0.50
**К2 0.48 0.50 0.51 0.56 0.55
ра, % С30 8.50 8.40 9.41 6.65 8.08
22S/22S+22R 0.60 0.60 0.61 0.54 0.53
Ts/Tm 1.15 1.37 1.42 0.48 0.47
Табл. 2. Геохимическая характеристика насыщенной фракции нефтей Лабаганского месторождения. *К1 = 20S/20S+20R (С29 5а(Н),14а(Н),17а(Н) стераны); **К2 =аЬЬ/аЬЬ+ааа (С29 5а(Н),14в(Н),17в(Н)- и 5а(Н),14а(Н),17а(Н)-стераны).
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ ЩГ
ШПМШ™.!
Содержание изо-алканов очень низкое (изо/н-алканы -0.08-0.11). Отношение Pr/Ph близко к 1, что может указывать на то, что накопление исходного ОВ протекало, вероятнее всего, в восстановительной обстановке (Peters и др., 2005). Показатели Pr/н-С^ и Ph/н-С^ характеризуются малыми значениями: 0.07-0.21 и 0.3-0.5, соответственно. Значение отношения (Pr+Ph)/(C17+C18) невысокое (0.12-0.30).
По мнению авторов (Reed и др., 1986; Jacobson и др., 1988) преобладание среди алканов нормального строения нечетных гомологов состава С15-С19 (иногда С21) в сочетании с низкими концентрациями более высокомолекулярных н-алканов и низкими концентрациями изопреноидов широко распространено в ОВ ордовикских нефтематеринских пород и продуцируемых ими нефтях.
Доминирование н-алканов состава С17 и С19 в совокупности с низкими концентрациями изопреноидных УВ, зафиксированное в нижнепалеозойских нефтях ТПНГП, позволило нам (Бушнев и др., 2018) предположить возможность генерации данных нефтей отложениями, содержащими характерные для ордовикских отложений остатки микроводоросли G. Prisca.
В работе Т. А. Кирюхиной (Кирюхина, 1995) для нефтей Тимано-Печорского бассейна приведена классификация, основанная на распределении н-алканов и изопреноидов, согласно которой изученные нами нефти относятся к I типу, что может являться подтверждением генерационной принадлежности нефтей Лабаганского месторождения к ордовикско-нижнедевонскому нефтегазоносному комплексу (рис. 4).
Согласно формационно-генетической типизации, предложенной для нефтей Тимано-Печорского осадочного бассейна авторами (Прищепа и др., 2011), нефти из скв. А-С можно отнести к семейству Б (нефтегазоматеринский горизонт S2-Dj), детальная характеристика которого дана О.М. Прищепой с соавторами.
На хроматограммах нефтей из отложений перми н-алканы и изопреноиды отсутствуют (рис. 3в, г), что свидетельствует о биологическом окислении нефтей с участием микроорганизмов (Bailey и др., 1973; Reed, 1977; Jobson и др., 1979; Connan, 1984; Петров, 1984;
Каширцев и др., 2001; и др.). Интенсивная биодеградация нефтей привела к изменению их углеводородного состава и затрудняет проведение их генетической типизации. Установить тип исходного ОВ, а также условия его осад-конакопления по результатам ГХ анализа для этих нефтей не представляется возможным.
Полициклические углеводороды
В нефтях изучен состав полициклических УВ-биомаркеров, которые содержат важную информацию о составе исходного органического вещества нефтей, условиях его накопления и термической преобразован-ности (Peters и др., 2005). Их распределение и полученные коэффициенты приведены в таблице 2.
Распределение стеранов показано на масс-хроматограммах, построенных по m/z = 217 (рис. 5). Концентрация холестана (С27) изменяется от 31 до 35 %. Наблюдается небольшое преобладание этилхолестана (С29) над соседними гомологами, его содержание в нефтях варьирует от 39 до 48 %. Распределение aßß стеранов состава С27-С29 представлено на треугольной диаграмме (рис. 6). На рисунке 6 отчетливо видно, что нефти из отложений лохковского яруса нижнего девона и турнейского яруса нижнего карбона имеют несколько иной состав исходного ОВ, чем пермские нефти, но характеризуются близкими условиями осадконакопления исходного ОВ, которое происходило в прибрежно-морских обстановках. Одним из показателей фациальных условий осадконакопления (Brassell и др., 1984; Петров, 1991) является величина отношения диастеранов к регулярным стеранам (диа/рег). Повышенные значения этого коэффициента (0.59-1.23) указывают на преобладание глинистой составляющей в нефтематеринских породах (что согласуется с данными о литологическом составе пород).
Для оценки вклада водорослевого и бактериального органического вещества авторы (Peters и др., 2005) предложили использовать отношение стераны/гопаны. Отношение суммы стерановых к сумме гопановых углеводородов изменяется от 0.10 до 0.26, что свидетельствует о незначительной или умеренной бактериальной переработке исходного органического вещества в раннем диагенезе.
Рис. 4. Молекулярно-массовое распределение н-алканов (1) и изопренанов (2) в высококипящих фракциях нефтей: а) различных геохимических типов (I-VIII), по (Кирюхина, 1995); б) в нефтях Лабаганского месторождения (усредненные значения для скв. A-C)
SCIENTIFICAND TECHNICAL JOURNAL
щ GEDRESDURCES www.geors.ru
Распределение терпанов представлено на масс-хроматограммах по m/z = 191 (рис. 7). На масс-хроматограммах четко идентифицируются трицикличе-ские углеводороды, гопаны, моретан. Нефти Djl и Cjt
Рис. 5. Масс-хроматограммы стеранов по m/z 217 метаново-нафтеновых фракций нефтей из отложений разного возраста
характеризуются низким содержанием трициклических углеводородов (отношения три/пента составляет 0.07), а в биодеградированных нефтях этот показатель возрастает до 0.39.
Гопаны представлены соединениями от Г27 до Г35. Распределение ар гопанов состава С31-С35, так называемый гомогопановый индекс (С35/С31+С35), характеризуется низкими значениями, что указывает на существование субвосстановительных условий осадконакопления исходного ОВ в раннем диагенезе.
Соотношение адиантана (С29) к гопану С30 для нефтей, генотип которых определен нами как ордовикско-нижне-девонский, изменяется от 0.52 до 0.71, а для нефтей из отложений перми - больше 1. В 1994 году Ал.А. Петров (Петров, 1994) установил, что для нефтей ТПНГП преобладание адиантана над гопаном характерно чаще всего только для верхней перми. Соотношение С29/С30 < 1 характерно для оВ кембрия и фанерозоя сибири и других регионов мира, а также нефтей (Парфенова, 2018). В этой
Рис. 6. Диаграмма относительного распределения С27-С29 изо-стеранов в нефтях
Рис. 7. Масс-хроматограммы терпанов по m/z 191 метаново-нафтеновых фракций нефтей из отложений разного возраста
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
www.geors.ru ГЕйРЕСУРСЫ
же работе, а также в ряде других (Höld и др., 1999; Filndani и др., 2005; Яндарбиев и др., 2017), для нефтей и ОВ приводятся данные, когда значения гопанового отношения С29/С30 превышает единицу. Т. М. Парфенова считает, что «биохимия микроорганизмов, занимавших некоторые экологические ниши морей в кембрии, унаследована от организмов докембрийских биосфер.....Биохимический состав
прокариот некоторых сообществ протерозоя, фанерозоя и четвертичного периода охарактеризован повышенным адиантан-гопановым индексом» (Парфенова, 2018). По мнению авторов (Clark, Philp, 1989) отношение С29/С30 > 1 указывает на присутствие значительной доли карбонатной составляющей в исходных нефтематеринских породах.
Степень биодеградации (Виноградова, Пунанова, 2012) пермских нефтей определяется как средняя (умеренная). Образование серии деметилированных 25-норгопа-нов (надежно идентифицируемых по фрагментному иону m/z 177), характерной для нефтей высокой стадии биодеградации (Volkman и др., 1983), здесь не наблюдается.
Для определения степени зрелости ОВ часто используются соотношения между исходными биологическими стеранами (конфигурация ааа 20R) состава С29 и новообразованными в результате катагенетических процессов изостеранами (aßß 20R+20S) (коэффициент К1), отношение геостеранов - 5a(H)14ß(Н)17ß(Н) к био-стеранам - 5а(Н)14а(Н)17а(Н) (коэффициент К2), а также относительное содержание моретана (ßa С30), отношение неогопана С27 ^s) к регулярному гопану С27 (Tm), и коэффициент 22S/22S+22R, рассчитанный для гомогопана С31.
Отношение Ts/Tm несколько отличается в исследуемых группах нефтей. Так, Ts/Tm для нефтей из отложений Djl, Cjt соответствуют значениям 1.15-1.42, тогда как для нефтей из отложений Pjar и PjU они не превышают единицу (табл. 2). Однако основываясь на других коэффициентах, можно говорить о том, что исследуемые нефти в равной степени катагенетически преобразованы. Зрелость всех исследованных нефтей невелика, вероятно, соответствует началу главной фазы нефтеобразования. Указанные различия вполне могут отвечать образованию нефтей A-C и D-E в различных нефтематеринских отложениях. Влияние биодеградации на состав биомаркеров не исключено.
Корреляция «нефть-нефть»
Для проведения корреляции «нефть-нефть» нами были построены так называемые «звездные» диаграммы. Для корреляция нефтей М.В. Дахнова с соавторами предлагают использовать соотношения между концентрациями пар углеводородов, близких по химической структуре (Дахнова и др., 2007). В качестве таких параметров нами были использованы соотношения: н-С11/н-С12, н-С/н-С i-C/i-С, н-С/н-С Pr/н-С Ph/н-С
13 14 15 16 16 17 17 18
(рис. 8). Результаты, полученные по распределению нормальных и изо-алканов, показывают идентичность звездных диаграмм, что свидетельствует о едином генотипе нефтей нижнего девона и нижнего карбона и хорошей вертикальной флюидосообщаемости пород-коллекторов. Данные выводы подтверждаются тектоническим строением исследуемой территории.
Сравнительный анализ звездных диаграмм нефтей, построенных по стерановым и гопановым коэффициентам (рис. 9), выявил незначительные отличия нижнедевонской
n-C11/n-C12
1,00
Ph/n-C18
Pr/n-C17
,n-C13/n-C14
n-C16/n-C17
i-C15/i-C16
-C1t C1t -Dil
Рис. 8. Корреляция нефтей по соотношениям концентраций пар близких ациклических углеводородов
С35/(С31-С35),
Г29/Г30
К1
К2
Ts/Tm
-Ж-Plu —X—Plar
—♦—Dll
Рис. 9. Звездная диаграмма по стерановым и гопановым коэффициентам
и каменноугольных нефтей от пермских, что, вероятнее всего, связано с гипергенными изменениями последних.
Заключение
По совокупности данных, полученных по углеводородному составу, на Лабаганском месторождении выделяется два генотипа нефтей. Нефти из отложений лохковского яруса нижнего девона и нижнего карбона относятся к единому генотипу - ордовикско-нижнедевонскому. Исходное ОВ нефтей - сапропелевое, накопление которого протекало в субвосстановительной обстановке. Предполагается, что нефть мигрировала из отложений силура-нижнего девона в вышележащие отложения по зонам разуплотнения.
Вследствие имевшей место биодеградации достоверно определить генотип нефтей из отложений перми не представляется возможным. Для этого необходимо проведение дополнительных геохимических исследований, таких как термолиз асфальтенов нефтей. Однако по распределению полициклических углеводородов-биомаркеров удалось установить, что данные нефти имеют несколько другой состав исходного ОВ.
Зрелость нефтей всех изученных нами нефтегазоносных комплексов, установленная по стерановым и гопановым коэффициентам, соответствует фазе начала «нефтяного окна».
SCIENT1FK AND TECHNICAL JOURNAL
GEGRESGURCES
Благодарности/Финансирование
Авторы выражают благодарность рецензенту за ценные критические замечания и рекомендации, которые способствовали улучшению содержания статьи.
Геохимические исследование выполнены в ЦКП «Геонаука».
Литература
Бушнев Д.А., Валяева О.В., Бурдельная Н.С. (2018). Биомаркеры нефтей нижнего палеозоя северной части Тимано-Печорского бассейна. Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН, 4, с. 45-48. DOI: 10.19110/2221-1381-2018-4-45-48
Виноградова Т. Л., Пунанова С.А. (2012). Геохимические закономерности изменения состава нефтей при гипергенезе. Геология нефти и газа, 3, с. 45-54.
Дахнова М.В. (2007). Применение геохимических методов исследований при поисках, разведке и разработке месторождений углеводородов. Геология нефти и газа, 2, с. 81-89.
Ильинская В.В. (1985). Генетическая связь углеводородов органического вещества пород и нефтей. М.: Недра, 160 с.
Каширцев В.А., Конторович А.Э., Филп Р.П., Чалая О.Н., Зуева И.Н., Иванова И.К., Меметова Н.П. (2001). Биодеградация насыщенных циклических хемофоссилий. Геология и геофизика, 42(11-12), с. 1792-1800.
Кирюхина Т.А. (1995). Типы нефтей Тимано-Печорского бассейна. Вестник МГУ. Сер. 4, Геология, 2, с. 39-49.
Клещев К.А., Шеин В.С. (2010). Нефтяные и газовые месторождения России. М.: ВНИГНИ, Кн. 1, 832 с.
Котляр Г.В. (2009). Стратиграфия пермской системы. Состояние и перспективы развития. Мат. Второй Всерос. конф.: Верхний палеозой России. Стратиграфия и фациальный анализ. Казань: КГУ, с. 26-29.
Котляр Г.В., Голубев В.К., Силантьев В.В. (2013). Общая стратиграфическая шкала пермской системы: современное состояние. Мат. Всерос. конф.: Общая стратиграфическая шкала России: состояние и перспективы обустройства. М.: ГИН РАН, с. 187-195.
Методические рекомендации по применению Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов (утв. Распоряжением Министерства природных ресурсов России от 01.02.2016 № з-р). (2016). 32 с.
Парфенова Т.М. (2018). Новые сведения о геохимии органического вещества пород куонамского комплекса нижнего и среднего кембрия Лено-Амгинского междуречья (юго-восток Сибирской платформы). Геохимия, 5, с. 448-460. DOI: 10.7868/S0016752518050035
Петров Ал.А. (1984). Углеводороды нефти. М.: Наука, 264 с.
Петров Ал.А. (1991). Геохимическое значение стеранов. Научно-прикладные аспекты геохимии нефти и газа. М.: ИГИРГИ, с. 21-30.
Петров Ал.А. (1994). Биометки и геохимические условия образования нефтей России. Геология нефти и газа, 6, с. 13-19.
Прищепа О.М., Баженова Т.К., Богацкий В.И. (2011). Нефтегазоносные системы Тимано-Печорского осадочного бассейна (включая акваториаль-ную Печороморскую часть). Геология и геофизика, 52(8), с. 1129-1150. https://doi.Org/10.1016/j.rgg.2011.07.011
Рябинкина Н.Н., Валяева О.В. (2018). Геология и геохимия нефтей Лабаганского нефтяного месторождения (Тимано-Печорская провинция). Нефтегазовая геология. Теория и практика, 13(4). https://doi. org/10.17353/2070-5379/36_2018
Тиссо В., Вельте Д. (1981). Образование и распространение нефти. М.: Мир. 502 с.
Хант Дж. (1982). Геохимия и геология нефти и газа. М.: Мир, 704 с.
Яндарбиев Н.Ш., Козлова Е.В., Фадеева Н.П., Крылов О.В., Наумчев Ю.В. (2017). Геохимия углеводородов Терско-Каспийского прогиба. Георесурсы, Спецвыпуск, с. 227-239. http://doi.org/10.18599/grs.19.22
Bailey N. J. L., Jobson A. M., Rogers M. A. (1973). Bacterial degradation of crude oil: comparison of field and experimental data. Chemical Geology, 11(3), pp. 203-221. https://doi.org/10.1016/0009-2541(73)90017-X
Brassell S.C., Fu Jiamo, Eglinton G. (1984). Isomerisation, rearrangement and aromatisation of steroids in distinguishing early stages of diagenesis. Organic Geochemistry, 6, pp. 11-23. https://doi.org/10.1016/0146-6380(84)90022-6
Clark, J. P., Philp, R. P. (1989). Geochemical Characterization of Evaporite and Carbonate Depositional Environments and Correlation of Associated Crude Oils in the Black Creek Basin, Alberta. Bulletin of Canadian Petroleum Geology, 37(4), pp. 401-416.
Connan J. (1984). Biodegradation of crude oil in reservoirs. In: Advances in petroleum geochemistry I. Brooks J, Welte D (eds.). London: Academic Press, pp 299-335. https://doi.org/10.1016/B978-0-12-032001-1.50011-0
Fildani A., Hanson A. D., Chen Z., Moldowan J., Graham S., Arriola P.R. (2005). Geochemical characteristics of oil and source rocks and implications for petroleum systems, Talara basin, northwest Peru. AAPG Bulletin, 89(11), pp. 1519-1545. https://doi.org/10.1306/06300504094
Hold I.M, Schouten S, Jellema J, Sininghe Damste J.S (1999). Origin of free and bound mid-chain methyl alkanes in oils, bitumens and kerogens of the marine, Infracambrian Huqf Formation (Oman). Organic Geochemistry, 30(11), pp. 1411-1428. https://doi.org/10.1016/S0146-6380(99)00115-1
Jacobson S.P., Hatch J.R., Teerman S.C., Askin R.A. (1988). Middle ordovician organic matter assamblages and their effect on ordovician-derived oils. The AAPG Bulletin, 72(9), pp. 1090-1100. https://doi. org/10.1306/703C97C6-1707-11D7-8645000102C1865D
Jobson A.M., Cook F.D., Westlake D.W.S. (1979). Interaction of aerobic and anaerobic bacteria in petroleum biodegradation. Chemical Geology, 24, pp. 355-365. https://doi.org/10.1016/0009-2541(79)90133-5
Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. (2005). The Biomarker Guide II. Biomarkers and Isotopes in Petroleum Systems and Earth History. 2nd ed. V. 2. Cambridge: Cambridge University Press, 1156 p.
Reed W.E. (1977). Molecular compositions of weathered petroleum and comparison with its possible source. Geochimica et Cosmochimica Acta, 41, pp. 237-247. https://doi.org/10.1016/0016-7037(77)90231-9
Reed J.D., Illich H.A., Horsfield B. (1986). Biochemical evolutionary significance of Ordovician oils and their sources. Organic Geochemistry, 10(1-3), pp. 347-358. https://doi.org/10.1016/0146-6380(86)90035-5
Volkman J.K., Alexander R., Kagi R.J., Woodhouse G.W. (1983). Demethylated hopanes in crude oils and their applications in petroleum geochemistry. Geochimica et Cosmochimica Acta, 47, pp. 785-794. https:// doi.org/10.1016/0016-7037(83)90112-6
сведения об авторах
Ольга Викторовна Валяева - кандидат геол.-мин. наук, старший научный сотрудник лаборатории органической геохимии, Институт геологии им. академика Н.П. Юшкина ФИЦ Коми НЦ УрО РАН
Россия, 167982, Республика Коми, Сыктывкар, ул. Первомайская, д. 54
E-mail: valyaeva@geo.komisc.ru
Надежда Николаевна Рябинкина - кандидат геол.-мин. наук, старший научный сотрудник лаборатории геологии нефтегазоносных бассейнов, Институт геологии им. академика Н.П. Юшкина ФИЦ Коми НЦ УрО РАН
Россия, 167982, Республика Коми, Сыктывкар, ул. Первомайская, д. 54
Дмитрий Алексеевич Бушнев - доктор геол.-мин. наук, главный научный сотрудник лаборатории органической геохимии, Институт геологии им. академика Н.П. Юшкина ФИЦ Коми НЦ УрО РАН
Россия, 167982, Республика Коми, Сыктывкар, ул. Первомайская, д. 54
Статья поступила в редакцию 26.08.2019;
Принята к публикации 10.02.2020;
Опубликована 30.03.2020
^ш in English
Biomarker hydrocarbons of oils from the Labagan field of the Timan-Pechora oil and gas province
O.V. Valyaeva*, N.N. Ryabinkina, D.A. Bushnev
Yushkin Institute of Geology of the Komi Science Centre of the Ural Branch of the Russian Academy of Sciences, Syktykvar, Russian Federation *Corresponding author: Olga V. Valyaeva, e-mail: valyaeva@geo.komisc.ru
НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСЩЙ ЖУРНАЛ
www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ
Abstract. The results of geochemical studies of four oils samples from Paleozoic deposits of the Labagan field of the Timan-Pechora oil and gas province are presented. It is shown that the organic matter, which generated the oil of the Lower Devonian and Tournaisian deposits of the Labagan field, is sapropelic, its accumulation occurred in a marine sub-reducing environment. The oils of the Artinskian and Ufimian deposits are substantially biodegraded. Type of collectors is fissure-porous, secondary-porous. Carbonate reservoirs of the Devonian, Carboniferous and Permian (Artinian) age are characterized by good and medium reservoir properties. Terrigenous reservoirs of the Ufimian deposit have good reservoir properties.
Keywords: Timan-Pechora province, Paleozoic deposits, biomarker hydrocarbons, oil, genetic typification, correlation, reservoir
Recommended citation: Valyaeva O.V., Ryabinkina N.N., Bushnev D.A. (2020). Biomarker hydrocarbons of oils from the Labagan field of the Timan-Pechora oil and gas province. Georesursy = Georesources, 22(1), pp. 46-54. DOI: https://doi. org/10.18599/grs.2020.1.46-54
References
Bailey N. J. L., Jobson A. M., Rogers M. A. (1973). Bacterial degradation of crude oil: comparison of field and experimental data. Chemical Geology, 11(3), pp. 203-221. https://doi.org/10.1016/0009-2541(73)90017-X
Brassell S.C., Fu Jiamo, Eglinton G. (1984). Isomerisation, rearrangement and aromatisation of steroids in distinguishing early stages of diagenesis. Organic Geochemistry, 6, pp. 11-23. https://doi. org/10.1016/0146-6380(84)90022-6
Bushnev D.A., Valyaeva O.V., Burdelnaya N.S. (2018). Biomarkers of lower paleozoic oils in the northern part of the Timan-Pechora basin. Vestnik IG Komi SC UB RAS, 4, pp. 45-48. DOI: 10.19110/2221-1381-2018-4-4548. (In Russ.)
Clark, J. P., Philp, R. P. (1989). Geochemical Characterization of Evaporite and Carbonate Depositional Environments and Correlation of Associated Crude Oils in the Black Creek Basin, Alberta. Bulletin of Canadian Petroleum Geology, 37(4), pp. 401-416.
Connan J. (1984). Biodegradation of crude oil in reservoirs. In: Advances in petroleum geochemistry I. Brooks J, Welte D (eds.). London: Academic Press, pp 299-335. https://doi.org/10.1016/B978-0-12-032001-1.50011-0
Dachnova M.V. (2007). The use of geochemical methods of research in the search, exploration and development of hydrocarbon deposits. Russian oil and gas geology, 2, pp. 81-89.
Fildani A., Hanson A. D., Chen Z., Moldowan J., Graham S., Arriola P.R. (2005). Geochemical characteristics of oil and source rocks and implications for petroleum systems, Talara basin, northwest Peru. AAPG Bulletin, 89(11), pp. 1519-1545. https://doi.org/10.1306/06300504094
Hold I.M, Schouten S, Jellema J, Sininghe Damste J.S (1999). Origin of free and bound mid-chain methyl alkanes in oils, bitumens and kerogens of the marine, Infracambrian Huqf Formation (Oman). Organic Geochemistry, 30(11), pp. 1411-1428. https://doi.org/10.1016/S0146-6380(99)00115-1
Hunt J. (1982). Geokhimiya i geologiya nefti i gaza. [Geochemistry and geology of oil and gas]. Moscow: Mir, 704 p. (In Russ.)
Ilyinskaya V.V. (1985). Genetic connection of hydrocarbons of organic matter of rocks and oils. Moscow: Nedra, 160 p. (In Russ.)
Jacobson S.P., Hatch J.R., Teerman S.C., Askin R.A. (1988). Middle ordovician organic matter assamblages and their effect on ordovician-derived oils. The AAPG Bulletin, 72(9), pp. 1090-1100. https://doi. org/10.1306/703C97C6-1707-11D7-8645000102C1865D
Jobson A.M., Cook F.D., Westlake D.W.S. (1979). Interaction of aerobic and anaerobic bacteria in petroleum biodegradation. Chemical Geology, 24, pp. 355-365. https://doi.org/10.1016/0009-2541(79)90133-5
Kashirtsev V.A., Kontorovich A.E., Philp R.P. Chalaya O.N., Zueva I.N. Zueva, Ivanova I.K., Memetova N.P. (2001). Biodegradation of saturated cyclic chemofossils. Geologiya i geofizika = Russian Geology andGeophisics, 42(11-12), pp. 1792-1800. (In Russ.)
Kiruchina T.A. (1995). Types of oils ofthe Timan-Pechora basin. Vestnik Moskovskogo Universiteta, Seriy 4; Geologiya = Moscow university geology bulletin, 2, pp. 39-49. (In Russ.)
Kleshchev K.A., Shein V.S. (2010). Oil and gas fields of Russia. Reference guide in two books. The first book - European part of Russia. Moscow: VNIGNI, 832 p. (In Russ.)
Kotlyar G.V. (2009). Perm Stratigraphy. Status and development prospects. Proc. II AllRuss. Conf.: The Upper Paleozoic of Russia.
Stratigraphy and facies analysis. Kazan: KSU, pp. 26-29. (In Russ.)
Kotlyar G.V., Golubev V.K., Silantyev V.V. (2013). General stratigraphic scale of the Perm system: current status. Proc. AllRuss. Conf.: The general stratigraphic scale of Russia: state and prospects of arrangement. Moscow: GIN RAS, pp. 187-195. (In Russ.)
Guidelines for the application of the Classification of reserves and resources of oil and combustible gases (approved by the Order of the Ministry of Natural Resources of Russia, 01.02.2016 No. sp). (2016). 32 p. (In Russ.)
Parfenova T.M. (2018). New Geochemical Data on the Organic Matter in Rocks of the Lower and Middle Cambrian Kuonamka Complex, the Lena-Amga Interfluve Area, Southeastern Siberian Platform. Geochimiya = Geochemistry International, 5, pp. 448-460. (In Russ.) https://doi. org/10.7868/S0016752518050035
Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. (2005). The Biomarker Guide II. Biomarkers and Isotopes in Petroleum Systems and Earth History. 2nd ed. V. 2. Cambridge: Cambridge University Press, 1156 p.
Petrov Al.A. (1984). Oil Hydrocarbons. Moscow: Nauka, 264 p. (In Russ.) Petrov Al.A. (1991). Geochemical value of steranes. Scientific and applied aspects of oil and gas geochemistry. Moscow: IGIRGI, pp. 21-30. (In Russ.)
Petrov Al.A. (1994). Bio-marks and geochemical conditions of oils formation in Russia. Geologiya i geofizika = Russian Geology and Geophisics, 6. pp. 13-19. (In Russ.)
Prischepa O.M., Bazhenova T.K., Bogatskii V.I. (2011). Petroleum systems of the Timan-Pechora sedimentary basin (including the offshore Pechora Sea). Geologiya i geofizika = Russian Geology and Geophisics, 52(8), pp. 1129-1150. (In Russ.) https://doi.org/10.1016/j.rgg.2011.07.011
Reed W.E. (1977). Molecular compositions of weathered petroleum and comparison with its possible source. Geochimica et Cosmochimica Acta, 41, pp. 237-247. https://doi.org/10.1016/0016-7037(77)90231-9
Reed J.D., Illich H.A., Horsfield B. (1986). Biochemical evolutionary significance of Ordovician oils and their sources. Organic Geochemistry, 10(1-3), pp. 347-358. https://doi.org/10.1016/0146-6380(86)90035-5
Ryabinkina N.N., Valyaeva O.V. (2018). Petroleum geology and geochemistry of Labagan oil field (Timan-Pechora petroleum province). Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika, 13(4). (In Russ.) https://doi. org/10.17353/2070-5379/36_2018
Tissot W., Welte D. (1981). Formation and distribution of oil. Moscow: Mir, 502 p. (In Russ.)
Vinogradova T.L., Punanova S.A. (2012). Geochemical regularities of changing patterns of changes oil composition under hypergenesis. Geologiya nefti i gaza = Geology of oil and gas, 3, pp. 45-54. (In Russ.)
Volkman J.K., Alexander R., Kagi R.J., Woodhouse G.W. (1983). Demethylated hopanes in crude oils and their applications in petroleum geochemistry. Geochimica et Cosmochimica Acta, 47, pp. 785-794. https:// doi.org/10.1016/0016-7037(83)90112-6
Yandarbiev N.Sh., Kozlova E.V., Fadeeva N.P, Krylov O.V., Naumchev Yu.V. (2017). Geochemistry of hydrocarbons of the Terek-Caspian trough. Georesursy = Georesources, Special issue, pp. 227-239. (In Russ.). http:// doi.org/10.18599/grs.19.22.
About the Authors
Olga V. Valyaeva - Cand. Sci. (Geology and Mineralogy), Senior Researcher, Laboratory of Organic Geochemistry, Yushkin Institute of Geology of Komi Science Centre of the Ural Branch of the Russian Academy of Sciences
54, Pervomayskaya st., Syktyvkar, Komi Republic, 167982, Russian Federation
E-mail: valyaeva@geo.komisc.ru
Nadezhda N. Ryabinkina - Cand. Sci. (Geology and Mineralogy), Senior Researcher, Laboratory of Geology of Oil and Gas Bearing Basins, Yushkin Institute of Geology of Komi Science Centre of the Ural Branch of the Russian Academy of Sciences
54, Pervomayskaya st., Syktyvkar, Komi Republic, 167982, Russian Federation
Dmitriy A. Boushnev - Dr. Sci. (Geology and Mineralogy), Chief Researcher, Laboratory of Organic Geochemistry, Yushkin Institute of Geology of Komi Science Centre of the Ural Branch of the Russian Academy of Sciences
54, Pervomayskaya st., Syktyvkar, Komi Republic, 167982, Russian Federation
Manuscript received 26 August 2019;
Accepted 10 February 2020; Published 30March 2020
SCIENT1FK AND TECHNICAL JOURNAL
GEDRESDURCES
