Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Генетические типы нефтей продуктивных отложений юго-восточной части Западной Сибири
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых
Автореферат диссертации по теме "Генетические типы нефтей продуктивных отложений юго-восточной части Западной Сибири"
На правах рукописи 70/-
005007807
БОРДЮГ ЕКАТЕРИНА ВАСИЛЬЕВНА
ГЕНЕТИЧЕСКИЕ ТИПЫ НЕФТЕЙ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
СПЕЦИАЛЬНОСТЬ: 25.00.12 - геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук
2 6 ЯНЗ 2012
Москва-2012
005007807
Работа выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета Московского государственного университета имени М,В. Ломоносова
Научный руководитель: кандидат геолого-минералогических наук, доцент Соболева Елена Всеволодовна
Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, Лоджевская Мануэлла Исааковна
кандидат геолого-мипералогических наук, доцент Склярова Зоя Павловна
Ведущая организация: Российский государственный университет нефти и газа им. И.М.Губкина
Защита состоится 10 февраля 2012 года в 14 ч. 30 мин! в ауд. 829 на заседании диссертационного совета Д 501.001.40 при Московском государственном университете им. М.В. Ломоносова по адресу: 119234 Москва, Ленинские горы, МГУ, корпус «А», геологический факультет.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке геологического факультета МГУ, корпус «А», 6 этаж.
Автореферат разослан 29 декабря 2011 года.
Ученый секретарь диссертационного совета
Карнюшина Е.Е
Общая характеристика работы Актуальность
Изучение свойств и состава нефти продуктивных отложений определенного региона и их генетическая типизация является важным аспектом комплексного геолого-геохимического исследования нефтегазоносное™ района с целью оценки перспектив и определения дальнейших направлений поиска и разведки залежей углеводородных флюидов (УВ-флюидов).
В юго-восточной части Западной Сибири залежи нефти и газа находятся в основном в юрских отложениях тюменской (^-^Ь^ продуктивные пласты Ю2-Ю15) и васюганской (12Ы3ок, пл. Ю,) свит, но значительный объем УВ-флюидов сосредоточен в залежах палеозойского комплекса - коре выветривания палеозоя (пласт М) и породах палеозойского складчатого основания, по которым кора выветривания не развита (пласт М1).
Палеозойский нефтегазоносный комплекс Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ) к настоящему времени, несмотря на многолетнее изучение, все же остается недостаточно изученным объектом, только в редких случаях целенаправленные поиски месторождений углеводородного сырья проводились в нём. Принимая во внимание острую проблему воспроизводства минерально-сырьевой базы крупнейшею нефтегазодобывающего региона России, необходимо детальное изучение палеозойского комплекса, содержащего залежи нефти и газа как во внутри палеозойских резервуарах, так и в верхней части на контакте с мезозойскими отложениями.
В данной работе подробно рассмотрен молекулярный состав нефтей палеозойских и юрских залежей и проведен биомаркерный анализ для обоснования генетической типизации нефтей. На основании геохимической интерпретации молекулярного состава нефтей и данных изотопного состава углерода предпринята попытка установления источников флюидов залежей палеозойского комплекса, подтверждены предположения об источниках УВ в залежах тюменской и васюганской свит. Выявление вероятных нефтепроизводящих пород является одной из первоначальных задач системного подхода в поиске новых залежей нефти и газа, поэтому данная работа является актуальной в свете применения полученных данных для разработки методик поиска перспективных объектов в палеозойских отложениях юго-востока Западно-Сибирского НГБ.
Цель работы - выявление нефтепроизводящих толщ в палеозойских и юрских отложениях юго-восточной части Западной Сибири на основании биомаркерного анализа молекулярного состава углеводородов, гетероатомных соединений нефти и изотопного состава насыщенной и ароматической фракций нефти. В задачи исследования входило:
1. Изучение и обобщение материалов по геологическому строению и нефтегазоносное™ палеозойских отложений рассматриваемой территории;
2. Изучение молекулярного состава нефтей палеозойских и юрских залежей современными хроматографическими и масс-спектрометрическими методами, а также изотопного состава углерода насыщенной и ароматической фракций;
3. Геолого-геохимическая интерпретация данных о молекулярном составе нефтей и распределении биомаркеров для определения типов исходного органического вещества (ОВ), условий его накопления, катагенетической зрелости для выделения потенциальных нефтематеринских пород (НМП);
4. Обзор геохимических критериев и биомаркерных параметров, предложенных отечественными и зарубежными исследователями, и выделение из них
наиболее информативных для использования в геолого-геохимической интерпретации и типизации нефтей, а также обобщение геохимических данных о составе ОВ возможных нефтематеринских пород; Фактический материал
Основой диссертационной работы явились результаты исследования молекулярного состава и свойств 15-ти образцов нефтей палеозойских (скважины Северо-Останинская-7, Еллей-Игайская-2, Верх-Тарская-3, Малоичская-2 и -6, Калиновая-6, Нижнетабаганская-4 и -17, Южно-Табаганская-130, Урманская-2) и юрских (скважины Вартовская-300, Верх-Тарская-2, Столбовая-Р-1, Южно-Табаганская-23, Нижнетабаганская-17) отложений юго-восточной части ЗападноСибирского НГБ из коллекции кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ; результаты исследования изотопного состава насыщенной и ароматической фракции 8-ми нефтей из палеозойских коллекторов, выполненные в лаборатории института ГЕОХИ. Исследование нефтей проводилось в рамках проекта по изучению доюрских нефтяных систем Западной Сибири «Программы сотрудничества «Шелл» - МГУ» при непосредственном участии автора. В работе также использована представительная база данных, включившая опубликованные и фондовые материалы ранее выполненных геохимических (пиролитических и химико-битуминологических) исследований ОВ потенциальных нефтепроизводящих пород юго-восточной части Западно-Сибирского НГБ. Научная иовизна
— впервые для нефтей юго-востока бассейна выполнен биомаркерный анализ насыщенных, ароматических углеводородов (УВ) и гетероатомных соединений;
— выявленные особенности молекулярного состава нефтей позволили установить типы исходного ОВ, фациальные условия его накопления и уровень катагенетической зрелости нефтей;
— предложена генетическая типизация, где выделены 4 типа нефтей палеозойских и юрских залежей юго-восточной части Западной Сибири, генерированные НМП разного возраста и генезиса;
— выбраны наиболее коррелятивные молекулярные параметры в составе нефтей для юго-восточного района Западной Сибири;
— впервые на основе молекулярных параметров проведен расчет предполагаемого показателя отражения витринита НМП в период генерации нефти;
— впервые установлено, что для нефтей продуктивных отложений данного региона объективнее всего категенетическую зрелость отражают метилфенантреновый индекс (MPI) и изопреноидный коэффициент (Ki).
В работе защищаются следующие основные положения:
1. Продуктивные отложения юго-восточной части Западной Сибири содержат 4 генетических типа нефти, выделенных на основе их молекулярного состава (распределение алканов, изоалканов, стеранов, гопанов, хейлантанов, ароматических стероидов, сераорганических соединений), обусловленного особенностями исходного ОВ и условиями накопления НМП. Для I типа нефти источником является континентальное гумусовое и озерное сапропелевое ОВ, для II - морское сапропелевое ОВ карбонатных нефтепроизводящих пород, для III - морское сапропелевое ОВ глинистых отложений, нефти IV типа сформировались за счет смешения флюидов из разных НМП.
2. Источниками нефтей служат НМП разного генезиса: континентальные озерные и прибрежно-морские глинистые отложения, морские глинисто-кремнистые породы, морские глинисто-карбонатные отложения. Нефти, генетически связанные с глинисто-карбонатными НМП, приурочены к Тарскому мегавалу.
3. На основании биомаркерного анализа и геологического положения залежей изученных нефтей установлено, что НМП для нефтей I типа являются континентальные озерные тоарские глинистые аргиллиты тогурской свиты нижней юры и/или среднеюрские прослои глинистых аргиллитов тюменской свиты континентального и прибрежно-морского генезиса; для II типа -лохковские глинистые известняки нижнего девона; для III типа -нижнефранские карбонатно-глинисто-кремнистые аргиллиты нижнего девона и баженовской свиты верхней юры; нефти смешанного IV типа формировались за счет поступления углеводородных флюидов из НМП разного возраста и генезиса.
Практическая значимость данной работы заключается в научном обосновании методических приемов выделения по молекулярному составу нефтей их нефтематеринских пород в палеозойском разрезе юго-востока Западной Сибири и подтверждении некоторых выводов предыдущих исследователей, что дает возможность более уверенно судить об источниках нефти и газа и их миграции, а следовательно повысить надежность оценки геологического риска проведения дальнейших поисково-разведочных работ и выявления залежей углеводородных флюидов в палеозойских отложениях данного региона. Полученные в ходе исследования данные использовались представительством нефтяной компании «Шелл» в рамках формирования стратегии развития.
Апробация работы
Результаты исследования по теме диссертации докладывались на конференциях: Международный конгресс по органической геохимии «IMOG-2007» (г. Торгуай, Великобритания), Всероссийская научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов «Молодые в геологии нефти и газа» в 2010 г. (ВНИГНИ, г. Москва) «Международная конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Ломоносов-2011» (МГУ, г. Москва). По теме диссертации опубликовано 5 научных работ, включающих тезисы докладов на международных конференциях.
Структура и объем работы
Диссертационная работа содержит 187 страниц текста, состоит из 4 глав, введения и заключения. Работа иллюстрирована 75 рисунками, содержит 7 таблиц. Список использованной литературы насчитывает 145 наименований.
Благодарности
Автор искренне благодарен своему научному руководителю кандидату геолого-минералогических наук, доценту Елене Всеволодовне Соболевой и научному консультанту, кандидату геолого-минералогических наук, доценту Энверу Алексеевичу Абле за поддержку и помощь на разных этапах создания работы.
Автор глубоко признателен за консультации, ценные советы и практическую помощь сотрудникам кафедры Т.Н.Корневой, Т.А.Кирюхиной, С.В.Фролову, Е.Е.Карнюшиной, И.Э.Сливко, Е.В.Сливко, К.А.Ситар, М.А.Большаковой, Е.Н.Полудеткиной, И.М.Натитник, а также всем коллегам и друзьям, помогавшим этой работе состояться. Создание работы было бы невозможно без поддержки и понимания родных и близких автора.
Глава 1. Геологическое строение юго-восточной части Западно-Сибирского НГБ
В данной работе исследованы образцы нефтей следующих месторождений юго-восточной части Западной Сибири: в Томской области - Калиновое, Еллей-Игайское, Урманское, Нижнетабаганское, Южно-Табаганское, Северо-Останннское, Столбовое и Вартовское и в Новосибирской - Малоичское, Верх-Тарское.
1.1. Стратиграфия
Описание стратиграфического расчленение геологического разреза палеозоя приведено в соответствии с «Решениями Межведомственного совещания по рассмотрению и принятию региональной стратиграфической схемы палеозойских образований Западно-Сибирской равнины» (Новосибирск, 1999 г.).
В диссертационной работе детально рассмотрена стратиграфия палеозойской эратемы Нюрольского структурно-фациалыюго района. Стратиграфический разрез доюрского основания представлен отложениями всех систем палеозоя, начиная с ордовикской, но зачастую информация о каком-либо стратоне изучена по единичным скважинам, поэтому сложно провести корреляцию. Наибольший интерес для нас представляют отложения девонской системы, т.к. именно в них распространены палеозойские залежи нефти и возможные НМП.
В Нюрольском районе на основе кернового и палеонтологического материала установлены два типа девонского разреза - рифогенный и депрессионный или бассейновый (Краснов и др., 1993).
Рифогенный разрез, сложенный биоморфными, биокластическими и обломочными известняками, расчленяется на кыштовскую (Dil, мощность до 400 м), армичевскую (Dip, до 630 м), солоновскую (Diej до 200 м), надеждинскую (Г),е2, до 220 м), герасимовскую (D2ef-zv, до 1135 м) и лугинецкую (D3f-fm, ок. 650 м) свиты, магматические породы - прослои туфолав базальтового состава -вскрыты в верхней подсвите лугинецкой свиты.
Депрессионный разрез подразделяется на лесную свиту (Dil-p, мощность до 480 м), мирную толщу (Die, 400 м), чузикскую (D2ef-zv, до 470 м), чагинскую (D3f-fm, 480 м) свиты. Свиты депрессионного типа сложены глинистыми и кремнистыми известняками, мергелями с прослоями аргиллитов, отмечено появление кремней и радиоляритов в фаменском ярусе верхнего девона (чагинская свита). В этом типе разреза значительную роль играют глинистые и глинисто-кремнистые породы, свидетельствующие об относительно более глубоководных (и/или более спокойных) обстановках осадконакопления, чем при отлагавшемся в условиях карбонатных платформ рифогенном разрезе.
Общая мощность палеозойских отложений до 5,5 км.
Мезозойско-кайнозойский платформенного чехол с несогласием залегает на породах складчатого основания и включает юрскую, меловую, палеогеновую и четвертичную системы. Нижний отдел юрской системы представлен континентальными терригенными отложениями урманской (Jig-p) и тогурской (Jit]) свит, залегающих в пониженных частях доюрского рельефа; мощность до 125 м. В палеодепрессиях каждая более молодая пачка без видимого перерыва перекрывает более древнюю, а на склонах и вершинах поднятий ложится на доюрские образования. Таким образом, зачастую разрез юрских отложений начинается со среднего отдела - тюменской свиты (Jit2-J2ki), имеющей региональное распространение на всей территории Западно-Сибирской плиты. Свита характеризуется неравномерным чередованием аргиллитов, песчаников,
алевролитов с незначительными по мощности прослоями углистых аргиллитов и углей, общей мощностью до 350 м. Верхний отдел юрской системы представлен васюганской (^кг-^Ог). георгиевской (.Ьоз-^кт) и баженовской (ДзН-К^)) свитами. Васюганская свита несогласно залегает на отложениях тюменской и разделена на две подсветы - нижнюю алеврито-глинистого состава, и верхнюю песчано-алевритового состава с прослоями аргиллитов и углей; общая мощность 70-90 м. Георгиевская свита распространена локально и сложена аргиллитами с глауконитом и прослоями песчаников, мощность 0-15 метров. Завершают юрский разрез черные битуминозные аргиллиты баженовской свиты, карбонатно-глинисто-кремнистого состава, мощностью 10-30 м. Общая мощность юрской системы до 700 м.
Меловая система согласно залегает на юрской и сложена в основном терригенными породами - песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Система представлена нижним отделом, который расчленяется на куломзинскую, тарскую, вартовскую, алымскую и покурскую свиты, общей мощностью до 1,5 км; и верхним - покурская (верхняя часть) кузнецовская, ипатовская, славгородская и ганькинская свиты, преимущественно глинистого состава, общей мощностью до 680 м. Кайнозойская эратема представлена палеогеновой и четвертичной системами, общей мощностью до 530 м. 1.2. Тектоника
В первой части данного параграфа рассмотрено тектонические строение Западно-Сибирской плиты, с учетом обзорных данных, отражающих взгляды разных исследователей относительно строения доюрского основания (С.В.Агшонов, 1987; В.Я.Рудкевич, 1988; В.С.Бочкарев, 2003; В.С.Сурков, 2002; В.В.Харахинов и др., 2001, К.А.Клещев, В.С.Шеин, 2004; А.С.Егоров, Д.Н.Чистяков, 2003 и др.). Большинством исследователей в фундаменте плиты выделяются области герцинской и каледонской консолидации, а также срединные массивы байкальского возраста. Рассматриваемые нами месторождения находятся в пределах Межовского (Нюрольского) срединного массива (С.В.Аплонов, 1987; К.А.Клещев, В.С.Шеин, 2004).
В разрезе Западно-Сибирской плиты выделяется три структурно-формационных комплекса: докембрийско-палеозойский складчатый фундамент, пермо-триасовый переходный комплекс, традиционно объединяемые в доюрское основание, и мезозойско-кайнозойский осадочный чехол. Платформенные структуры на протяжении мезозойской эры развивались унаследовано структурам фундамента, поэтому они соответствуют рельефу поверхности фундамента. Локальные куполовидные поднятия, к которым приурочены месторождения нефти и газа являются конседиментационными и наследуют структуру тектонических блоков доюрского основания.
Рассматриваемые нами месторождения с залежами в палеозойском комплексе, согласно тектонической карте Западной Сибири под ред. В.И. Шпильмана (1998), находятся на юго-восточном борту Нюрольской мегавпадины (Урманское, Нижнетабаганское, Южно-Табаганское, Калиновое) и прилегающих мегавалах -Пудинском (Северо-Останинское месторождение) и Тарском (Еллей-Игайское, Малоичское, Верх-Тарское). Месторождения, содержащие залежи в юрском комплексе, приурочены к Каймысовскому своду (Столбовое) и Усть-Тымской мегавпадине (Вартовское).
В данном параграфе рассмотрены вопросы формирования эрозионно-тектонических выступов доюрского основания, в которых содержатся залежи зоны
контакта палеозойских и мезозойских отложений. Лучшие коллекторские свойства развиты в горст-синклинальных блоках, контролируемых дизъюнктивными нарушениями и зонами дробления северо-западного простирания (Конторович А.Э. и др., 1991).
1.3. История геологического развития
В данном разделе рассмотрена история геологического развития изучаемого региона в фанерозое, описаны обстановки осадконакопления различных свит и комплексов пород. Особое внимание уделяется условиям осадконакопления палеозойских и юрских толщ. Показана близость обстановок седиментации чагинской (Djf-fm) и баженовской (Jjtt-K^i) свит. Глава 2. Нефтегазоносность
2.1. Нефтегазоносность юго-восточной части Западной Сибири
Согласно схеме нефтегазогеологического районирования (под ред. С.П. Максимова, 1987) большинство изучаемых месторождений расположено в Каймысовской нефтегазоносной области (НГО), Северо-Останинское и Вартовское месторождения - в Васюганской НГО.
В районе исследования выделяются палеозойский, нижне-среднеюрский (тогурская и тюменская свиты) и верхнеюрский (васюганская и баженовская свиты) нефтегазоносные комплексы (НГК).
В палеозойском НГК выделены два самостоятельных поисковых объекта: эрозионно-тектонические выступы палеозойских пород (разновозрастный нефтегазоносный горизонт зоны контакта - НГГЗК (по А.Э.Конторовичу, отождествляемый в ряде случаев с термином «кора выветривания») и внутрипалеозойские отложения. Прогнозирование новых залежей УВ в глубоко погруженных палеозойских отложениях на юго-востоке Западной Сибири возможно при обнаружении зон развития рифовых массивов в нижне-среднедевонских породах, примерами которых являются Малоичская и Еллей-Игайская карбонатные банки, где получены притоки нефти и газа. Более значительные притоки УВ получены из НГГЗК (Арчинское, Герасимовское, Калиновое, Нижнетабаганское и др. месторождения). К настоящему времени разработаны сейсмические методы прогноза залежей в НГГЗК, приуроченных как к коренному палеозою (продуктивный горизонт Mi), так и к коре выветривания (горизонт М) (В.А.Конторович, С.А.Бердникова и др., 2006).
Проблемой нефтегазоносности палеозоя занимались и занимаются многие геологи Сибири: В.С.Бочкарев, А.М.Брехунцов, В.И.Биджаков, В.С.Вышемирский, В.А.Гавриков, Е.Е.Даненберг, О.Г.Жеро, Н.П.Запивалов, И.А.Иванов,
A.Э.Конторович, А.Н.Леонов, Ф.К.Салманов, Л.В.Смирнов, О.Ф.Стасова,
B.С.Сурков, A.A. Трофимук, А.С.Фомичев, Ф.З.Хафизов, Г.П.Худорожков и др. Большой вклад в изучение строения резервуаров доюрского основания внесли О.О.Абросимова, Е.В.Белова, Т.Ф.Балабанова, Г.Е.Белозерова, Е.Г.Журавлев, П.Н.Страхов, В.С.Славкин, Н.Н.Бакун, Е.А.Копилевич, А.В.Гончаров, В.А.Бененсон, В.А.Конторович, С.Ф.Хафизов, и другие.
В тюменской свите выделяются позднетоар-ааленский (коллекторские пласты Ю,,.,,) и байос-батский (пласты Ю2.ю) части, разделенные региональным верхнеааленским флюидоупором. Ввиду значительной фациальной латеральной неоднородности ловушки относятся преимущественно к седиментогенному типу. НМП комплекса служат тогурские аргиллиты и глинистые разности тюменской свиты.
Верхнеюрская васюганская свита (верхняя подсвита) содержит группу песчаных пластов Ю, - основной нефтепоисковый объект на юго-востоке НГБ. Залежи комплекса относятся к структурно-литологическому типу, НМП являются баженовские аргиллиты, одновременно служащие покрышками для залежей. 2.2. Нефтегазоиосность месторождений, строение залежей изучаемых нефтей
В данном разделе дается краткая характеристика строения десяти исследованных месторождений. Особое внимание уделено залежам палеозойского НТК. К залежам глубоких горизонтов палеозоя, нефтяные флюиды которых изучались в данной работе, относится только эйфельская (Э2) залежь Еллей-Игайской площади, приуроченная к рифогенным образованиям. В горизонте М (кора выветривания) находятся залежи нефти на Северо-Останинском, Верх-Тарском, Калиновом месторождениях. Горизонт Мь представляющий собой отложения коренного палеозоя (в некоторых случаях подстилающие кору выветривания), нефтеносен на Малоичском, Нижнетабаганском, Южно-Табаганском месторождении. На Урманском месторождении залежи пластов М и М( объединены в один объект разработки. Резервуары доюрского основания сложены дезинтегрированными карбонатными породами - известняками органогенными, доломитизированными, в коре выветривания - глинисто-кремнистыми. Залежи комплекса массивные, тектонически и литологически экранированные; покрышками являются глинистые нижне-, среднеюрские отложения, для залежей горизонта М, покрышками могут служить глинистые породы коры выветривания (например, на Нижнетабаганской площади).
Продуктивность терригенных отложений нижней юры (нижняя подсвита тюменской свиты) установлена на Урманском месторождении (Юн-и). Отложения средней юры - тюменская свита, песчаные пласты Ю3.7 - продуктивны на Нижнетабаганском, Калиновом, Вартовском месторождениях; вартовская нефть изучалась в ходе данного исследования. В рамках данного исследования изучены образцы нефтей пласта Ю, васюганской свиты Верх-Тарского, Столбового, Южно-Табаганского и Нижнетабаганского месторождений; также залежи в этом НГК имеются на Еллей-Игайском и Калиновом месторождениях.
Глава 3. Геохимия нефтей продуктивных отложений юго-восточной части Западной Сибири
3.1. История изучения геохимии палеозойских нефтей
В 50-е годы прошлого века были выдвинуты две основные точки зрения об источнике нефти зоны контакта палеозойского складчатого основания и мезозойского осадочного чехла: 1)палеозойские отложения рассматриваются как самостоятельный нефтегенерирующий и нефтеаккумулирующий комплекс (З.Т.Алескерова, И.В.Литвиненко, 1957 и др., В.А.Успенский, 1959); 2)формирование залежей в палеозое связано с вышележащими мезозойскими толщами (Н.Н.Ростовцев 1958; А.Э.Конторович, О.Ф.Стасова, 1964; В.С.Вышемирский, 1971 и др.).
Представления об источнике нефти палеозойских залежей развивались с совершенствованием инструментальных методов исследования углеводородных флюидов и ОВ пород. С открытием в начале 70-х годов XX века залежей нефти в глубоко погруженных палеозойских отложениях на Малоичской и Верх-Тарской площадях существование собственно палеозойских НМП уже не вызывало сомнений. В настоящее время большинство нефтяников сходятся во мнении, что НМП для нефтей палеозойских залежей могут служить в каждом конкретном случае как внутрипалеозойские толщи, так и вышележащие мезозойские
(А.А.Трофимук, В.С.Вышемирский, 1975; Н.А.Верховская, Л.В.Лебедева, 1981; С.И.Голышев и др., 1991; С.Н.Рыжкова, Ж.О.Бадмаева, 1994; Н.В.Лопатин, Т.П.Емец, О.И.Симоненкова, 1997; А.Э.Конторович, и др., 1998; Е.В.Костырева, 2005).
3.2. Использование биомаркеров для геолого-геохимической интерпретации
Хемофоссилии или биомаркеры - это ископаемые биомолекулы и/или их опознаваемые фрагменты, входящие в состав ОВ осадочных пород и горючих ископаемых. Около трети всех идентифицированных в составе нефти хемофоссилий сохранили явную структурную связь с биомолекулами живого вещества и формировались на разных стадиях литогенеза. Углеводородные биомаркеры представлены соединениями трех основных классов: алканами (н-алканы, изопреноиды, 2М-, ЗМ-, 12М-, 13М-алканы и др.), полициклическими нафтенами (хейлантаны, стераны, гопаны и другие тритерпаны) и аренами (нафталины, фенантрены, моно- и триароматические стероиды и др.), гетероатомными соединениями из числа биомаркеров являются некоторые кислородные (карбоновые кислоты, фенолы), азотистые (порфирины, гомологи пиролла и пиридина) и сернистые (сульфиды, тиоспирты, тиофены) соединения. Бензотиофены и дибензотиофены не имеют близких аналогов в составе живого вещества, но могут образовываться на ранних стадиях диагенеза в процессе осернения непредельных соединений, входящих в состав липидов и липоидов.
Биомаркеры используются во всех основных направлениях геологии и геохимии нефти и газа. Многие ученые работали и работают в этой области, как в России (Э.А.Абля, О.А.Арефьев, О.К.Баженова, В.Н.Блинова, Д.А.Бушнев, Н.Б.Вассоевич, Т.Л.Виноградова, Н.С.Воробьева, Г.Н.Гордадзе, А.Н.Гусева, М.В.Дахнова, В.А.Каширцев, Т.А.Кирюхина, А.Э.Конторович, Е.А.Костырева, В.Н.Меленевский, Ал.А.Петров, Е.В.Соболева, В.А.Чахмахчев и др.), так и за рубежом (А.Трейбс, Б.Тиссо, Д.Вельте, К.Е.Петерс, Дж.Молдован, Р.П.Филп, Дж.Хант, А.Стадницкая и др.).
В этом разделе диссертации рассмотрено строение биомаркерных соединений и их биологических предшественников (3.2.1.), дан обзор различных геохимических соотношений и интерпретационных графических диаграмм, предложенных отечественными и зарубежными учеными и используемых при реконструкции исходного для нефти ОВ и условий его накопления (3.2.2.), окислительно-восстановительной среды раннего диагенеза исходных НМП (3.2.3.), а также стадий катагенеза и степени созревания нефти (3.2.4.), т.е. тех параметров, на основе которых в данном исследовании проведен биомаркерный анализ и определены предполагаемые источники нефтей в палеозойских и юрских отложениях юго-востока Западной Сибири.
3.3. Изотопный состав углерода органического вещества и нефтей
Наряду с молекулярным составом нефти и битумоидов, изотопный состав углерода является геохимическим критерием для установления генетического источника углеводородных флюидов. Сырая нефть, как правило, характеризуется значением 513С = -(26-3 5)%о, при этом отмечено, что НМП континентального генезиса генерируют нефти с более тяжелым изотопным составом, 813С = -(28-23)%о, чем морские нефтепроизводящие породы, 513С = -(34-27)%о (Конторович А.Э, 1986; Chung et al., 1992; Peters et al., 2005 и др.)
В рамках данного исследования проводился анализ изотопного состава углерода насыщенной и ароматической фракции 8-ми образцов палеозойских нефтей; рассчитанные значения 513С позволили предположить наличие нескольких
источников нефти в палеозойских отложениях. Геохимическую интерпретацию данных распределения стабильных изотопов углерода и определение потенциальных НМП по 513С нефти рекомендуется проводить совместно с анализом распределения биомаркеров в нефтях и учетом геологического строения рассматриваемого нефтегазоносного района.
3.4. Методика исследования молекулярного состава нефтей
Биомаркерный анализ проводился по данным хромато-масс-
спектрометрического анализа насыщенной и ароматической фракций нефти, который был выполнен на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ на газовом хроматографе ThermoQuest Trace GC, соединенного со спектрометром Finnigan МАТ900 с компьютерной системой регистрации и обработки Xcalibur.
Идентификация пиков нормальных и изоалканов проводилась по времени удерживания, характеризующем сорбционную способность индивидуальных соединений; пики отображаются на хроматограмме алкановой (насыщенной) фракции в режиме TIC (Total Ion Current). Другие соединения идентифицировались по характерным осколочным ионам, при отношении их массы к заряду (m/z) 191 (три-, тетра- и пентациклические терпаны), m/z 217 (стераны), m/z 218 (изостераны), m/z 259 (диастераны), m/z 231 (триароматические стероиды), m/z 253 (моноароматические стероиды), m/z 178(фенантрен), m/z 192 (метилфенантрены), m/z 184 (дибензотиофен), m/z 198 (метилдибензотиофены).
Полученные данные систематизировались, обобщались и интерпретировались с использованием применяемых в практике геохимических исследований соотношений, как между отдельными УВ и гетероатомными соединениями, так и между их группами - биомаркерными коэффициентами, описанными в разделе 3.2.
3.5. Типизация нефтей по исходному органическому веществу и условиям накопления нефтематеринских пород
Результаты биомаркерного анализа позволили провести генетическую типизацию и разделить исследованные нефти на 4 типа со сходными значениями биомаркерных коэффициентов (таблица 1).
В I тип объединены нефти Вартовского месторождения из песчаников тюменской свиты (обр. 2) и Северо-Останинского месторождения из коры выветривания палеозоя (пласт М, обр. 1). Эти нефти имеют повышенное содержание высокомолекулярных н-алканов, максимум распределения которых приходится на н-Сл-гз. что характерно для смешанного исходного ОВ с высокой долей высшей растительности. Отсюда и высокие значения коэффициентов н-С27/н-Сп=0,98 и TAR=(hC27+hC29+hC3,)/(hC15+hC17+hCi9)=0,7 (terrigenous/aquatic ratio). Отношение пристана к фитану (Pr/Ph) для этого типа составляет около 3,5, что говорит об относительно окислительных условиях раннего диагенеза исходных НМП, т.к. эти УВ имеют своим источником непредельный спирт фитол, который в окислительных условиях преобразуется в пристан (i-Ci9), а в восстановительных -в фитан (i-C2o). Относительно окислительные условия раннего диагенеза НМП присущи континентальным условиям прибрежной равнины.
Для определения фациальных обстановок накопления исходного ОВ и условий раннего диагенеза использовались соотношения Рг/н-С17 и Ph/H-Cig (график Кеннона - Кессоу, рис. 1), на котором также отражена степень катагенной зрелости нефти. По этим соотношениям нефти первого типа генерированы постзрелым ОВ озерно-болотного (дельтового) генезиса с относительно окислительными условиями раннего диагенеза. .
Изученные образцы нефтен___ Таблица 1.
№ п/п Площадь, месторождение № СКВ. Интервал, м Возраст Горизонт, свита Тип нефти, исходное ОВ, генезис НМП
1 Северо-Останинское 7 2794-2810 PZ,Da пласт М I- континентальное гумусовое ОВ
2 Вартовское 330 2556-2574 h пласт Ю6, тюменская свита
3 Еллей-Игайская 2 3800-4100 PZ, D2ef Внутри РХ И - морское сапропелевое ОВ, вероятно карбонатные НМП
4 Верх-Таре кое 3 2692-2704 PZ, D3 пласт М
5 Малоичское 2 2842-2849 PZ, D; пласт М|
6 Малоичское 6 2776-2880 PZ,D2 пласт М,
7 Калиновое 6 2970-2980 PZ, D3fr пласт М III - морское сапропелевое и смешанное гумусово-сапропелевое ОВ
8 Верх-Тарское 2 2474-2493 КУ, васюганская свита
9 Столбовое Р-1 2594-2595 h юл васюганская свита
10 Южно-Табаганское 23 2595-2632 h ю,, васюганская свита
11 Нижнетабаганское 16 2573-2589 h Ю,, васюганская свита IV - смешанное ОВ или смесь нефтей из 2-х источников
12 Нижнетабаганское 17 3042-3052 PZ пласт М]
13 Нижнетабаганское 4 3068-3080 PZ, C,v-sp пласт М|/ю
14 Южно-Табаганское 130 2981-3012 PZ, D пласт Мм
15 Урманское 2 3091-3101 PZ, D3fr пласты М+М>
Для установления типа исходного ОВ и фациальных условий накопления исходных НМП важнейшую роль играет распределение гомологов стеранов и моноароматических стероидов С27, С28, См. Биологическими предшественниками стеранов и стероидов являются непредельные стеролы, относительное содержание которых соотносится с видом биопродуцентов ОВ. Преобладание этилхолестана С29 указывает на значительный вклад наземной растительности в формирование ОВ НМП, тогда как преобладание стеранов С27 и C2S - на ведущую роль морского фитопланктона и зоопланктона. Содержание метилхолестана С28 обычно невелико, но в случае его преобладания можно предполагать значительный вклад озерной растительности. Распределение стеранов в изученных нефтях отображено на треугольной диаграмме, предложенной К. Петерсом и Дж. Молдованом (1993), где показаны области, соответствующие НМП разного генезиса. И северо-останинская, и вартовская нефти в преобладающем количестве содержат этилхолестан (С29>70% на сумму гомологов), что показывает большой вклад гумусовой континентальной органики в исходное ОВ НМП; эти нефти попадают в соответствующую область на треугольной диаграмме (рис. 2). Распределение моноароматических стероидов С27. 29 и триароматических С26.28, образующихся из моноароматических, в целом повторяет картину распределения стеранов и имеет тот же интерпретационный смысл.
По мнению ряда исследователей, в ОВ морского генезиса в составе трициклических терпанов - хейлантанов - преобладают УВ состава С2з*С2б, а континентального - С19-С20 (Peters К.Е. et al., 1993, 2005; Конторович А.Э. и др.,
1996 и др.). На основании этого, в качестве генетического параметра используется трициклановый индекс 2I(Ci9-C2o)/£(C23-C26). Его значение для нефтей I типа составляет больше 1, что также свидетельствует о континентальном гумусовом исходном ОВ.
Образование в значительных количествах гомогопана С35 (гомогопановый индекс, C35/SC31.35) происходит в восстановительных обстановках в раннем диагенезе (Peters К.Е. et al., 2005). Поэтому низкие содержания гомогопана С35 в нефтях I типа (ок. 8% от суммы гомогопанов) косвенно указывают на субокислительные обстановки накопления и захоронения исходного ОВ НМП.
Для некоторых нефтей палеозойских залежей, в том числе и северо-останинской, был исследован изотопный состав углерода насыщенной и ароматической фракций. Так, в нефти Северо-Останинского месторождения (тип I) наблюдается относительное обогащение по сравнению с другими нефтями тяжелым изотопом (513С = -28%о) (рис. 3), что подтверждает наш вывод о значительном вкладе высшей растительности в исходное ОВ.
Таким образом, наиболее вероятным источником нефтей I типа являются НМП континентального генезиса со значительной долей гумусового ОВ, накопившегося в прибрежно-дельтовых или озерно-болотных условиях с субокислительной обстановкой раннего диагенеза. По-видимому, НМП для нефтей Северо-Останинского (PZ) и Вартовского (J2) месторождений служат тогурская (Jiti) и/или тюменская (Jiti-Jiki) свиты.
Во II тип объединены нефти из пласта М, верхних горизонтов палеозоя Малоичского (скв. 2, 6) и пласта М Верх-Тарского месторождения и нефть внутрипалеозойского резервуара Еллей-Игайского месторождения (табл. 1). Максимум распределения н-алканов этих нефтей ПрИХОДИТСЯ на h-Cj2_i5, что характерно для планктоно-бактериогенного исходного ОВ, которое накапливалось в морских водоёмах. Соотношение н-С27/н-С17и TAR менее 0,5, что также присуще морскому водорослевому ОВ. На диаграмме Кеннона-Кессоу (рис. 1) нефти II типа попадают в область лагунных и мелководно-морских фациальных условий седиментогенеза и относительно восстановительных условий раннего диагенеза исходных НМП. Отношение Pr/Ph для данного типа составляет от 1,02 до 1,77.
Для обеих малоичских и верх-тарской нефти II типа отмечено преобладание этилхолестанов (рис. 2); моноароматические и триароматические стероиды С29 и С28 также преобладают - около 60% на сумму гомологов. Дело в том, что такая картина распределения характерна не только для фанерозойских нефтей, исходное ОВ которых содержало некрому высшей растительности, но и для многих докембрийских и раннепалеозойских нефтей, образовавшихся из ОВ прокариот (например, сине-зеленых водорослей - цианобактерий) и простейших эукариот. Возможно, экологические ниши с подобным липидным комплексом живого вещества сохранились в раннем палеозое, во всяком случае в обстановках накопления карбонатных формаций (Костырева Е.А., Данилова В.П. и др., 1999).
Подобное преобладание этилхолестана и его ароматических производных в древних нефтях и битумоидах к настоящему времени хорошо известно, поэтому на треугольных диаграммах распределения гомологов стеранов и соответствующих ароматических стероидов С27.29, предложенных авторами Peters, Moldowan (1993, 2005), нефти Малоичского и Верх-Тарского месторождений попадают в область морского ОВ НМП возрастом более 350 млн. лет (рис. 2), что соответствует девонскому периоду. . По-видимому, авторам диаграмм известны среднепалеозойские морские нефти и ОВ с большим количеством этилхолестана.
, л-4
'У f
Сапропелевое OB
о
I—i—I I I
0,6 0,8 1 1,4
Типы нефтей:
• тип I тип II
• тип 111
• тип IV
Рис. 1. График Кеннона-Кессоу. Определение фациальных условий седиментогенеза и окислительно-восстановительных условий раннего диагенеза исходных НМП ио соотношению биомаркеров нефтей (номера образцов соответствуют табл. 1)
Рис. 2. Определение типа исходного ОВ и фациальные условия накопления НМП изученных нефтей по соотношению стеранов С27-С,„ (номера образцов соответствуют табл. 1) (по Peters, Moldowan, 1993)
В отечественной литературе подобное распределение стеранов отмечается в докембрийских нефтях и битумоидах морского генезиса Сибирской и Русской платформы (Баженова O.K., Арефьев O.A., 1998). В нефтях палеозойских залежей Малоичского месторождения (скв. 4, инт. 3580-3620 и 3900-4600 м, D]) отмечается также преобладание этилхолестана (50%) (Воробьева Н.С., Земскова З.К., Пунанов В.Г. и др., 1992). Аналогичные повышенные концентрации этилхолестана отмечены Е.А. Костыревой (2005) в битумоидах елогуйской свиты кембрия в скв. Лемок-1, находящейся в пределах Предъенисейской зоны нефтегазонакопления. По мнению сибирских ученых (Костырева Е.А., 2005; Конторович А.Э. и др., 2006), источником нафтидов в кембрийских отложениях являются верхнепротерозойские НМП. В пределах рассматриваемого нами района в составе битумоидов карбонатных пород нижнего девона Кильсинской и Герасимовской площадей установлено преобладание этилхолестана во фракции стеранов (до 49%, Костырева Е.А., 2005), что позволяет предположить генерацию изученных нами нефтей И типа подобными НМГ1.
Условные обозначения
Типы нефтей:
• тип I
• тип II
• тип III
• тип IV
Исходное OB:
А-континентальное сапропелевое Б-континентальное гумусовое
8 3С%о. насыщенная фракция стеро-Останиысков-7
14
9 Южно- Табаганское-130 7ф Калиновое-6
13.
® Нижнетабаганское-4 Еппвй-Игайское-2
4
Верх-Тарсков-Э
Ö Малоичское-2
О -
Рис. 3. Изотопный состав углерода насыщенной и ароматической фракций
палеозойских нефтей (условные
обозначения на рис. I)
В исследованных образцах Верх-Тарского (скв.З, 2692-2704 м), Малоичского (скв. 2, 2842-2849 м) и Еллей-Игайского (скв. 2, 3800-4100) месторождений во фракции алканов (m/z 182) была идентифицирована гомологическая серия 12-метилалканов (12М), известная также для ряда древних нефтей Восточной Сибири, Южного Омана, рифейских нефтей Русской плиты. Предшественником гомологических серий 12М- (С24-зо) и 13М-алканов (С2б-зо) послужила 12,13-метилентетракозановая кислота липидов протерозойских цианобактерий. Концентрации 12М-алканов в изученных палеозойских нефтях заметно ниже, чем в истинно «древних» нефтях Сибири, но все же присутствие этой гомологической серии заставляет задуматься о генезисе нефтей палеозоя Западной Сибири и предположить, что либо их состав формировался с участием подтока УВ из допалеозойских отложений, либо специфические организмы протерозоя эволюционировали в палеозой. Следует отметить, что в следовых концентрациях 12М-,13М-алканы были обнаружены в нафтидах кембрийских отложений тыйской (Hi), аверинской (р0 и елогуйской (р,2) свит скв. Лемок-1, расположенной в Предъенисейской зоне восточнее рассматриваемого нами района (Костырева Е.А., 2005); не исключено, что подобные следовые концентрации этих специфических изоалканов в изучаемых нами нефтях II типа имеют тот же источник, что и в нафтидах скв. Лемок-1, т.е. докембрийский, хотя в истинно докембрийских нефтях Сибирской платформы концентрации 12М-,13М-алканов существенно выше, чем отмеченные нами.
Еще одной особенностью нефтей II типа является повышенное значение коэффициента H29ab/H30ab (за исключением Еллей-Игайской нефти), т.е. соотношение адиантана С29 и гопана С30, а также повышенная концентрация тетрациклического терпана С24 относительно гопана С30 (коэффициент T24/H30ab). Такие соотношения свидетельствуют о наличии карбонатного материала в составе исходной НМП. Также о преимущественно карбонатном составе исходной НМЛ свидетельствует повышенное содержание дибензотиофена относительно фенантрена, характерное для малоичской нефти скв. 6.
Еллей-игайская нефть отличается от трех других нефтей этого типа значительным количеством диастеранов, что говорит о наличии глинистых минералов-алюмосиликатов в исходной НМП. Присутствие диастеранов в других нефтях II типа позволяет утверждать, что исходные НМП содержат глинистые минералы-катализаторы, обуславливающие изомеризацию стеранов (перегруппировку метальных радикалов) поэтому, учитывая биомаркерные
«признаки карбонатности», мы можем предполагать глинисто-карбонатные породы как вероятный источник нефтей.
Палеозойские нефти Еллей-Игайского (513С = -30%о) Малоичского и Верх-Тарского (813С = —31%о) месторождений более обогащены легким изотопом (рис. 3) по сравнению с другими палеозойскими нефтями, в чем схожи с протерозойскими нефтями Восточной Сибири (например, Оморинского и Куюмбинского месторождений), а также нафтидами из отложений кембрия скв. Лемок-1 (613С = -(33-34)%о) (Костырева Е.А., 2005). Изотопный состав говорит о вкладе морской органики в исходное ОВ и/или о более древних НМП (Неручев С.Г.,1998). По данным Э.М. Галимова (1978) значение 513С= -(32,8-29,0)%о соответствует девонским (по возрасту коллектора) нефтям Западной Сибири.
Таким образом, источником изучаемых нефтей - Верх-Тарское (скв. 3, 26922704 м), Малоичское (скв.2, 2842-2849 м и скв.6, 2776-2880 м) и Еллей-Игайское (скв. 2, 3800-4100 м) - по-видимому, было морское планктоно- и бактериогенное ОВ палеозойских НМП со значительной долей карбонатной составляющей, по крайней мере в случае верх-тарской и малоичских нефтей. Скорее всего, учитывая территориальную близость этих месторождений и сходство геологического строения, можно утверждать, что нефти верхних горизонтов палеозоя имеют один источник, связанный с девонскими отложениями. Вероятно, этим источником являются отложения низов кыштовской свиты (D,l), потенциал которой оценивается положительно. Еллей-Игайская нефть, по-видимому, генерирована также НМП морского генезиса, но уже с другим составом захороненной биоты, т.к. в этой нефти не отмечено преобладание стерана С29 и его ароматических производных.
К III типу отнесены нефть зоны контакта юры и палеозоя Калинового месторождения (скв. 6, 2970-2980 м) и нефти из песчаных пластов васюганской свиты Столбового (скв. 1, 2594-2595 м), Верх-Тарского (скв.2, 2474-2493 м), и Южно-Табаганского (скв. 23, 2595-2632) месторождений. В калиновой и столбовой нефтях максимальное количество среди н-алканов приходится на С15.17 в остальных нефтях этого типа - на область h-Ci3_i6. Отношение Pr/Ph варьирует от 1,03 до 1,66, а коэффициент hC27/hCi7 - от 0,03 до 0,45, TAR - от 0,02 до 0,34. Эти данные свидетельствует о морском водорослевом исходном ОВ для этих нефтей (Тиссо, Вельте, 1981; Петров, 1984; Peters et al., 1993, 2005).
На диаграмме Кеннона - Кессоу нефти III типа находятся в средней области морских условий седиментогенеза и восстановительной обстановки раннего диагенеза НМП (рис. 1). Распределение стеранов указывает на сапропелевое ОВ морских глинистых НМП (рис. 2). На треугольных диаграммах распределения стеранов и стероидов области, соответствующие глинистым и карбонатным НМП, перекрываются, но, учитывая другие биомаркерные параметры (большое количество диастеранов, коэффициент Т24/Н30сф менее 0,1) и геологическое строение большинства месторождений, где отобраны нефти III типа, можно предположить скорее глинистые исходные НМП.
В калиновой нефти зафиксировано наличие 28,30-бисноргопана, что говорит об исходном морском ОВ обогащенном бактериальным, накапливавшемся в восстановительной обстановке; на это же указывает высокое значение соотношения гомогопанов С35/С34 - более 1, как и в столбовой нефти. Содержание гомогопана С35 в этих нефтях составляет 16 и 18% от суммы гомогопанов С31.35 соответственно; следовательно исходное ОВ этих нефтей накапливалось в морских водоемах, в раннем диагенезе обстановка была восстановительная. В верхнеюрской
нефти Верх-Тарекого месторождения гомогопановый индекс С35/С34 несколько ниже - на уровне 0,8 и содержание гомогопана С35 равно 10%. Учитывая также большие концентрации высокомолекулярных н-алканов в этой нефти, нельзя исключать, что в формировании нефти залежи васюганской свиты Верх-Тарского месторождения участвовало смешанное гумусово-сапропелевое ОВ.
Таким образом, углеводородный состав нефтей III типа указывает, что их источником служило, по-видимому, сапропелевое ОВ, захоронявшееся в морских бассейнах, условия ранней фоссилизации были восстановительные. Во всех образцах этого типа содержится большое количество диастеранов, поэтому источником нефти, вероятнее всего, было ОВ глинистых НМП.
Можно отметить, что такая картина распределения биомаркеров весьма характерна для флюидов, генерированных баженовской свитой (13и-К1Ь|) с морским гумусово-сапропелевым типом ОВ. По данным анализа нефтей ЗападноСибирского НГБ, проведенного в МГУ, похожее распределение н-алканов характерно для битумоидов и нефтей баженовской свиты (с учетом «сдвига» - в битумоидах максимум приходится на область С17-С19). Действительно, наиболее вероятным источником нефтей продуктивных пластов группы Ю1 васюганской свиты верхней юры Столбового, Верх-Тарского и Южно-Табаганского месторождений являются вышележащие отложения баженовской свиты (низходящая миграция), одновременно выполняющие роль покрышки (Конторович В. А., 2002 и др.).
В отношении источника нефти зоны контакта доюрского основания и платформенного чехла (пласт М) Калинового месторождения вопрос сложнее. По-мнению ряда авторов (Бененсон, Запивалов и др., 1982; Клещев, Шеин, 2004), проникновение юрской нефти в доюрское основание с геологических позиций весьма сложный процесс, т.к. флюидообмен между палеозойскими и мезозойскими породами отмечается только на локальных участках и лишь в зоне непосредственного контакта между ними. Палеозойская нефть Калинового месторождения имеет очевидное сходство с нефтями баженовской свиты; также можно отметить ее сходство по многим параметрам с нефтью Еллей-Игайского месторождения из внутри палеозойского коллектора (нС^/нСп, ТАК, Рг/РЬ, процентное содержание гомологов стеранов и моноароматических стероидов, наличие 28,30-бисноргопана).
В коллектор зоны дезинтеграции пород палеозоя возможен и очень вероятен подток флюидов из нефтепроизводящих отложений морского генезиса самого палеозоя. Учитывая сходство на молекулярном уровне калиновой (У'Z) столбовой нефти (13, васюганская свита), источником которой являются баженовские карбонатно-глинисто-кремнистые породы, следуя методу аналогии УВ-состава, нужно рассматривать в качестве источника палеозойских нефтей отложения, фациальные обстановки накопления которых были схожи с обстановкой накопления баженовской свиты. Поэтому, скорее всего, в генерации калиновой нефти сыграли роль глинистые известняки и кремнистые аргиллиты чагинской свиты (ОзР-йп), подстилающие кору выветривания на Калиновой площади. Известно, что отложения этой свиты отнесены к бассейновому (депрессионному) типу девонского разреза, в котором значительную роль играют глинистые и глинисто-кремнистые породы спокойных обстановок осадконакопления. Таким образом, обстановка осадконакопления в позднем девоне во многом схожа с обстановкой волжского века поздней юры. Чагинскую свиту, учитывая возраст -Е)3Г для нижней подсвиты, сложенной черными кремнистыми тентакулитовыми
известняками и аргиллитами, кремнями и радиоляритами; и D3fm для верхней подсвиты, сложенной чередующимися тонкослоистыми кремнистыми породами -аргиллитами, известняками и радиоляритами - можно считать доманикоидными отложениями, по-видимому, содержащими OB с характерной для доманика захороненной биотой. Изученная нами палеозойская нефть Калинового месторождения по распределению алканов, стеранов и гопанов схожа с нефтями, генетически связанными с доманиковыми фациями франа Тимано-Печорского бассейна (по данным Клименко С.С,, Анищенко Л.А., 2010).
В IV тип объединены нефти коры выветривания палеозоя Урманского (скв.2, 3091-3103 м), пласта Mi Нижнетабаганского (скв.4, 3068-3080 м и скв.17, 30423052) и Южно-Табаганского (скв.130, 2981-3012 м) месторождений, а также нефть из пласта IOj васюганской свиты (J3) Нижнетабаганского месторождения (скв. 16, 2573-2589 м). По распределению нормальных алканов в трех из них наблюдаются высокие концентрации как низко-, так и высокомолекулярных соединений, что характерно для смешанного исходного OB, а в образцах палеозойской нефти Нижнетабаганское-17 и юрской нефти Нижнетебаганское-16 распределение алканов весьма схоже с таковым в нефтях типа III, то есть имеется явный максимум в области н-С]з-]5 и небольшое повышение пика h-Ci9 (в нефти Нижнетабаганское-17). Значение коэффициента Pr/Ph для нефтей этого типа составляет от 0,88 до 1,37, что говорит об относительно восстановительных условиях раннего диагенеза НМП. Эти образцы объединены в один, смешанный тип, потому что имеют признаки разных типов исходного OB и черты сходства с нефтями других групп.
Так, преобладание этилхолестана (С29) - индикатора континентального OB -среди стеранов фиксируется для палеозойских нефтей Нижнетабаганского (скв. 17) и Урманского месторождений (образцы № 12 и 15 соответственно) и верхнеюрской нефти Нижнетабаганское-16 (№11). Палеозойская нефть Нижнетабаганского (скв. 4, образец № 13) месторождения содержит в примерно равных количествах стераны С27-29, а в нефти Южно-Табаганского (№14) месторождения преобладает С27 (рис. 2). Подобная картина для нефтей данного типа наблюдается и в распределении гомологов моноароматических стероидов С27.29.
Вклад озерного OB характерен для нефтей Нижнетабаганского месторождения - пл. М] (скв.17, обр. № 12) и пл. K)i (скв. 16, обр. №11), т.к. в них повышенное значение отношения трициклического терпана С2б относительно С25 (CxJCh равно 1,5 и 1,26, соответственно, хейлантан Си - специфический биомаркер озерной органики). Кроме преобладания стерана С29 в образце верхнеюрской нефти высокое значение трицикланового индекса 2ЦС19-С2оУЦС2з-С2б) = 5,74, что также свидетельствует о вкладе континентального OB в исходное. Другие биомаркерные параметры (нС27/нС|7 и TAR, Pr/Ph, гомогопаны С35/С34) в этих нефтях указывают на морское исходное OB и относительно восстановительные условия диагенеза НМП.
В образце палеозойской нефти Нижнетабаганского (скв. 4, 3068-3080 м, обр. №13) месторождения, как и в палеозойских нефтях Калинового и Еллей-Игайского месторождений идентифицирован 28,30-бисноргопан, что свидетельствует о вкладе исходного бактериального OB (Seifert, Moldovan, 1978). Предполагается, что предшественником 28,30-бисноргопана могут быть хемотрофные бактерии, растущие на границе раздела окислительно-восстановительных условий среды (Peters et al., 2005). Еще одной особенностью этой нефти является повышенное содержание гопана С29 по сравнению с С30 - коэффициент H29aß/H30aß = 1,04, что свидетельствует о примеси карбонатной составляющей в исходной НМП, об этом же говорят и высокие значения соотношения гопанов H31R/H30aß = 0,7. Вполне
уместно предполагать, что источником нефти в верхних горизонтах палеозоя Нижнетабаганского месторождения служат палеозойские отложения, с которыми также генетически связаны Калиновая и/или Еллей-Игайская нефти.
Палеозойские нефти типа IV Урманского, Нижне- и Южно-Табаганского месторождений, как и нефть Калинового месторождения (тип III) имеют 513С= -29-30%о (рис. 3), что характерно для смешанного и морского исходного OB, в том числе и баженовского генотипа (Неручев С.Г. и др., 1998).
Подводя итоги, можно предположить, что нефти IV типа зоны контакта палеозойских и юрских отложений Урманского, Нижне- и Южно-Табаганского месторождений генерированы OB смешанного типа, либо же представляют собой смесь флюидов из 2-х источников: того, что генерировал нефти I типа, т.е. предположительно юрской НМП континентального генезиса со значительным вкладом гумусового или гумусово-сапропелевого озерного OB, и того источника, что продуцировал нефти Калинового месторояодения III типа - палеозойской НМП морского генезиса. В отношении источника нефти залежи пласта Ю, Нижнетабаганского месторождения (скв. 16), также отнесенного к этому смешанному генотипу, предполагается аналогичное смешение флюидов, генерированных нижне-среднеюрскими НМП континентального генезиса и баженовской свитой с морским сапропелевым OB. 3.6. Катагенетнческая зрелость нефтей
Считается, что состав соединений нефти, в частности основных биомаркеров, формируется главным образом в стадию «предыстории», а в залежи изменения менее существенны. Тем не менее, геохимики выделяют по составу и строению УВ «молодое» и «зрелое» OB, и по аналогии - нефти низкой и высокой степени «зрелости» (катагенной превращенности), что основывается на особенностях строения органических молекул и их пространственной конфигурации (Соболева Е.В., Гусева А.Н., 2010). В разделе 3.2.4. диссертации подробно рассмотрены различные молекулярные параметры, применяемые для установления катагенетической зрелости нефтей. Разными исследователями (Peters К., Moldowan J., 1993; Radke М., Welte D., Willsch H., 1982, 1986, 1988; Петров Ал.А., Арефьев O.A., 1994 и др.) проводилась корреляция между показателем отражения витринита (R0) НМП и различными биомаркерными показателями зрелости OB пород и нефтей в период генерации УВ в главной зоне нефтеобразования. В соответствии с этими данными в отношении исследуемых нефтей были рассчитаны показатели R0, соответствующие каждому из биомаркерных коэффициентов. В качестве катагенетических параметров были использованы следующие соотношение: 1) эпимеров а-стеранов С29 20S/20(S+R); 2) reo- и био- стеранов С29 ßß/(aa+ßß); 3) диа- и регулярных стеранов С29 dia/(dia+reg) или ßaJ (ßa+ act); 4) моретана (ßa) и гопана (aß) состава С30 - m30/(H30ab+m30); 5) 17a21 ß-трисноргопана (Тт) и 18a21 ß-триснорнеогопана (Ts) Ts/(Ts+Tm); 6) 17а-диагопана и 17a21ß-ronaHa Dh30/(H30aß+Dh30); 7) короткоцепочечных и длинноцепочечных триароматических стероидов (TA20+TA2i)/(TA20+TA21+TA26+TA28+TA27); 8) TA2o/(TA20+TA28R); 9) короткоцепочечных и длинноцепочечных моноароматических стероидов (MA2i+MA22)/ (МА21+МА22+МА27+МА28+МА29); 10) метилфенантреновый индекс МР1-1=1,5(2МР+ЗМР)/(Р+1МР+9МР); 11) соотношение метилдибензотиофенов 4MDBT/1MDBT.
На некоторые параметры зрелости существенным образом влияет литологический состав пород и окислительно-восстановительные условия среды осадконакопления и раннего диагенеза НМП.
Наиболее надежным на наш взгляд являются катагенетические параметры, основанные на явлении перегруппировки метильных радикалов (изомеризация) с ростом температуры - это метилфенантреновый (MPI-1) индекс и соотношение гомологов метилдибензотиофена, так как выраженной связи этих коэффициентов с типом исходного OB или фациальными обстановками накопления НМП отмечено не было. Существует формула перехода от MPI-1 к расчетному показателю R0: %RC = 0,60 (MPI-1) + 0,40 (Radke M., Welte D., 1983), по которой были рассчитаны вероятные значения Ro исходных НМП в момент генерации нефтей. Также в качестве катагенетического параметра используется изопреноидный коэффициент Ki = (Pr+Ph)/(h-Ci7+h-C18) (Петров, 1984), который уменьшается с ростом катагенетической преобразованности. По этим параметрам исследованные нефти генерированы на стадии МК2, но для разных типов значения коэффициентов оказались несколько различными. Так, наибольший уровень термальной зрелости-завершение стадии МК2 - характерен для нефтей I типа и Урманской нефти (IV тип), для которых был установлен значительный вклад гумусового OB в исходное, т.е. генетическая связь с нижне-среднеюрскими НМП (гумусовое OB начинает генерировать жидкие УВ позже, чем сапропелевое). Также стадии МК22 соответствует зрелость нефтей II типа, источник которых, по нашему мнению, связан с нижнедевонскими отложениями. Наименьший уровень катагенетической зрелости по молекулярным параметрам характерен для юрских нефтей васюганской свиты типов III и IV (Нижнетабаганская-16) - MKi2-MK2', что подтверждает их генетическую связь с нефтепроизводящей баженовской свитой, для которой на данной территории характерна эта стадия катагенеза (Гончаров И.В. и др., 2004).
Палеозойская нефть Калинового месторождения, источник которой по нашему мнению связан с сапропелевым OB нефтепроизводящих пород верхнего девона, по молекулярным параметрам зрелости превосходит другие образцы III типа, расчетный показатель отражения витринита указывает на стадию катагенеза ближе к середине МК2. Такой же уровень зрелости соответствует палеозойским нефтям IV, смешанного генотипа.
Как видно, катагенетическая зрелость нефтей разных типов, определенная по молекулярным параметрам, соответствует уровню катагенеза предполагаемых нами НМП и не противоречит положению их в разрезе данного региона. Глава 4. Нефтематеринские породы
В предыдущей главе с использованием биомаркерных коэффициентов были определены типы исходного для изученных нефтей OB, фациальные условия его накопления, и на основе этих данных высказаны предположения о генезисе вероятных НМП для разных типов нефтей. Следующие разделы главы посвящены характеристике основных НМП, являющихся по данным разных авторов и наших исследований источниками нефтей юго-востока Западно-Сибирского НГБ. 4.1. Девонские нефтематеринские породы
Впервые палеозойские отложения стали рассматриваться как потенциально нефтематеринские в 1970-х г.г., когда был получен приток нефти из палеозойских коллекторов на Малоичской площади. Было установлено, что содержания Сорг не одинаковое в различных стратиграфических комплексах палеозоя: в карбонатах среднего и нижнего девона, на границе девона и силура концентрации Сорг в среднем составляют 0,26-0,41% (Клещев К.А, Шеин B.C., 2004), в скв. Мапоичская-4 на глубинах 2900-4168 м было выявлено несколько пачек глинистых известняков и доломитов с сапропелевым OB с концентрациями Сорг более 0,5%.
Дальнейшие исследования палеозойских отложений (A.C. Вышемирский, 1973, 1986, 1993; A.A. Трофимук, 1972; А.Э. Конторович и др. 1980) подтвердили их высокий генерационный потенциал, что наряду с данными об «умеренном» катагенезе (Н.П.Запивалов, 1979; А.Н.Фомин, 1997, 2004) позволили рассматривать их как самостоятельный нефтегенерирующий и нефтеаккумулирующий комплекс.
В большинстве случаев изучение геохимии палеозойских отложений проходило без четкого разделения на свиты или горизонты, что, как правило, связано с трудностью стратиграфического расчленения палеозойского разреза. Наибольшие перспективы связаны с отложениями девона. Так на Малоичском месторождении девонские карбонаты характеризуются высокой битуминозностью и наличием нефтепроявлений в керне.
Наши исследования нефтей свидетельствуют о существовании как минимум двух палеозойских источников нефтей в юго-восточной части Западно-Сибирского НГБ. Как уже говорилось выше, в качестве источника нефти Калинового месторождения рассматривается чагинская свита верхнего девона, входящая в состав комплекса пород бассейнового типа девонского разреза. Другие палеозойские нефти морского генезиса - Малоичского, Верх-Тарского и Еллей-Игайского месторождений (II тип нефтей) - имеют биомаркерные свидетельства значительной доли карбонатного материала в исходной НМП, а также признаки более древнего источника (преобладание этилхолестана среди гомологов стеранов, наличие гомологической серии 12М-, 13М-алканов). Таким образом, принимая во внимание отсутствие верхнедевонских отложений в районе некоторых скважин Малоичской площади, нефтепроявления в нижне-среднедевонских коллекторах на Еллей-Игайском и Малоичском месторождениях, мы предполагаем в качестве их источника не чагинскую свиту, а более древнюю - лесную толщу, ее нижнюю часть лохковского возраста (Djl) или же кыштовскую свиту (также Dil), входящую в состав рифогенного комплекса пород.
Исследованию аллохтонных палеозойских битумоидов наряду с палеозойскими нефтями юго-востока Западно-Сибирского НГБ посвящена работа Е.А. Костыревой (2005). Битумоиды нефтепроизводящих пород девонского возраста разного литологического состава (аргиллиты, мергели, доломиты, известняки) Болтной, Майзасской, Восточной, Салатской и др. площадей на основании молекулярного состава насыщенной фракции и изучения УВ-биомаркеров отнесены вместе с кембрийскими битумоидами тыйской свиты к одному генетическому семейству, связанному с морским сапропелевым OB. Максимум н-алканов в этих битумоидах приходится на С18-20, отношение пристана к фитану в среднем 0,69. В составе стеранов примерно равные концентрации гомологов С27-29, при незначительном преобладании холестана. Но в то же время некоторые нижнедевонские битумоиды (Кильсинская, Герасимовская площади) и отнесены к другому семейству, для которого характерно иное распределение биомаркеров. Максимум н-алканов приходится на С^з, отношение Pr/Ph = 0,320,89, в составе стеранов преобладает этилхолестан - от 33 до 49%. Как видно из соотношения биомаркеров в битумоидах имеется сходство с нефтями, отнесенными нами к I типу, что позволяет подтвердить наше предположение о нижнедевонском источнике нефтей Малоичской, Верх-Тарской и Еллей-Игайской площадей.
В конце силура - начале девона (Dil) и начале позднего девона (D3f) в ЗападноСибирском палеобассейне произошла смена сообществ организмов и увеличилась их биопродуктивность (Дубатолов В.Н., Краснов В.И, 1993). Осадконакопление в
начале девона происходило в условиях теплого эпиконтинентального моря с хорошей аэрацией водной среды, в которой шло постепенное накопление черных и темно-коричневых глинистых илов, карбонатно-глинистых илов. Такая обстановка седиментации характерна для формирования лесной свиты. В это же время шло развитие рифостроящих организмов, характерные признаки обломков рифов выявлены в разрезе Малоичской скв. № 4 (временной аналог низов лесной свиты -кыштовская свита Б^). Северные территории Западно-Сибирского палеобассейна были заселены менее разнообразной фауной (Дубатолов В.Н., Краснов В.И, 1993).
В результате трансгрессии в среднем девоне Западно-Сибирское море расширилось, появились условия, при которых несколько увеличилось накопление глинисто-карбонатных илов. В начале позднего девона море еще более расширилось, это привело к еще большему увеличению алевритовой, глинистой и кремнистой составляющей осадков. Накапливались чередующиеся черные, темно-коричневые глинистые и известковистые илы и алевриты, а также кремнистые глинистые илы с некромой тентакулитов и радиолярий (Дубатолов В.Н., Краснов В.И., 1993). Этот бассейновый литофациальный комплекс выделен в чагинскую свиту (ОзГ-йп). Как видно, палеобиогеографические обстановки как в начале раннего, так и в начале позднего девона способствовали формированию потенциально нефтегазоматеринских отложений на юго-востоке ЗападноСибирского бассейна.
Эти же горизонты были выделены М.И. Шаминовой (1998) на основании высокой радиоактивности (20 мкР/час и более), аномальных концентраций урана (на порядок выше кларковых), обогащенности ураноносным захороненным ОВ (керогеном II типа), высоких концентраций бора и других элементов-примесей (V, №, Со, Бг и др.), сингенетичной битуминозности. Она четко приурочивает доманикоидные отложения к стратиграфическим границам - нижним горизонтам нижнего и верхнего девона, в этих отложениях широко развито сапропелевое ОВ, содержание Сорг в породах О^ составляет от 0,21 до 3,46%, а в 03Г - от 0,01 до 5,08%. Остаточный облик сингенетичных битумоидов говорит об интенсивной миграции микронефти из этих пород. Обнаружены также многочисленные следы миграции в отложениях залегающих выше и ниже этих горизонтов, что указывает на палеозойские источники имеющихся залежей УВ.
При изучении радиоактивности франских доманикоидных отложений, М.И. Шаминовой показана прямая корреляционная зависимость между содержанием урана и Сорг, что подтверждает связь аномальных концентраций урана с захороненным ОВ (С.Г. Неручев, 1986, 2007). Наибольшие концентрации урана, а следовательно и наибольшие концентрации ОВ, приурочены к троговой глубоководной предрифовой фации восточной части бассейна. Калиновая площадь, с нефтью «доманикоидного» облика, находится в этой части бассейна, а высокая концентрация урана в верхнедевонских отложениях Нижнетабаганской, Урманской, Южно-Табаганской площадей подтверждает наши выводы о наличии палеозойского источника УВ в отношении залежей зоны контакта юры и палеозоя данных месторождений. Аномальное содержание бора и ассоциация микроэлементов, сопутствующих ОВ, характерны также и для баженовской свиты, поэтому обнаруженное нами сходство молекулярного состава палеозойской нефти Калинового месторождения, источником которой является, по-видимому, чагинская свита франа, с нефтями из баженовской свиты, вполне объяснимо, как и предполагалось, сходством фациальных обстановок накопления и типа ОВ исходных НМП.
Другая обогащенная ураноносным керогеном II типа НМП - глинисто-карбонатные отложения лохковского яруса (0(1) - является наиболее вероятным источником девонских нефтей Малоичского, Верх-Тарского и Еллей-Игайского месторождений, объединенных нами во II тип нефтей.
Изучение катагенеза рассеянного ОВ палеозойских отложений рассматриваемых нами площадей показало, что кровля палеозоя преобразована до завершающих этапов МК2, а зона градации МК3 достигает глубин 3,8—4,0 км (Фомин А.Н. 1997, 2004), поэтому данные породы могут быть нефтематеринскими и являются перспективными для поиска сингенетичных залежей УВ-флюидов. 4.2. Нижне-среднеюрскне нсфтсматерннские породы
Нефти, отнесенные нами к I генотипу, по-видимому, связаны с нефтепроизводящими аргиллитами тогурской свиты нижней юры и/или глинистыми прослоями в отложениях тюменской свиты средней юры.
Раннетоарская тогурская пачка впервые выделена Ф.Г. Гурари в 1960 г. в разрезе скважины Колпашевская-2. В середине 60-х годов прошлого века А.Э. Конторовичем с соавторами было показано, что тогурские аргиллиты обладают высоким генерационным потенциалом и могут служить источником УВ для залежей в базальных горизонтах осадочного чехла. Типичные озерные сапропелита с высоким генерационным потенциалом ОВ накапливались в озерах, расположенных, в частности, на юго-востоке Западной Сибири в пределах Нюрольской и Усть-Тымской мегавпадин (А.Э. Конторович, О.Ф. Стасова, 1977; А.Э. Конторович и др., 1995, 1998, 1999). Содержание Сорг в них варьирует от 1,5 до 5,0%, а содержание битумоидов - от 0,1 до 0,7%.
По данным Е.А. Костыревой (2005), 5 13С ОВ тогурской свиты составляет -(29 - 27)%о (Дедовская площадь); значения водородного индекса составляют в среднем 460 мгУВ/гСорг (Костырева Е.А., 2005). ОВ тогурской свиты находится по уровню зрелости в главной зоне нефтеобразования; это подтверждают углепетрографические данные А.Н. Фомина (1995).
Континентальные аргиллиты тюменской свиты (^г^кО рассматриваются как НМП ~ один из источников УВ для залежей выступов доюрского основания, песчаников тюменской свиты, а также пластов-коллекторов васюганской свиты верхней юры. Концентрация Сорг в них составляет от десятых долей до 2% (А.Э. Конторович, А.С. Фомичев, 1975, 1994). По данным Е.А. Костыревой (2005), на Болтной и Первомайской площадях содержание Сорг в них изменяется от 0,4 до 2,63%, при среднем значении 1,16%. Для битумоидов в среднем 8С13 = -25,0%о, значения водородного индекса - от 42 до 257 мгУВ/гСорг.
Степень катагенетической зрелости ОВ тюменских отложений в изучаемом районе, отвечает градации катагенеза МК2 (А.Н. Фомин, 1995).
Е.А. Костыревой (2005) битумоиды тогурской и тюменской свит были отнесены к одному семейству континентального генезиса. Максимум распределения н-алканов' в них сдвинут в область С19.25, соотношение нС27/нС17 составляет в среднем 3,0 для тогурских битумоидов и 2,0 для тюменских. Величина отношения Рг/РЬ в тогурских битумоидах варьирует от 1,11 до 2,30; в тюменских -1,31 до 6,41, в составе стеранов преобладают этилхолестаны (в среднем 41,25% в тогурских и 63,07% в тюменских); в битумоидах тюменской свиты отмечено повышенное содержание низкомолекулярных хейлантанов (значение трицикланого индекса 1,42 - 5,39, для тогурских отложений - 0,25-1,63).
В рамках нашего исследования, на основе молекулярного состава нефтей I типа (Северо-Останинская-7 (пл. М, палеозой) и Вартовская-330 (пл. Ю6, тюменская
свита)) было определено, что наиболее вероятным их источником является континентальное ОВ тогурской и/или тюменской свит. Вышеизложенные литературные данные о составе битумоидов этих свит подтверждают наши выводы об их генетическом родстве.
4.3. Баженовская свита
Отложения баженовской свиты Узй-К^) представлены карбонатно-глинисто-кремнистыми черными битуминозными аргиллитами, обогащены ОВ, которое выступает в качестве одного из породообразующих компонентов. Средние содержания Сорг = 5-12% (Конторович В.А., 2002). ОВ баженовской свиты практически полностью сложено аморфным планктоно- и бактериогенным веществом - коллоальгинитом, что предопределило его высокий генерационный потенциал. Еще одной особенностью пород баженовской свиты является их высокая радиоактивность, что связано с аномально высокими концентрациями урана, характерными для НМП с керогеном II типа.
На большей части территории Западной Сибири баженовская свита находятся в главной зоне нефтеобразования. Однако, на юго-востоке бассейна в Чузикско-Чижапской зоне нефтегазонакопления, где сосредоточены основные месторождения с залежами нефти в зоне контакта юры и палеозоя, породы находятся на середине градации МК[ т.е.в самом начале ГЗН. Водородный индекс на площадях Арчинская, Болтная, Герасимовская и др. составляет в среднем 700 мгУВ/гСорг, а Ттах пиролиза изменяется от 420°С до 428°С, а кероген II типа, характерный для баженовской свиты, вступает в зону реализации нефтегенерационного потенциала при значениях Ттах более 430°С (Гончаров И.В., Самойленко В.В. и др., 2004).
Тем не менее, в рамках нашего исследования к нефтям, генетически связанных с баженовской свитой были отнесены нефти залежей васюганской свиты (пласт Ю]) Верх-Тарского, Столбового и Южно-Табаганского месторождений, образец Нижнетабаганского месторождения также пласта Ю] был отнесен к смешанному типу, так как по молекулярным параметрам в нем фиксировались признаки как сапропелевого, так и гумусового ОВ. Столбовое месторождение находится северо-восточнее основного изучаемого района, нефть продуктивного пласта Ю[ в этом случае имеет явный «баженовский» облик.
Таким образом, некоторые литературные данные о молекулярном и изотопном составе битумоидов предполагаемых НМП позволяют провести корреляцию с молекулярным составом выделенных нами типов нефтей и подтвердить выводы относительно источников нефтей в палеозойских и юрских отложениях юго-востока Западной Сибири.
4.4. Распределение нефтей определенного генетического типа в палеозойских продуктивных отложениях
Проведенные исследования нефтей и интерпретация их молекулярного состава позволили установить в палеозойских отложениях 2 источника УВ-флюидов -нижне- и верхнедевонский. С глинисто-карбонатными НМП лохковского яруса нижнего девона, по нашему мнению, связаны залежи нефти палеозойского НГК Еллей-Игайского, Малоичского и Верх-Тарского месторождений, которые приурочены к Тарскому мегавалу. Залежи этих месторождений связаны с девонскими биогермными постройками, нижнедевонские НМП выполняют межрифовые впадины. Поэтому нефти II типа, генетически связанные с глинисто-карбонатными НМП нижнего девона, должны были аккумулироваться в пределах положительных тектонических элементов (на всей протяженности Тарского
мегавала) в зонах распространения палеозойских отложений на границе Томской и Новосибирской областей между Еллей-Игайской и Малоичской площадями.
Нефти продуктивных горизонтов М и Mi, генетически связанные исключительно с континентальными юрскими НМЛ (I тип, Северо-Останинское месторождение) или только с морскими НМП верхнего девона (III тип, Калиновое месторождение) могут быть распространены в еще не исследованных выявленных ловушках юго-восточной части Нюрольской мегавпадины и на южном склоне Пудинского мегавала, но чаще, по-видимому, в НГГЗК будут встречаться нефти смешанного IV генотипа. Заключение
Исследование молекулярного состава нефтей продуктивных отложений юго-восточной части Западной Сибири позволило выделить 4 генетических типа нефтей; каждый из них имеет сходство на молекулярном уровне, как в распределении насыщенных и ароматических УВ, так и гетероатомных соединений, близкие значения биомаркерных коэффициентов и изотопный состав углерода насыщенной и ароматической фракций. На основе комплексной геохимической интерпретации данных о составе нефтей были выявлены предполагаемые источники каждого генотипа: для 1-го - юрские континентальные отложения тогурской и/или тюменской свит с преимущественно гумусовым OB, для 11-го - глинисто-карбонатные отложения лохковского яруса нижнего девона с морским сапропелевым OB, для Ш-го - карбонатно-глинисто-кремнистые породы чагинской свиты франского яруса верхнего девона и схожие отложения баженовской свиты титонского яруса верхней юры с сапропелевым OB; нефти IV сформированы за счет смешения флюидов, генерированных источниками I и III типов нефтей.
Сходство на молекулярном уровне нефтей палеозойской залежи Калинового месторождения (пласт М) и верхнеюрской залежи Столбового месторождения (пласт K)i, васюганская свита), источником которой являются баженовские аргиллиты, позволяет предположить существование палеозойских НМП, фациальные обстановки накопления которых во многом схожи с таковыми для баженовской свиты. Такими породами являются отложения низов чагинской свиты франского яруса верхнего девона (D3f), относящиеся к карбонатно-глинисто-кремнистой формации депрессионного девонского разреза. Выводы относительно верхнедевонского нефтегенерационного источника подтверждаются битуминологическими исследованиями.
Изученные нефти пласта IOi васюганской свиты, источником которых являются отложения баженовской свиты, одновременно играющие роль покрышки, имеют сходный молекулярный состав, типичный для нефтей морского генотипа. Катагенетическая зрелость нефтей, определенная по молекулярным параметрам, указывает на их генерацию на градациях мезокатагенеза MKi2-MK2'.
Рассмотрение молекулярных катагенетических показателей показало, что наиболее коррелятивными в рамках данного исследования нефтей являются метилфенантреновый индекс (МР1-1) и изопреноидный коэффициент (Ki). Эти коэффициенты можно предложить для определения степени зрелости в разрезах лишенных витринита.
Зрелость нефтей, установленная по молекулярным параметрам, не противоречит положению в разрезе потенциальных НМП.
Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:
1. Бордюг Е.В. Молекулярный состав нефтей палеозойских и юрских залежей юго-востока Западно-Сибирского НГБ II Материалы Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Молодые в геологии нефти и газа» ВНИГНИ, Москва, 2010, с. 10-12
2. Бордюг Е.В. Катагенетическая зрелость нефтей палеозойских и юрских залежей юго-востока Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна // Материалы докладов XVIII Международной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Ломоносов - 2011», МГУ, Москва, МаксПресс, электронный ресурс, 3 с.
3. Бордюг Е.В. Генетические типы нефтей юго-востока Западно-Сибирского НГБ // Вестник Московского Университета. Серия 4. Геология. 2011, №б, с. 64-67
4. Е. АЫуа, Е. Bordyg, Е. Kodlaeva, Т. Korneva, D. Nadezhkin, P. Van Bergen, R. Hofland, M. Sugden Paleozoic petroleum systems of the West Siberian Basin -what is the evidence? И Book of Abstracts The 23rd International Meeting on Organic Geochemistry (IMOG-2007), Torquay, 2007, p. 553-554
5. E. Ablya, D. Nadezhkin, E. Bordyg, T. Korneva, E. Kodlaeva, R. Mukhutdinov, M.A. Sugden, P.F. Van Bergen Paleozoic-sourced petroleum systems of the West Siberian Basin - What is the evidence? // Organic Geochemistry, 39 (2008), p. 1176-1184
Подписано в печать:
23.12.2011
Заказ № 6451 Тираж - 120 экз. Печать трафаретная. Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (499) 788-78-56 ww w. autoreferat. ru
Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Бордюг, Екатерина Васильевна, Москва
61 12-4/53
Московский ордена Ленина, ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного Знамени Государственный университет имени М.В. Ломоносова Геологический факультет
На правах рукописи БОРДЮГ ЕКАТЕРИНА ВАСИЛЬЕВНА
ГЕНЕТИЧЕСКИЕ ТИПЫ НЕФТЕЙ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Специальность: 25.00.12 - геология, поиски и разведка нефтяных и
газовых месторождений
Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук
Научный руководитель: кандидат геолого-минералогических наук,
доцент Е.В. Соболева
Москва 2012
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 4 ГЛАВА 1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ
ЧАСТИ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО НГБ 8
1.1. Стратиграфия 9
1.2. Тектоника 27
1.3. История геологического развития 37 ГЛАВА 2. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ 51
2.1. Нефтегазоносность юго-восточной части Западной Сибири 51
2.2. Нефтегазоносность месторождений, строение залежей изучаемых нефтей 58
ГЛАВА 3. ГЕОХИМИЯ НЕФТЕЙ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ
ЗАПАДНОЙ СИБИРИ 72
3.1. История изучения геохимии палеозойских нефтей 72
3.2. Использование биомаркеров для геолого-геохимической интерпретации 79
3.2.1. Строение биомаркеров и их биологических предшественников 79
3.2.2. Использование биомаркеров для реконструкции состава исходного для нефти ОВ и условий его накопления 91
3.2.3. Использование биомаркеров для характеристики условий окислительно-восстановительной среды раннего диагенеза 103
3.2.4. Использование биомаркеров для определения стадии катагенного преобразования ОВ пород, степени созревания нефти 106
3.3. Изотопный состав углерода органического вещества и нефтей 114
3.4. Методика исследования молекулярного состава нефтей 117
3.5. Типизация нефтей по исходному органическому веществу
и условиям накопления нефтематеринских пород 126
3.6. Катагенетическая зрелость нефтей 151 ГЛАВА 4. НЕФТЕМАТЕРИНСКИЕ ПОРОДЫ 156
4.1. Девонские нефтематеринские породы 15 7
4.2. Нижне- среднеюрские нефтематеринские породы 165
4.3. Баженовская свита 167
4.4. Распределение нефтей определенного генетического типа в
палеозойских продуктивных отложениях 169
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 172
Список литературы 174
ВВЕДЕНИЕ
Изучение свойств и состава нефти продуктивных отложений определенного региона и их генетическая типизация является важным аспектом комплексного геолого-геохимического исследования нефтегазоносности района с целью оценки перспектив и определения дальнейших направлений поиска и разведки залежей углеводородных флюидов (УВ-флюидов).
В юго-восточной части Западной Сибири залежи нефти и газа находятся в основном в юрских отложениях тюменской (^г-^Ы, продуктивные пласты Ю2-Ю15) и васюганской (Ък-13ок, пл. Ю1) свит, но значительный объем УВ-флюидов сосредоточен в залежах палеозойского комплекса - коре выветривания палеозоя (пласт М) и породах палеозойского складчатого основания, по которым кора выветривания не развита (пласт М1).
Палеозойский нефтегазоносный комплекс Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ) к настоящему времени, несмотря на многолетнее изучение, все же остается недостаточно изученным объектом, только в редких случаях целенаправленные поиски месторождений углеводородного сырья проводились в нём. Принимая во внимание острую проблему воспроизводства минерально-сырьевой базы крупнейшего нефтегазодобывающего региона России, необходимо детальное изучение палеозойского комплекса, содержащего залежи нефти и газа как во внутри палеозойских резервуарах, так и в верхней части на контакте с мезозойскими отложениями.
В данной работе подробно рассмотрен молекулярный состав нефтей палеозойских и юрских залежей и проведен биомаркерный анализ для обоснования генетической типизации нефтей. На основании геохимической интерпретации молекулярного состава нефтей и данных изотопного состава углерода предпринята попытка установления источников флюидов залежей палеозойского комплекса, подтверждены предположения об источниках УВ в залежах тюменской и васюганской свит. Выявление вероятных нефтепроизводящих пород является одной из первоначальных задач системного подхода в поиске новых залежей нефти и газа, поэтому данная работа является актуальной в свете применения полученных данных для разработки методик поиска перспективных объектов в палеозойских отложениях юго-востока Западно-Сибирского НГБ.
Цель работы - выявление нефтепроизводящих толщ в палеозойских и юрских отложениях юго-восточной части Западной Сибири на основании биомаркерного
анализа молекулярного состава углеводородов, гетероатомных соединений нефти и изотопного состава насыщенной и ароматической фракций нефти.
В задачи исследования входило:
1. Изучение и обобщение материалов по геологическому строению и нефтегазоносности палеозойских отложений рассматриваемой территории;
2. Изучение молекулярного состава нефтей палеозойских и юрских залежей современными хроматографическими и масс-спектрометрическими методами, а также изотопного состава углерода насыщенной и ароматической фракций;
3. Геолого-геохимическая интерпретация данных о молекулярном составе нефтей и распределении биомаркеров для определения типов исходного органического вещества (ОВ), условий его накопления, катагенетической зрелости для выделения потенциальных нефтематеринских пород (НМП);
4. Обзор геохимических критериев и биомаркерных параметров, предложенных отечественными и зарубежными исследователями, и выделение из них наиболее информативных для использования в геолого-геохимической интерпретации и типизации нефтей, а также обобщение геохимических данных о составе ОВ возможных нефтематеринских пород;
Фактический материал
Основой диссертационной работы явились результаты исследования молекулярного состава и свойств 15-ти образцов нефтей палеозойских (скважины Северо-Останинская-7, Еллей-Игайская-2, Верх-Тарская-3, Малоичская-2 и -6, Калиновая-6, Нижнетабаганская-4 и -17, Южно-Табаганская-130, Урманская-2) и юрских (скважины Вартовская-300, Верх-Тарская-2, Столбовая-Р-1, Южно-Табаганская-23, Нижнетабаганская-17) отложений юго-восточной части ЗападноСибирского НГБ из коллекции кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ; результаты исследования изотопного состава насыщенной и ароматической фракции 8-ми нефтей из палеозойских коллекторов, выполненные в лаборатории института ГЕОХИ. Исследование нефтей проводилось в рамках проекта по изучению доюрских нефтяных систем Западной Сибири «Программы сотрудничества «Шелл» - МГУ» при непосредственном участии автора. В работе также использована представительная база данных, включившая опубликованные и фондовые материалы ранее выполненных геохимических (пиролитических и химико-битуминологических) исследований ОВ потенциальных нефтепроизводящих пород юго-восточной части Западно-Сибирского НГБ.
Научная новизна
— впервые для нефтей юго-востока бассейна выполнен биомаркерный анализ насыщенных, ароматических углеводородов (УВ) и гетероатомных соединений;
— выявленные особенности молекулярного состава нефтей позволили установить типы исходного ОВ, фациальные условия его накопления и уровень катагенетической зрелости нефтей;
— предложена генетическая типизация, где выделены 4 типа нефтей палеозойских и юрских залежей юго-восточной части Западной Сибири, генерированные НМП разного возраста и генезиса;
— выбраны наиболее коррелятивные молекулярные параметры в составе нефтей для юго-восточного района Западной Сибири;
— впервые на основе молекулярных параметров проведен расчет предполагаемого показателя отражения витринита НМП в период генерации нефти;
— впервые установлено, что для нефтей продуктивных отложений данного региона объективнее всего катагенетическую зрелость отражают метилфенантреновый индекс (МР1) и изопреноидный коэффициент (Кл).
В работе защищаются следующие основные положения:
1. Продуктивные отложения юго-восточной части Западной Сибири содержат 4 генетических типа нефти, выделенных на основе их молекулярного состава (распределение алканов, изоалканов, стеранов, гопанов, хейлантанов, ароматических стероидов, сераорганических соединений), обусловленного особенностями исходного ОВ и условиями накопления НМП. Для I типа нефти источником является континентальное гумусовое и озерное сапропелевое ОВ, для II - морское сапропелевое ОВ карбонатных нефтепроизводящих пород, для III -морское сапропелевое ОВ глинистых отложений, нефти IV типа сформировались за счет смешения флюидов из разных НМП.
2. Источниками нефтей служат НМП разного генезиса: континентальные озерные и прибрежно-морские глинистые отложения, морские глинисто-кремнистые породы, морские глинисто-карбонатные отложения. Нефти, генетически связанные с глинисто-карбонатными НМП, приурочены к Тарскому мегавалу.
3. На основании биомаркерного анализа и геологического положения залежей изученных нефтей установлено, что НМП для нефтей I типа являются континентальные озерные тоарские глинистые аргиллиты тогурской свиты нижней юры и/или среднеюрские прослои глинистых аргиллитов тюменской свиты континентального и прибрежно-морского генезиса; для II типа - лохковские глинистые известняки нижнего девона; для III типа - нижнефранские карбонатно-глинисто-кремнистые аргиллиты верхнего девона и баженовской свиты верхней юры; нефти смешанного IV типа формировались за счет поступления углеводородных флюидов из НМП разного возраста и генезиса.
Практическая значимость данной работы заключается в научном обосновании методических приемов выделения по молекулярному составу нефтей их нефтематеринских пород в палеозойском разрезе юго-востока Западной Сибири и подтверждении некоторых выводов предыдущих исследователей, что дает возможность более уверенно судить об источниках нефти и газа и их миграции, а следовательно повысить надежность оценки геологического риска проведения дальнейших поисково-разведочных работ и выявления залежей углеводородных флюидов в палеозойских отложениях данного региона. Полученные в ходе исследования данные использовались представительством нефтяной компании «Шелл» в рамках формирования стратегии развития.
Апробация работы
Результаты исследования по теме диссертации докладывались на конференциях: Международный конгресс по органической геохимии «IMOG-2007» (г. Торгуай, Великобритания), Всероссийская научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов «Молодые в геологии нефти и газа» в 2010 г. (ВНИГНИ, г. Москва) «Международная конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Ломоносов-2011» (МГУ, г. Москва). По теме диссертации опубликовано 5 научных работ, включающих тезисы докладов на международных конференциях.
ГЛАВА 1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО НГБ
Предметом геохимических исследований явились нефти следующих месторождениях - Калиновое, Еллей-Игайское, Урманское. Нижнетабагаиское, Южно-Табаганское, Северо-Останинское. Столбовое и Вартовское (Томская область), Малоичское. Всрх-Тарское (Новосибирская область) (Рис. 1). Месторождения расположены в юго-восточной части Западно-Сибирского НГБ. тектонически приурочены к Нюрольской впадине и прилегающим структурных элементам (Пудинский мегавал, Верхнетарская моноклиналь, Каймысовский свод и Усть-Тьтмская мегавпадина).
пВерх-Тарское -
Рис. 1. Фрагмент карты
месторождений Западной Сибири (Томская и Новосибирская области) по материалам И11КОТЭК. 2004
1.1. Стратиграфия
В рассматриваемом районе Западной Сибири выделяют два крупных стратиграфических комплекса: палеозойское складчатое основание и платформенный чехол, сложенный породами мезозойской и кайнозойской эратем.
Стратиграфия палеозойских отложений описана в соответствии с «Решениями Межведомственного совещания по рассмотрению и принятию региональной стратиграфической схемы палеозойских образований Западно - Сибирской равнины» (Новосибирск, 1999 г.)
Докембрийская группа
По схеме структурно-фациального районирования палеозойских отложений Западно-Сибирской плиты рассматриваемые месторождения находятся в Нюрольском (18) и отчасти Колпашевском (20) и Вездеходном (21) районах (рис. 2).
Докембрийские породы на Западно-Сибирской плите условно датированы поздним протерозоем [58] или протерозоем в целом [73]. В то же время по данным абсолютного возраста [12, 58, 107] диапазон цифр колеблется от 1165 до 630 млн. лет, что отвечает среднему и верхнему рифею, а также венду. С позиций современных знаний их условно можно именовать докембрием, среди них могут быть как собственно протерозойские, так рифейские и вендские отложения.
В Нюрольском районе в скв. Северо-Мыльджинская-1 к верхнему рифею, по аналогии с баратальской свитой Горного Алтая, относились темно-серые глинистые сланцы и известняки мощностью 750 м. По последним данным в породах баратальской свиты на юге Алтая найдены микрофитофоссилии, указывающие на вендско-раннекембрийский возраст известняков (Валиева, Гутак, 1995).
В Колпашевском районе в 1990-е годы выделялась нарымская толща, условно датируемая докембрием [73].
В скв. Нарымская-1Р (инт. 2499-2500 м) по данным K-Ar-метода получена цифра абсолютного возраста в 735 млн. лет. На других площадях в Колпашевском районе к породам докембрия условно отнесены кристаллические сланцы мощностью более 100 м, которые залегают в основании разреза. Вышележащие образования отделены от них крупным перерывом, по объему соответствующим интервалу кембрийской, ордовикской, силурийской систем и лохковскому ярусу нижнего девона [105].
Рис. 2. Схема структурно-фациального районирования палеозойских отложений Западно-Сибирской плиты. Структурно-фациальные районы: 1 - Бованенковский, 2 -Новопортовский, 3 -Тагильский, 4-Березово-Сартыньинский, 5 - Ярудейский, 6 - Шеркалинский, 7 -Шаимский, 8 -Красноленинский, 9 -Тюменский, 10 - Косолаповский, 11 - Уватский, 12 - Салымский, 13 - Усть-Балыкский, 14 -Ишимский, 15-Тевризский, 16-Туйско-Барабинский, 17-Варьеганский, 18-Нюрольский, 19 -Никольский, 20-Колпашевский, 21 -Вездеходный, 22-Тыйский, 23 -Ермаковский (По Ёлкину, Краснову и др., 2001 [105])
Палеозойская эратема
В Нюрольском структурно-фациальном районе вскрыты отложения всех систем палеозоя, начиная с ордовикской, но зачастую изучение какого-либо комплекса пород базируется на информации одной скважины или площади.
Ордовикская система Ордовикские отложения объединены в павловскую толщу [73, 91]. Ее стратотип описан в разрезе скв. Мыльджинская-56 в инт. 2509,0 - 2759,6 м., где толща сложена пестроцветными песчаниками и аргиллитами, зеленоцветными линзовидно-слоистыми глинистыми доломитизированными известняками, а также карбонатными песчаниками и алевролитами. Мощность этих пород 176 м., предполагается, что истинная мощность толщи более 250 м. По комплексу разнообразной фауны, в том числе: строматопораты [46] - Labechia sp., табуляты - Lyopora sp., мшанки -Amsassiopora tenuata Jaroshiskaja, Leptotrypa sp., Diplopora sp., Homotrupa sp; брахиоподы - Doleroides cf. sibiricus, Rostricellula sp. и конодонты - Belodina sp., Periodon sp., Microzarkodina sp., возраст павловской толщи определен на Новосибирском совещании 1998 г. как карадокско-ашгиллский (Огк - Оз) [91] (рис. 3).
Общая стратиграфическая шкала
Ярус
Подразделения в Нюрольском районе
к я i л с;
8 >.
0
X
1
ф
го
Татарский
Казанский Уфимский
Кунгурский
Артинский Сакмарский
Ассельский
Гжельский
Касимовский
Московский
Башкирский
Визейский
Турнейский
Фаменский
Франский
Живетский
Эйфельский
Эмский
P2t
248
P2kz P2U
258
Р1к
Piar Pis
Рт
Сзд
Сзк
С2ГП
С2Ь
286
300
320
Серпуховской
Cis
С1У
Си
360
D3fm
D3f
374
D2ZV
D2ef
387
верхнии
Р1е
Пражский
Рф
Лохковский
408
Омеличская толща
Углистые аргиллиты
150 м
?
Средневасюганская свита аргиллиты, алевролиты
песчаники с прослоями известняков
■200 м
Верхняя: биокластические и \Кехорегская
черные глинистые известняки ~130 м /свита —430 IV
Средняя: известковистые аргиллиты, спонголиты, известняки -130 м \ АлевР0™™.
) черные
-----------------------------------У аргиллиты,
Нижняя: кремнистые и спикуловые\ биокластические известняки-130 м / известняки
Верх,: Известняки с прослоями туфов -505 м
Нижняя: известняки и аргиллиты-145 м
В.: известняки биоморфные -615м
Ср.: "Малоичский" известняк -410 м
НИЖНЯЯ: "Еллей-Игайски(Я известняк-110 м
К
го а: о
х я
Е £
ГО со X и
о
ГО I>> Ш
X О
Надеждинская свит"а обломочные
глинистые известняки -220 м
Солоновская свита
массивные известняки -200 м
Армичевская свита мергели,
известняки, аргиллиты -200 м
Кыштовская свита известняки обломочные и биокластические-400 м
В.: кремнистые аргиллиты и известняки -180 м
Н.: тентакулитовые известняки -300 м
В.: известняки -70 м
Н.: глинистые известняки, прослои аргиллитов -400 м
Мирная толща -400 м
Глинисто-кремнистые известняки, аргиллиты
Лесная свита
-480 м
Известняки,
мергели,
аргиллиты
Рис. 3. Схема корреляц�
-
Бордюг, Екатерина Васильевна
-
кандидата геолого-минералогических наук
-
Москва, 2012
-
ВАК 25.00.12
- Прогноз нефтегазоносности средне-верхнеюрских отложений юго-востока Пур-Тазовской нефтегазоносной области
- Геохимия низкомолекулярных углеводородов нефтей и конденсатов Надым-Тазовского междуречья и северных районов Широтного Приобья
- Геология и нефтегазоносность келловей-оксфордских отложений Омского Прииртышья
- Литолого-фациальный анализ и прогноз коллекторов нефти и газа в Верхнеюрском комплексе зоны сочленения Средневасюганского мегавала, Александровского свода и Усть-Тымской впадины
- Литогенетическое моделирование ачимовской толщи и опесчаненных отложений баженовской свиты Сургутского свода Западной Сибири с целью прогноза неструктурных ловушек нефти и газа
