Геохимические критерии нефтегазоносности и прогноза качественного состава нефтей (на примере Западной Сибири)

Гончаров, Иван Васильевич

Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему
Геохимические критерии нефтегазоносности и прогноза качественного состава нефтей (на примере Западной Сибири)
ВАК РФ 04.00.02, Геохимия

Автореферат диссертации по теме "Геохимические критерии нефтегазоносности и прогноза качественного состава нефтей (на примере Западной Сибири)"

АКАДЕШЯ НАУК СССР

Ордена Ленина и Ордена Октябрьской Ревояада» Институт геохимии и аналитичаской йпгии им. В.И.Варнадсйого

На правах рукописи

ГОНЧАРОВ Иван Васильевич

УДН 550.4:552.573.2(571.1)

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ НЕМЕГА20Н0СНССГИ И ПРОГНОЗА КАЧЕСТВЕННОГО СОСТАВА НЕЖГЕЯ (на примере Западной Сибири)

Специальность 04.00.02 - Геохимия

АВТОРЕФЕРАТ

диссэртации на. сонскан::а ученой степени доктора геолого-минзралогических наук

Москва - 1989

АКАДЕМИЯ НАУК СССР

Ордена Ленина и Ордена Октябрьской Револвции Институт геохимии и аналитической химии им. В.И.Вернадского

На правах рукописи

ГОНЧАРОВ Иван Васильевич

УДК 550.4:552.578.2(571.1)

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ НЙТЕГАЗОНОСНОСТИ И ПРОГНОЗА КАЧЕСТВЕННОГО СОСТАВА НЕЯТЕЙ (на примере Западной Сибири)

Специальность 04.00.02 - Геохимия

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-мянералогическшс наук

Москва - 1989

Рейота выполнена а Институте химии нефти СО АН СССР и в ЗападноСибирском научно-исследовательском геологоразведочном нефтяном институте 12анистерства геологии СССР

Офиццалышэ оппоненты: Доктор геолого-ыинералогических наук

B.В.Ильинская

Доктор геолого-минералогических ндук Н.В.Лопатин

Доктор геолого-шшералогичаских неук

C.Г.Нвручав

Ездуцая организация; Институт геологии и геофизики

СО АН СССР, г.Новосибирск

Ззадгга состоится " Л " (Ыг/г? и. 4- 1989 г. в часов 1Ш. адседашш специализированного Совета Д.002.59.02 при Института геохшлш и азгалитлческой химии им. В.И.Вернадского АН СССР по едрзсу: 117976, ГСП-1, г.Москва, В-334, ул.Косыгина, 19.

С дмзсертад^сИ моею ознакомиться в библиотеке Института.

Аеторефарат разослан 19Ш г.

Учгккй секретарь Сйзвдадиздррешадого сосгта, кандидат гесдзго-шиархаоги-

чесюое кадя А.П.Жидикова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность теш. Разведанные запасы нефти могут Сыть исчерпаны уже в обозримом будущем. В связи о откм остро стой? проблема совершенствования научных основ оценки и поаспа ноеш! перспективных на нефть отложений. В настоящее вреая пря оцешсэ ггаф-тегазоносности большое внимание уделяется вопросам Т0КТ0КЛ!К1»5а-леогеографик, гидрогеология, тепловозу реяику недр я *.д, В что г.а время сама нефть, независимо от того, находятся Mi онз 3 £П~ де залежи или в рассеянном состоянии, э своем состапо ззж&гам огрошуа информацию о процессах нефтеобразозанпл та разлячййх зтапах, начиная от момента фоссилизвцмя исходной Сгсхгсса И кончая реакциями вторичного превращения нефтей в залезая:. ¡Ьпэльго--вание этой информации в полной мерз является эагсмл розвргс:» повышения эффективности геологоразведочных работ п цегот дать т-сиЯ мощный импульс в вопросах, связанных с прогнозен и ецгжэй перспектив нефтегаэоносноети. Однако эти аозкогшостя а насгагрз зремя практически не реализуются.

Несмотря на то, что геохимические критерия используя?сл давно, их сущность во гаюгом остается дискуссионной, поскольку одни к те т?.е параметры трактуатсл по-разног,$г. Поэтому до спх пар нет надежных критериев для оценки влияния процэссол миграция» катагенеза и гипергенеза. Особо следует отметить, что npasímtsc-ки не исследован вопрос о том. паяно коккрзтно особенной:! состава нефтей унаследованы от нефтематеринского 03 и пряно утеривают на его природу. Таксе положена обусловлено прсэдэ зеего больЕпвл числом факторов, определило? направлзт;з а ингснсйе-иость процессов нефтеобразования. Характерной особеяностьэ соэ-рскеиноп науки является еэ комплексность, тесная взояиосзясь и взаимопроникновение смежных наук и отдельных со разделся, стрг-'г-лениэ рассмотреть явление системно по есси ккогсобразви его связей. Развитие оналитичзскях средств я вычислительной тепмхн позволяло получать нассосыэ дагамэ о групповом, нслокулярнсу, а отдолызге случаях я атс.ием сосгзло нафтой. Период на кезкй мо-ленулярно-агошшЯ уроьонь исходной информации даз г.оонозность подойти в коследоганиэ ¡юфтей о позиция еастемного яодаода, а такге потребовал призлочония сведений ::з скеаш науй: хюши, биологии, терцодинагмют, математики» что, о езоа о^прэдь» резко погасила достоверность якзодсв, привело it пзрзенотру некоторая слояиепяхсл представления, a таяяэ роядзнз» иома идей в гвеки-

дай нэфта.

Таким образом, назрела необходимость в обо&цошш и переосмыслении всего материала на качественно иной уровне, создании единой концзпдаа, объяснявшей широкое многообразие типов ■ нефтэй в природа и на ео основе обосновании кошдекса геохимических критериев прогноза иефтегазоносности. Решение втой про-блшапозвояЕст существенно конкретизировать механизм процессов нефтеобразования, декед^Я в основе генетических схем оценки нефтегезокосностц и прогноза качества углеводородных флим-дов.

Це.льо работы явились выявление и обоснование на молекулярной и стойкой уровнях ваконоыерностей в составе и количественном распространении нзфтей в пределах Западной Сибири, определение основных факторов, обусловивших наличие зтих закономерностей, а *акге разработка практических рекомендаций, связанных с прогнозом качества нефтей и определением перспектив неф-«гогазонссности отлокеиий.

Два достижения постаБДзаной цели решались следующие здла-

325

1. Выполнение (а в отдельных случаях и разработка методик) дйтавышх анализов по опредаяеют состава и особенностей молекулярного отроения составляицих нефти;

2. Поиск критериев оцанки влияния различных природных процессов и% качествегаша состав нефтей, а такке моделирование нзаоторш т внх {ковдеисатообразованка, баодеградацая, катагенез).

3. йгяггдекне генетических параметров состава нефтей, уна-слздоатзсзс от кефтематеранского вещества, не зависящих от глу&аш »торичных преобразований нефтей в залежи, с цельв испо-е^вошгая кх для решения вопросов корреля^ш и прогноза.

4. Теоретическое обоснование установлонных статистических связей мзаду различными компонентами нефтей и ведущей роли характера окислительно-восстановительной обстановки бассейна осадконакопдения при определении типа флоида и его количества.

Научная новизна работы. Решение атих аадач осуществлялось путем комплексного изучения нефти как единой системы с использованием современных физико-химических методов и аппарата математической статистики. В ходе работ впервые в мировой практика исследован индивидуальный состав нефтяных алкилфенолов и показаны захономарностн а его изменена«; определено соотноси-

ниэ общего и четырехвалентного ванадия в нефтях и установле?ги закономерности в его изменении. Новым является установление закономерностей в соотношении серы к азоту, смол к асфальтенам, кислотного и котонного нарбонила, бензольных и спиртобензольиах смол. При изучении углеводородного состава выявлена тесная взаимосвязь нормальных и изопрзноидных алканов с углеводороде«!! бензиновых фракций, высокомолекулярными нафтеновыми й ароматическим углеводородами, гетероатомными компонентами, изотогошм составом углерода и серы, а также с общей газонаскцвкность» и компонентным составом газа. На примере различных составляете нефтей показана зависимость их состава от режима осгдкокайспло-ния и степени биохимического преобразования нзфгей в залежах. Анализ установленных закономерностей и обобщите имегаросся литературных данных позволили понять механизм формирования качо-ственного состава нефтей и на его основе обосновать геохкзагчое-кие критерии для установления генетических связей ке*ду 03, неф-тлми, конденсатами и газами. Эти критерии нашли оирохое использование при корреляции и прогнозе качества нефтей в малоизученных районах Западной Сибири.

Предложен принципиально новый подход в определении тепа ОБ и его возможности генерировать нефть и газ. Ввделекяе типа 02 основано на знании особенностей молекулярного н атоыного состава нефтей и экстрактов из пород, унаследованных от нефтекатв-рииского ОБ и отражайте его природу. Впервые выявлена свяоь неаду качественным составом нефтей и вел5зчикой их запасов» обусловленная не процессами формирования я разрусения задеюзй» в различиями в составе нефтематеркнекого ОВ. ГЬ ряду независимых параметров состава нефтей и экстрактов из пород показано» что наиболее высоким генерационным потенциалом обладает ОВ, фосси-яяаация которого протекала в восстановительных условиях.

Основнна зааиааемае положения. Обнаруженные заяонскзрностя в составе нефтей а экстрактов из пород явились ГбнэтячэсЕоЯ ос-нобой и в своей совокупности позволили•разработать ряд новгос положений, которые ввдэигаится в качеств основного преднзта защити:

1. Теоретическое обоснование я экспериментальное доказательство ведущей роли характера скяслитвльно-восстаногйтельноЙ об~ становая преобразования неходкой биомассы в определении генерационного потенциала ОВ, типа флвчда я его качественного состеэа.

2. Кошлекс параметров атомного, молекулярного я грушово-

го состава нефтей и экстрактов на пород, унаследованный от неф-Теиатеринского ОБ и неизменяющийся в ходе вторичных процессов, который позволяет установить его тип, а, следовательно, дает возможность проводить оценку Перспектив нефтегазоносности отложений»

3. Критерии оценки глубины гипергенного изменения нефтей в аалежи, позволяющие проводить прогноз качественного состава неф-тей.

Практическая значимость, Практическая ценность работы заключается а обосновании комплекса генетических параметров состава нефтей и экстрактов из пород, которые нашли применение в корреляциях типа: "нефть-нефть", "нефть-конденсат", "нефть-ОВ"; для диагностики нефтематерннских толщ, определения качественного состава флюидов, а также для оценки перспектив нефтегазоносном» отложений. Разработанные теоретические пологения и полученный экспериментальный материал были использованы при переоценке прогнозных и потенциальных ресурсов углеводородного сырья Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции за XI и ХП пятилетки» что позволило существенно уточнить структуру запасов, в частности, обосновать резкое преобладание газообразных углеводородов над жидкими в северных районах Западной Сибири. Геохимические заключения по отдельным объектам были широко использованы в практической деятельности различных производственных геологических объединений Главтюменьгеологик. Часть разработанных методик передана производственным организациям, в частности, используется в ПГО Уренгойнофтегазгеология для получения экспресс-информации в ходе бурения и испытания нефтяных сквахин. Кроме того, рад разработок внедрен в СНИИГГиМСе и ВНИГНИ. Карты к заключения по прогнозу качественного.состава нефтей и перспективам нефтегазоносности переданы планирующим организациям.

Объем и структура работы. Работа состоит иэ трех частей. й первой и второй частях рассмотрены закономерности в качественном и количественном составе нефтей соответственно. В третьей проведен геохимический анализ нефтей основных продуктивных комплексов Западной Сибири и сделан Прогноз качества нефтей. Общий объем страниц, из них 28Ь страниц текста, (^таблиц, 62-рисунка. Библиография т наименований.

Апробация.Основные («боты автора опубликованы в «уркалах: *Геохимия", "Геология и геофизика", "Нефтехимия", ДАН ОССР, "Геология нефти и газа". Всего 74 работы, два авторских свиде-

тельства и монография - Тесхиат нефтей Западной Сибири". Отдельные фрагменты и основные положения диссертационной работы докладывались: на Всесоюзных конференциях по химия нефти (Ао-хабад, 1974; Тбилиси, 1984; Томск, 1985, 1988), на Всесоюзных конференциях "Химия и технология органических соединений серы и сернистых нефтей" (Батуми, 1976; Рига, 1984), на Всесоюзных ссминарах (МГУ, 1976, 1984; Таакент, 1982), на Всесоюзно!! совещании "Современные геохимические методы диагностики нефтемате-ринских отложений* (Новосибирск, 1983), на П Всесоюзном совещании по геохимии углерода {Москва, 1986), на IX и X Всесоюзных симпозиумах по стабильным изотопам (Москва, 1982, 1984), яа Всесоюзных конференциях "Критерии и методы установления генетических связей" (Москва, 1983, 196*5).

Работа выполнялась в рамках координационных планов научно-исследовательских работ Мингео СССР по проблеме "Разработка комплекса геохимических критериев формирования крутза зон неф-тегазонакоплзния в различных регионах СССР, а также суперпрог-ргшмы "Сибирь".

Фактический материал. Основой для диссертации послужили результаты собственных лабораторных исследований автора, выполненных в период 1972-1987 гг. в Институте химии нефти СО АН СССР и в ЗапСибНИГНИ, Кроме того, использован больпюй аналитический материал по физико-химическим и спектральным характеристикам, индивидуальному составу и 'глубинным пробам нефгеи, накопленный в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии за время освоения Западной Сибири. Сведения по изотопному составу углерода и серы частично были получены в ходе совместных исследований с В.С.Вышемирским, С.И.Голытевым, А.Н.Старковской, Д.И. Крапиным,. К.А.Шпильманом, а также заимствованы из юс работ.Значительный объем материала получен автором в тесни* сотрудничества с Ю.П.Зуровым» В.И.Цулаченко, Г.Б.Немяровсяой, Н.К.Вяногу-ровой. Основная часть экспериментальных данных получена сотрудниками руководимой автором лаборатории геохимии нефти: Т.А.Бабичевой, А.Н.Бода», Т.В.Прафеевой, Н. Изотова*, А.С.Лазаревны, Л.Н.Лебедевой, З.И.&шуковой, Л.А.Новиковой, Н.А.Огорельцавой, 0.В.¡Пороховой, которым автор выражает своп глубокую признательность.

Крон* того, при обобщения материала были учтены опубликованные данные Г.Н.Алешина, В.Р.Антяпенко, О.В.Бертаиевич, Л.И. Богородской, В.Н.Бурковой, М.А.Вовк, В.С.Вышемирского, Э.М.Га-

лшоэа, М.А.Галишева, Г.Г.Глухова, А.К.Г'олоако, С.И.Голышева, Г.Ф.Григорьевой» А.Н.Гусевой, Ф.Г.Гурари, В.И.Ермакова, Н.И.Жильцова, В.А.Е^роова, Ю.Зубкова, М.Ы.Калг&новой, В.Ф.Камьянова, С.М.Катченкова, Ю.И.Карогодина, А.Э.Конторовича, В.Л.Кокунова, Т.Н.Кореневой, Д.И.Крашша, Н.В.Лопатина, Р.З.Магарила, В.М.Ма-тусавича, С.Г.Неручева, Л.С.Оэоранской, Р.Г.Панкиной, Э.М.Лрасо-воаа, Е. А.Рогозиной, М.Я.Рудкевича, С.М.Рыяковой, А.В.Рылькова, Л.Б.Свкнтицких, О.В.Серебренниковой, С.И.Смольянинова, Е.В.Собо-давой, В.Я.Сеоробогатова, О.О.Стасовой, В.А.Сухоручко, А.А.Тро-ф:виука, Т.А.Филимоновой, В.К.Шиманского, К.А.Шпильмана, Н.В.Единой, внессих вклад в развитие различных вопросов химии и геохи-tssi кефтей Западной Сибири.

Всего в обработку геохимических материалов вовлечено 2880 анализов поверхностных и 830 глубинных проб нефтей, 1200 анализов по составу Н-изопреноидных алканов, 730 анализов индивидуального состава бензинов.

Автор считает своим приятным долгом выразить благодарность кодлегеу из ЗапСибНИПНИ: В.С.Бочкареву, Ю.В.Брадучану, В.Ф.Грии-шшчу, Н.Х.Нулашетову, А.А.Нежданову, А.И.Сидоренкову, В.Е.Си-мчу, А.П.Соколовскому, И.Н.Ушатинскоцу, В.И.Шпильману, Г.С.йсо-бкчу, общение с которыми способствовало формирования геологического мировоззрения автора.

Особую благодарность автор выракает члоку-корреспонденту АН СССР И.И.Нестерову, чье постоянное внимание и поддервка во ыногои способствовали проведение работы.

Цонша сойоты к конструктивная критика известных специалистов 9 облаете химии н геохимии нефти: О.А.Арефьева, О.К.Бордовс-есго, В.С.Вьпзикрского, Э.М.Галимова, Г.Д.Гальперна, А.Н.Гусевой, Н.А.Е^еизнко, В.В.Ильинской, ВЖКаыьянова, М.К.Каякнш, &.В.Конторовича, Г.ОЛ^рбсксго, Н.В.Лопатина, С.Г.Неручева,

А,Петрова, Р.Г.Панкиной, Е,А.Рогозиной, Ё.А. Рсманкевича, М.Я. Рудкавича, Г,Ii.Сафоновой, Р.С.Сахибгареева, Б.А.Смирнова, И.С. Ст&робинца, О.Ф,Стасовой, В.К.Шиманского оказали плодотворное вязание на автора в ходе выполнения работы,

ЧАСТЬ I. ЗАКОНОМЕРНОСТИ В ШЕКУЛЯРНСУ К ЛТО'Ж!

СОСТАВЕ НЕОТЕЙ ЗАПАДНОЙ СКК1РИ

Глава 1.1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРСЩ054

проиаозщЕния неуги

В настоящее время, несмотря на несомнонниз успехи в пршгга-ке поиска месторождений нефти и газа э теоретическое аспекта, тая ни как и в начале века, существуют две язаииоясклэчевдго концепции происхождения нефти. Выполненные» нами эксперимент кэ абиогенному синтезу из окиси углерода и водяного Кара с детальным анализом образующихся соединений (Гогчарсо, 1973, 1581) показали их глубокое отличие от состава пркродт« нефтей. Продукты синтеза также не таеют ничего общего с составом бодорастоо-ренных веществ, ввделеннцх нами из гидротери Пзужзтпи я катера вулкана Мутновская сопка (Камчатка). Суще~твенноэ преобладаем среди водорастворенных веществ четных кислот а нечетких и-алк.2-нов однозначно указывает на их биогенное происхождение. Талки образом, с позиций молекулярной геохкягая концгпцяя &0ногсзшвго происхоидекял представляется маловероятной.

Кс «опция биогенного праясяовденш, несмотря на. то« что со-яучила иярсяое распространение п признается подаакггщюи чисяся специалистов» тем на квиее, не представляет еобоЯ едяяуг> эаак?-ченнув теория. Она постоянно развивается й солерсанствуотся. В ее рамках существует несколько направленай, рээлачгзарссся нве-гон, временем и механизмом образования нефти. Сторжтзка гатаио-температурного образования нефти предполагает, что процесс б$-раэования начинается еще в диагенезе а активно прэтеказт на начальна« стадиях катагенеза. В основе образования пая газообразных, так и яидкях углеводородов лежит иеханяоа биохимического разрушения ОВ. Другая груша исследователей счяг&а*» что оенвз-нуо роль в образовании нефти «граят упругие дефорюздй горая пород под воздействием сейсмических процессоэ. Подавляющее число сторонников биогенной теория происхождения кофта придеркйза» ется третьей точхи зрения, согласно которой оензаюгз фаатсроа нефтеобразования является термическая деструкция нефтематерзка-кого ОБ. Современный вариант, получивпий название "осадочио-мя-грацяонной теории происхоадоняя нефти" был разработан презде чеего исследованиями советских геологов: Н.Б.Вассоевичем, А.А, ^крамходжаеокм, Н.В.Высоцким, В.С.Вьшемярсккм, А.Н.Гусевой, А.Э.Конторовичем, В.И.Корчагиной, Н.В.Лопатиным, И.И.Нестеровым,

С.Г.Наручевыы, Б.А.Соколовым, А, А. Трофиму кои, В.Е.Хаиным и др.

Анализ основных концепций происхождения нефти показывает, что даке ее наиболее аргументированный вариант - осадочно-мигра-цнонная теория еще далека от своего завершения и потому не стала основой и обязательным инструментом для поисков нефти и газа. Чтобы Поднять теоретическую органическую геохимию на качественно новый уровень, необходим прежде всего новый фактический материал, полученный с привлечением современных физико-химических методов исследования, который позволит конкретизировать и под иным углом зрения рассмотреть существующие точки зрения, а таксе будет способствовать появлению новых идей.

Глава 1.2. СХЕМА ИССЛВДОВАНШ И МЕТОДИЧЕСКИЕ ВОПРОСЫ

Прогресс в геохимии во многом определяется методическими вопросами. Поэтому большое внимание уделено методике эксперимента и обработке результатов. Общие правила, которыми мы руководствовались в работе, можно свести к следующим:

1. Экспериментальный материал, полученный непосредственно 8 лаборатории, постоянно контролировался по внутрилабораторному стандарту, для которого имелись определения в других лабораториях.

2. В случае использования аналитического материала других лабораторий для сопоставления, статистической обработки и т.д. брался только однородный массив, т.е. определения одного автора или одной лаборатории.

Работая с нефтью, мы прежде всего стремились сохранить на-тквность всех имеющихся в ней компонентов. По этой причине старались до минимума свести нагревание, а также время контакта нефтяных фракций с активной поверхность» адсорбентов. При выделении из нефти и экстракта асфальтенов, смол, а также фракций мзтано-нафтеиоьых и ароматических углеводородов мы придерживались методических рекомендаций, изложенных в "Руководстве по анализу битумов ,..",(1966) "Руководстве по анализу нефтей", (1966^ а также в "Современных методах исследования нефтей",(1984)

Хром&тографический анализ н- и изопреноидных алканов выполняли на медных колонках с водородом в качестве газа-носителя (по Ал.А.Петрову), В качестве внутрил&бораторного стандарта использовалась нефть пласта ЕВ^ Самотлорского месторождения. Бен-аииовде углеводороды анализировались с использованием севалана

и ПЭГ-400 в качестве неподвижных фаз. Благодаря схеме с обратной продувкой анализу подвергалась нефракционированная нефть. Хроматографический анализ кислот и фенолов выполнен на колонках с 5Б-30 и динонил.фталатом, соответственно.

Основная часть масс-слеятрометрических анализов выполнена на отечественном масс-спектрометре МХ-1320. Количественные расчеты выполнены по методике А.А.Поляковой с учетом рекомендаций Е.С.Уродского для смесей широкого фракционного состава снимать несколько масс-спектров по ходу испарения образца. Суммирование отдельных масс-спектров с учетом кривой полного ионного тока проводили на ЭВМ СМ-4. В качестве внутрилабораторного эталона служили несколько образцов кетано-нафтеновых углеводородов, снятых в нашей лаборатории и в лаборатории Ал.А.Петрова на масс-спектрометре ЬКВ-2091. Отдельные анализы были выполнены на МХ-1303 и МАТ-Ш.

Анализы методами ИК- и УФ-спзктроскопяи выполнены на спектрометрах иЯ-20, ЭЯ-75 я Ярвсога

Концентрации парамагнитных центров и четырехвалентного ванадия определяли на радиоспектрометре ЭПР-3. Содержание общего ванадия проводили на атомно-абсорбционном спектрофотометре марки Рег1:1п "1пег.

Глава 1.3. УГЛЕВОДОРОДНЫЙ СОСТАВ НИТЕЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

В разделе рассмотрены закономерности в состава и- и нзопре-новдных алканов, углеводородов бензиновых фракций, а тахжа высших нафтеновых и ароматических соединений. Характерной особенностью нефтей Западной Сибири являются широкие вариация состава алкановых УВ. Для объяснения наблюдаемых различий привлекает: влияние катагенеза я типа исходного ОВ, различие в термической устойчивости и температуре плавления соединений в зависимости от длины углеводородной цепи, механизм образования алканов (термичэсхий или каталитический к^экинг), возможность новообразования в залежи из асфальтосыолистых веществ, процессы биодеградации и ховденсатообразования. Многообразие состава нефтей Западной Сибири позволило проверить различные гипотезы, критически подойти к сценке роли различных факторов и выявить среди них основные для практического использования в далях прогноза нефтегазоносности и качественного состава нефтей.

Ваяной величиной состава алканов, которая кироко испольяу-

вр? различии? геохимических построениях, является соотноао-И',:еа оснол&к изспршсщушх углеводородов - пристана к фитану (п/ф>. Суа^гствуют различные точка зрения на механизм формировала йгсго отношения. Анализ обширного материала по современным СС^кам, «афтям и {¡итуыоадам из различных регионе;-, а также со-дасгаздвлао их с собственными данными по Западной Сибири позволяя? сделать вывод о справедливости схемы Лнймбаха и М&к-Кирди {1975), согласно которой основным источником фитана и пристала являэтся непредельный спирт фитол, Важным моментом этой Скемы является предположение о реыаогцем влиянии окислительно-вос-стаковительной обстановки бассейна седиментации на соотношение р/ф. С учетом этого положения удается объяснить многие факты. В случао высокой аэрации вод бассейна осадконакопления болыд&л етсть фатола окисляется до фитановой кислоты, декарбоксилирова-

которой в конечной итоге приводит к образованию пристана. Подобные условия, как правило, сопутствуют континентальным отделениям, где захороняется ОВ неморского происхождения. Благоприятные для окисления условия складываются также и в типично морских условиях в случае низкой биопродуктивности бассейна, активной динара:ци вод и больной глубине. В таких условиях ОВ, ск.ч-тезгрованио© с верхних слоях (фотический слой), по мере своего опускания на дно подвергается глубокому окислению. Того количества ОВ, которое достигает дна, не хватает даже на редукцию трехвалентного селоза, Поэтому совершенно естественно выглядит Обнаруженная рядом авторов (Ильинская, 1978; Коблова, Фрик.Шнее, 1960) прямая связь п/ф с содержанием в породах окисленного келе-аа.

Корсику отложениям со спокойной динамикой вод н высокой биопродуктивностью чацо всего сопутствуют восстановительные условия, в которых фитол сохраняется от окисления. Из такого ОВ О будущем образуртся нефти с низким п/ф. Таким образом, величина п/ф является своеобразной мерой аэробного окисления исходного ОВ. Процессы анаэробного окисления, протекаете на восстановительном этапе диагенеза, на величине п/ф не сказываются. Проведенными вкспариыентамн (биодеградация, конденсатообраэоаание, термичаскоа разложение керогена, асфальтенов, смол, различных углеводородных фракций) было установлено, что величина этого отказа кий не завис»? от характера и глубины различных вторичных процессов преобразовании нефти, а отражает фациально-генетичес-киЯ тип ОВ. Статистическая обработка большого фактического като-

40 5.0

= го §-

¥ 10

о 3.0 •

га

гэ

<о

4.0

г.о 2.0 (.0

40 • 3о

н-алквны изо-преиоияы

^ЬЧПП пч

|||||| || <5

ШЬх

го

I 1

ад го

1X1 05

111

111111111,

20 28

гл го 10 ал

25 $0

28 5 . <0 К 20 25 М

Числа зтоиса уггграда в молекуле

Рис. 1. Изменение состава н-ааканоз по разрезу Уренгойского месторовдения >

I - скв.129, глубина 1761-1767; 2 - скв.Ев, гл.2842-2850; 3 - скв.137, гл. 2744-2749; 4 - скв.137, гл.3064-3067{ 5 - скв.125, гл.3549-3568; б - ска.265, гл.4165-4170

рцаш. показала, «его величина п/ф тесно связана высокими корраля-цзонныш связяш со ыногшш другими параметрами состава нефти. Ке наличие становится очевидным при учете того обстоятельства, что сэробныа потеря во много раз превосходят анаэробные, и, следовательно, кизнко ош играют решавщуп роль в формировании типа нгфгеыатерйнСЕого 03,

Анализ соотношения чэтных и нечетных н-адканов позволил подтвердить отыечзнну» ранао Вольте и Тиссо особенность, что эта величина не зависит от возраста и глубины залегания, а тесно связана с величиной п/ф. Нафги и екстракты иэ пород, где п/ф больше 2-3 о повышенкас количествах содержат нечетные н-алканы

и если п/ф около I и нкяе, то преобладают че-

тные гомологи - С^-С^. ^аРактеР молекулярно-массового распределения н-алканов, соотноавние четных и нечетных соединений, величина п/ф не адшисят от глубины залегания (рисЛ). С глубиной и пдастовой тешературоп связано соотношение изопреноидных и н-ал-вдвдов» Коэффициент К1 (отношение сумии пристана и фит ш 1а к суы-ыэ гелта- и октадеханов) является одним из надежных критериев для выделения биодеградированных нефтай (ркс.2).

_ Статистическая обрабо-

17». " ™

ил-юо-юоо-

«О-

гоо

Кй-

•о» «оо-

мо-

а 1»

Ш »00-

ц мси-во. и», ую-моею*»-

ТОО-

1» <,«

>« К1

Ркс.2. Изменение коэффициента К1

^глубиной в нефгях Западной

тка материала по индивидуальному составу бензиновых ■ углеводородов позволила обнаружить ряд новых закономерностей в их составе и выявить основные факторы, контролирующие их состав (рис.З). Оказалось, что в воне, благоприятной для биохимического окисления нефтей (<70°С), такие соотношения, как метановые/нафтеновые углеводороды, изо-/ нормальные алканы, сумма ксилолов к этилбенэолу существенно зависят от пластовой температуры и, следовательно, могут быть использованы в качестве чутких индикаторов глубины бкоде-

градации нефтей в залежи. Предложен механизм, обьясняощяй последовательность утилизации микроорганизмами углеводородов различного строения. Б его основе лекит избирательная диффузия слаборазветвленных структур через липиднуэ оболочку бактерий. С другой стороны, соотношения шестичленных и пятичленшх нафтешв, мета- и ортоксилолов не зависят от пластовой температур!, но обнаружив аэт тесные корреляционные связи с п/ф и отнопением потных и нечетных н-алканов, т.е. отражавт природу нэфтематерннско^о

2 КСИАМ

3. 6ЁН30Д 20

•• •

л*

"А5 Ь

.. .

V •>

' 5 к а г i

• »• ...»

< " 3 ' 5 ' 1 ' 9 6/5 1 8 5 7 9 в/з (3 8 7 3 5/5

Рис.3. Взаимосвязь мевду составом бензиновых и кзопреновднщ углеводородов

Масс-спектрометрическое исследование состава высших нафтеновых и ароматических углеводородов нефтей и экстрактов кз пород показало их тесную связь с обиден геохимическим обликом нефти и дало возможность с новых позиций взглянуть на механизм ах образования. Отсутствие зависимости состава от пластовой температуры и связь с п/ф явно указывает на доминирующее влияние типа ОВ в определении состава высших циклических углеводородов. Полученные материалы подтвердили схецу Энглера, согласно которой нафтеновые и ароматические соединения образуются путем циклизации ненасыщенных структур исходной биомасса, а не унаследованы от готовых полициклических структур, составляющих основу 03 растительного происхождения. Сделано предположение, что на-

бладашшэ закономерности в общ/хл содержании нафтеновы и ароноа, а такое в распределении структур по степени водородной ненасыщен-иости обусловлены соотношением реакций окисления, гидрирования и циклизации подкнанасщенних соединений исходного ОВ в процессе его фоссилидацки.

Глава 1.4. ИЗОТОПНЫЙ ООСГАВ HEffiTSt ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

В главе проведано обобщение материала по изотопному составу углерода и серы, выявлен ряд новых взаимосвязей между изотопным а общш состава» нефтей, a также особенностями их молекулярного строения (рис.4). Предложена схема формирования изотопного состава углерода Ьефтей. В ее основе лежит гипотеза Э.Ы.Галкмова и, Л.А.Кодиной С1962) о важной роли минерального скелета исходной биомассы в процессе ее фоссилиэацим, а также обнаруженное нам» (Несторов, Гончаров, 1982; Гончаров, 1964) явление зависимости изотопного состава углерода иефтей от степени окисленностн исходного ОВ.

В зависимости от наличия а минерального скелета у фитоплан-

аападнаясмоирь КТОна и степени окисленностн исходного ОВ вцделеио четыре крайних типа ОВ по изотопному ' * составу углерода. В восстанови-

тельных условиях осадконахопле-

•ц л «

ли

-и • ••

—г 1 Г

"С

-и •1

•10 1

• •

■V

6 * ния и при отсутствии минераяьно-

• Восточи , го скелета основной вклад в фор-

■ Актрадиядаайлйя мирование керогена дает наиболее изотопно-легкая липидная состав. 4 ляюпде исходного ОВ. Из керогена

* * * «того типа образуются самые лег-

Ч'< 6' V Л' й1 ' кие нефти. При отсутствии микера-

льного скелета и в окислительных

Рис.4. Связь между изотопным условиях основу керогена состав-и иэопреноиднш с ост а- длит существенно трансформированном нефтей ные изотопно-тяжелые продукты окислительной деструкции исходного ОВ. Впоследствии из него формируется каотоото-тяжалые нефти, а чаще всего конденсаты Севера я бортовых частей Западной Осбкри. Наличие минерального скелета ■ восстановительные условия приводят к тому, что сохраняется от окисления значительна* часть изотогшо-тяжелого белково-углевод-

ного комплекса исходного ОВ, что и предопределяет тяязлый состав керогена, а, следовательно, образующихся из него нэфтой, 3 Западной Сибири подобные отлоаения распространены главным образом в палеозое. Окислительные условия и наличие скелетных организмов являются причиной того, что основной вклад в формирование керогеиа даят изотопно-тякэлый белково-углеводный комплекс, а таяяе продукты окислительной деградации исходного ОВ. Перегоны этого типа образуют самые изотопно-тякелые нефти в мире (Сахалин, Борнео, Филиппины, Калифорния). В Западной Сибири подобие нефти нэ выявлены.

Анализ материала по изотопному составу серы показал, что реиающзе влияние на его формирование оквзывгат минерализация вод бассейна, интенсивность процесса сульфатредуяцга!, а таете характер окислительно-восстановительной обстановки. В соответствии с этим наиболее облегченный состав сера иаеот нефти типично морских отлоиений верхней юры (банковская и пасвганская свиты), а тяжелым изотопным составом обладают нефти прабрзгно-морских и еэерно-болетшд фаций нкякэй юры (тамзнеяал сайта).

Статистическая обработка материала по изатспио?^у составу углерода показала наличие тесных корреляционных связей незду гап и рядом других параметров общего и индивидуального состава ноф-тей, что указывает на единство факторов, форкиругцж! набор генетических признаков.

Глава 1.5. ГЕГЕГОАТОШЕ СОЕДИНЕНИЯ В НЕШХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

В главе рассмотрены закономерности в составе серо-азот- я кислородсодержащих соединений, а также макроэлементов.

Сернистые соединения. Рассмотрение данных по распространению нефтей различной сернистости с привлечением иатаряалоз со исследовании современных осадков позволило детализировать схо->!у образования сераорганлческих соединений в нефтях. Сделано предположение, что ваннейпмм фактором, контролирувс-Я! содержание серы в нефтематеринсном ОВ является рН вод бассейна осадконакопления, которая в своэ очередь определяется долой карбонатной составляющей в донных отложениях. Щелочная среда является причиной низкого содержания водорастворенного аелоза, вследствие чего значительная часть образующегося при сульфатредукцки сероводорода не связывается в виде сульфидов, а цвет на осерке-исходного ОВ, из которого затем образуется эысокосернистые

кафга. При высокой насыщенности вод келезои (обычна игморскке отлоаения) большая часть сероводорода необратимо связывается в виде сульфидов и лшаь назначительная доля идет на осернение ОВ, что к предопределяет иизиув сернастость образующихся из такого ОВ нефтей.

В результате биодеградации нефтей в заиезд за счет остаточного накопления (но из новообразования) асфальтенов и смол происходят увеличение содержания серы. Кромз того, при атом коренным образом изменяется групповой состав сернистых соединений нефти - растет количество тиофенов и падает сульфидов, что объясняется разной устойчивостью алифатических и циклических структур к^биоразложению. Обеднение или обогащение серой нефти макет быть тахЕз.следствием процессов ретроградного испарения и конденсации за счет худаей растворимости в газовой фазе асфальтенов и смол, где сосредоточена основная часть серы.

Азотистые соединения. Детальное рассмотрение эволюции азотсодераащих веществ, начиная с момента фиксация азота био-скстемамн в фотическсм слое и кончая процессами разрушения азотистых соединений в катагенезе, позволило дать обцуто схему и выявить основные причины формирования нефтей с различным содержанием азота. В отличие от серы нефтей, которая практически вся вторична, т.е. не унаследована от фотосинтезируюцих организмов, а внедрилась в ОВ на стадии диагенеза, подавлямцая часть азота пзргада кепосредства:шо от исходной биомассы, где содержание азота кокет достигать 10% и более. Поскольку азот входит в состав наименее стабильной части биомассы белков, то на пути от талого ОВ до керогена идет постоянное удаление азота. Степень дебетирования прямо зависит от глубина окислительной деграда-Ц1Ш ОВ к првзде всего на стадии аэробного окисления. Восстало-ьктешыэ условия осадконакопленяя способствуют сохранению но-с*абиямшх азотистых вечоств, формирования богатого азотом неф-^ематерзкекого ОВ (¡, следовательно, нгфтей с высоким содержанием азота.

Знание природы азот- и серосодержащих соединений позволило понять кзхадазм формирования отношения серы к азоту и доказать возмаанесть его использования в качестве важного генетического критерия, кз зависящего от процессов вторичного преобразования кофгей а аааежк (рис.б). Отношение серы к азоту может слугатъ шрой анаэробного преобразования ОВ. Использование этого параметра особенно полезно при установлении генетической общности

IS is it-и 15 11 <0 8 8

8 3

1 ■ s-1-I 0

между нефтями и возможным! продукте;ж! их глубокой деградации -мальташ, асфальтомн н т.д., когда отсутствуют н- и изолреко-здныз аяканы, данные по которым часто используится в качества надеяных коррелятивов.

Кислоты. Изучение индивидуального п группового состава нефтяных кислот позволило расширить представления о фзр-мах stx нахождения, конкретизировать химизм кх образования и взаимоотношения с другими классами нефтякшс состашшщжг. !1зтодом газо-гадкостпой хрскатогргфгш п нефтях бнли идоитяфЕщярованы кислоты нормального строения СОСТЮЗа Сjq-C^q,сряди которых кабладается 8начз!Т9льноо преобладание четных кислот. Кро-13 того, отмочено присутствие непредельных кислот Cjg и Сщ. Сопоставление крйвих моле-кулярно-иассозого распределения н-кмелот и н-алканов из одних и тех не нефтей позволило выявить их суцзственкиз отличия, что является сорьезныч доводом независимости их происхоздення. Сопоставление кислот нефтей различных месторождений показало тзецпэ зависимость их состава от глубшш залегания и пластовой температуры. В зоне пластовых температур, кете 70°С, где кззаожно течение биодеградацки, на дата н-кислот приходится менее 10$ от суммы всех кислот, тогда как в других нефтях orci составляет 60-80£.

Оенолы. Сведения об индивидуальном составе аляияфенолов сн-ркх нефтей были получены впервые в мировой практике геохтшчес-яих исследований. Наряду с нефтями Западной Сибири быля яссяэдо-ва>ш нефти других регионов с возрастом от венда до плиоцена я показана общность их качественного состава. Однако количественны® -^отношения маяду отдельными соединениями изменяется в десятки раз. Отмечена зависимость индивидуального состава фенолов от глубины и пластовой температуры (рис.6). Алкияфекслы из нс$твй

Рис.5.

1 г з i s >i i i в h h 1} /i is" ОТНОШЕНИЕ ПРИСТЛИ!, К ФИТ*Н¥

Связь иеяду отнесением прис-тана к фйтвну и серы к азоту в нефтях Западной Сибиря

СОДЕРЖАНИЕ АЯКИЛФЕНОМ, %

4И-

«ДО

иоа

¿гт

>гшН <

геоа

&0Ш

Ркс.6. Изменение содержания фенолов с глубиной залегания нефтей, % от суммы

Г НОЛОВ.

- фенол; 2 - 2,6-кскленол; 3 -• сумма крсзолов} 4 - 2,4,6-тркматил-фенол

небольших глубин залегания содержат много фенола и крезолов, в то время как в неф-тях с больших глубин существенно преобладают пространственно-затрудненные фонолы - 2,Б-димо-тилфенол и 2,4,6-триметилфенол. Параллель между убылью в нефтях легких аренов и ростом содержания в них низших ал-килфенолов позволила выдвинуть предположение об образовании последних за счет

окисления соответствующих ароматических соединений в ходе биоде-градациа нефти, Кроме алкилфенолов в нефтях методами масс-спект-рометрка, ИК- и Ув-спектроскопии, 1ШР и потенциометрического титрования обнаружено присутствие инданолов, нафтолов, оксибен-еофуранов, двухатомных моноядерных фенолов, а также их различных циклических производных.

АсЗ-дльтосмолистыа вещества. Изучение асфальтенов и смол методами теркичаской деструкции, хроматографа, ИК- и рентгеновской спектроскопии, а такса электронного парамагнитного резонанса позволило выявить ряд новых закономерностей в их составе (рис.?), что в совокупности с литературными данными по современный'и дрей-юш осадкам дало возможность обосновать ведутзде факторы, контролирующие обцее содержанке смол н асфальтенов в нефтях, а также нзкоторыэ особенности их состава. Вне зависимости от пластовой температуры, возраста вмещающих отложений, характера и глубины вторичных преобразований нефтей в залежи, асфальтены и смолы делятся на две больияо группы. Одну из них образует асфальтены,

С «оо

юеа-

* ксо

; 1000 -

обдодгпщо погизекпоВ полекулприой мгссоЯ, с сисокой автгаюрз-цпч-Л пораиалкшЕк цзнтров, пзть'рвхзайоя'гного вакядют ц сера. До?л нсфтеновкх структур в кк: срзшштсльий п ощ гдозт лзггл:Я изотопный состав углерода. Ог.т.|сг»слы!оЛ ссоСснность-'з «тел этой групп» являзтея тс.коа содертшгаз кислорода и п»5С?.еэ *!гтур,лсз"»лс«г,П1ого Бгнзолынта счоли преобдпдкят над акт,**

соболэолма^'и. Колетгсство смол п ссфтльтепоз зтоП группы ь ну*.-глх, как правило, здепко, при стс;« содердсгто смол но темкогэ яротлзает содерглнле ¡мфзяьтсиез.

Другузз груп.ту обр?.г7-' эт зс;Ьлъто:ш и спмг>, со-дер7лнте хотор»«х з нс^тях новэлпко. Молекулярная гэте-са отйх асфальтеаоз и смол гсгсэ, меч в нерпой группе. Таягз существенно гггпкт'З геонгентрашш серн» ппр«?ог-янтзп-тс центров к чотырехго.-лентиого ванрдмя. ГЬтсггекл, доля ст'ртсбснзольммс его:-и н.'фтоповгл: структур в ас-фаяьтокззе. Колпчвстзо е:эл со ;*пого раз больно, чем ос-фзльтеиоз. Ссдерглгвде пке-

лсродй в с5ш8х суг",€ст?.слп!0

инло, та:? в кзрзой группа (табл. I). Ср:пш;:тйглнсз значение теэт тог осфэяьтеш я С'-'ОЛ!! второй группы ПрН,урО"е!П-! К гогягфП шсо:*!*о отпетеглл прпстгша я фтгену (кгл\пр>-

Т~1 3 Т 5 '/.А СФ.

г,г г.з 1.11.5 1.1' 1,2 1.0 м-

С.СЕ з,и ал г;/! 0.3 Смет Рас.?. Шггаиетпо ;"олокуллр:гоГ1 пак-си асфальтенов в зависимости от ах еодертошя 3 НС-фТИ (а). Сзясь 1-8ГДУ еодоргакк-см сери и из>юие>юея доли углерода нафтеновых структур (о) (ко мггерпалгг*. Л. В.СБННТИЦТ'ЛЕС )

зило>2, тогда кягг в первой ста ееяпэдкз сйтало < I). Это сбата-этзльство с уютом кокхрзтлоЛ геологической обстановка условия залегания кефтвП дало возможность вцдвпцуть в качество оспопшго фактора, определимого сбп?св содорааниа асфояьтснов в'сдоя, а тялдо их качественный состав, характер окислитольно-воссткюпч-тольной обстановки бассейна седшеитвцйя.

Асфаяьтонн и смол:! парвой групгш образуется из ОВ, 4осси«й~ п«цил которого протекала з восстшювитвльней обстановка, В ог:«с

услаглиг: происходила окиеодгш кислородом, активно протекали сулц^л-рздукцил, ссернзн;;з исходного 0В ц восстсшсвязнло ванадн" Сократись о? окисления наиболее лабилы-шо соетавлкЕцие неходкого 03 - полккгнашцэшшз структуры а богвшз азото;: бзлковиэ ьсг-остьа. Их пркеугсгаио соп^сстно с серассдерхащшш соэдинош;-Гк~'л и явилось основной пр!1Ч1'.ной образования большого количества асфгдхлчанов и огоя.

Окпслкюльгкз условия фоссклкзацгш 0В прэдопродадяэ? шео-иои содергаа-ке кислорода в асфальтенах и смолах шорой группа. Ш ьтоП ¡за причине из еггетеш выводятся нзнаекдекныэ кислоты и б&даошз сгчоства. Очень слабо протекает сульфатредукцкя и, следовательно, ,осзрне:шэ 0В. Все сто ввилось основной прлчиной шз-• К01'0 содержания асфальтоснолистых вегцеета о нофгях, образовавшее« из окисленного 0В. В подобных условиях процессы образования сисо;:с::олс;уллр;ц.к сс.цеств за счат роакцйй полимеризаций и конденсаций на цду^? далеко (почему асфальтеиц и смолы ше&т нкз-куо колокулярнуо ШХССу) И ДОХОДЯТ В ОСНОВНОМ ДО стадии СИЭЛ, по-роа«о повышено откохзниз скол и есфальтешш.

Таблица I

Содораглшз карбонильной группы в сполох различных ксфгеВ по данным ИК-споктроскошш

) !Содорг.;ана"з !

Гаоцздь, сквазина. гдубш», и ^^^ | Ц/®

' ! ! оти.од. I

СеЕеро-Осганикская, 5, 3020-3040 Елей-Игейолгая, 2, 4080 Гео^зйчесгкгд, 44, 2552-2Е50 Русски, 24, 940-945 Гидгнакт, 101, 2555-2552 Есрхкачасельскья, 155, 2892-2836 ГУ&шзккая, 41, 2955-2957 Ссееро-Варьегянская, 32, 2355-205-1 ,Сшк>-Ягуискса, 84 , 2017-2821 ' КараПская, 2, 2793-2812 Хо:флкс2скг,я, 18, 2433-2443 Русскшсгал, 218, 2762-2770 Кстщьгкаская, 103, 2437-2472 Иовежигодегаа», 4, 2453-2453 (ЬгснсЕагапискал, 140 , 2925-305Э

Ц 60 >15

13 75 о?с.изопр.

га23 60 5,2

ПК! 48 отс.квспр.

ТП26 40 4,1

% »1 35 >15

35 . 2,3

а2 22 >15

% 15 °Х,4

16 1,0

»1 10 1,9

кп 9 0,95

юх 8 2,0

7 1,6

% 7 1,0

Процессы преобразования квфгой э взлояя (прэгаэ гссго -«ичрздедгя я пюэдэтсстообразсашпе} ежесвстетг? иг легкий» асуздыоечоякстг»:: (но по irx нсзосСрагспен:«). Orne-пшше саол к асфаяьт-анам при этой оотсстся itszstxsipim. Гпод-э-грдачпя сказывается isa качественной состава кислородеадергл-гдх структур, входгпдкх в состав скол. В кгогяелэнтх* "с \т.~:: кисхороднко соединения содержат и основном кзт с пнул группу, тогда юти я о:мслетг.>х ярсобаадее? ккеятшв

'1н,чрозлсмептч. Обсбт,ен:5-з глторяаяа по ::ппроа;:огсптап осг-г.:еот!ю с гевлепгогекэт ycso&nn&f гойогапгя i:s$sefl п ссобсн::зг-тя."л я; общего и гкдняидуалького состава пезволиго г«тазг:> г:тд jm-^t шдокюяфвссгай» пролчегзпше «ия на птг'^оду пггфослсгт::-топ ücín-eü и пгзвоаггряс scer.i прогноз их р»чост?е:г:гсго ссст-заа, и оЗ$гга содарзшсгя. Сказалось, что отношения V/Mi^ V/Fe,\^Ti пряно евлаашг с отне^анле.ч сорт :с гзо?у и сСратмо пркггяш к тел;/. Крс*;з того, проиедо1зяг!и иссдсдоганшг-п било усглассяспо, что из весь вшуцсВ з изфглх пжодотся в вссетгяогктсуъяой труп*» рзхвялвнтосЯ форкэ (тайя.2). Лесь в рефтях» обрггаздггзкея "з CD, фоесиянзацяя котсрого протекала в резко вссотккоэт^здъ.чзЗ обстановка (отношения пристала к фотону < I и copa п моту >4-5) крскткчосш! эесь езнедий прэдетазлзн чет'-рэхзалзО осталпмс кзфгях еосстмюзлзншлЯ ванлд:Ш составлю? лг.'"т> ткэ и сотые доли от ого общего содержания. Нофтн» гда представлен глаапнм образом пссстеноэлсшой формеЛ, я лышх количествах содержат Егшадллпорфярлнм. Црякп сг.??"» степей:! йосотгшозяшаогтя занаанл с тракторе:.! оягслдсол^гз-зсс-стгноактгяьноЯ обстгноезся бпгсзПк» е«дш<з!яаг,пя ¿тгп-

аиесет на рзшаэг^гз апизгтз jrerartf! краобраезгптт CD на са-а'та:? и общее содсржака га;фоэяс:пязтоа. Поскольку с паллпянт! еяе-тазкофта {рсфальтеш», сяот, углеводороды) ftcccsrtpoflü-ну различные группу ютреолемштоз, та г-cn вте^пчиз сровзссн» епособше ис:?снять грулпагшЗ состав нефта такта шгяяэт я ка гекг-рос::с;:онтн:Д ссегаэ кефтя* Нозт&у в гзс;-:гл"5У5сг-гл поетроегап всегда следует неясльзовдга <::о ^»рвол'пзкпгнП состая п

долсм, а отдольнт.с; се г^упя, aytno йс$адь?епсв я смоя, гдо сос-рздоточ'ояа еетагшл тасть }71прэ0ле?гс:1Т0я.

ТоЗлйца 2

Содержание общего к четырехвалентного венздяя в сиояак раангк аафгей

Изсторогх.эяпз, скпакииа, ! Тпл. 1 °С ,!Плот- ÎHOCTb, f « ^ ! Содестакме, Î % касс. ( ! СгноскЛ-кс i t Ссдвргл&кле ! ванадия, I. . .Ai. ! i У общ.

глубина, м i W i ; г/см3 i асф. { i 1 S/N î t j д/ф jV-I0" % касс ; V i

! ! i i 1 V064. V+4

Разснсксз, 163, 2922-2939 95 0,891 1,23 7,69 11,6 0,62 83,9 69,6 1,2

Лгжготгаоз, 441, 2898-2S07 90 0,659 1,94 10,18 10,1 0,83 160,3 137,2 1,2

Саамское, 106, 30I6-3II8 100 0,845 0,83 3,40 5,9 0,63 376,6 203,0 ' 1,8

Саль?, ^псе, 163, 2796-2806 121 0,852 0,79 3,73 4,9 0,Б5 195,4 9,6 20,3

Цулъпуяссгоа, 91, 2480-2483 65 0,875 2,74 7,71 0,97 216,9 35,9 6,2

Вак-Егансксо, 109, 976-978 23 0,959 1,90 13,05 4,1 - 164,5 46,1 3,5

Хснгы-гЬкспйсноз, 5, £052-3152 - 0,852 3,92 2,75 4,0 1,76 232,1 <0,3 >773

Сэв.-Верьеганскоо,44,2794-2910 90 0,813 1,74 4,82 3,5 1,75 252,4 <0,3 >840

Сез. -Толыатасгое»303,2947-2354 90 0,844 0,В2 2,26 3,0 6,80 145,1 <0,3 >483

Усть-Часзльстоз, 202,2738-2743 90 0,811 0,03 1,64 1,5 9,20 28,7 <0,3 >93

Ces.-Толькинское,302,2672-2532 о Русское, 24, 930-935 70 0,882 0,46 3,35 1,4 4,84 26,4 <0,3 >66

19 0,937 0,52 9,46 I.I - 65,8 <0,3 >216

Сои: ÎC::OO, 81, 2943-29-58 130 0,810- 0,18 2,83 0,5 2,80 80,8 <0,3 >266

ЧАСТЬ П. ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗШЦШИЯ НШГЕЛ РЛЗЯИЧНОГО СОСТАВА ПО ОСНОВНЫМ ПРОДУКТИВНЫМ 1Ш1ЛБКСАК

Глава 2.1. ДОЮРСКИЕ ОБРАЗОВАНИЯ

В главе приведет! результаты анализов пефтой, получьпшгс >."з отложений палеозоя и триаса. Особоз шййиме удалено природе '/ей коря внветрнваник. Проведено детальное ссиостазетелъиое егс-следованив этих нефтей и экстрактов кз примодкзгрк гзрскпх порсд и отлегданий палеозоя, не затронутых процзссс,!:л эрозии, залегез--цпк кл"в Kopj выветривания.

Использование крягервзз, основагашс на анаши детального состава нофтеЛ и экстрактов из пород, позволило отличить нефга. генерированные ОВ палеозойских отлокениЗ от !\е:|ягой триаса в ври« Нз вызывает сомнений гокез.ю легких парафишютих нзфтей коры оц-встривакия. Высокие отнопэиия пристана к фитвну, обдего ввиедпл к чстнрзхваяонтно:ду, низкое отногенно серы и азоту, большое содержание кислорода в спадах, тяззяый изотопный состаз - вез это однозначно свидетельствует в пользу того, что они били гензркро-вони високоокисленньгми ОВ юра. Иэнео ясен генозке другой группи нофтей кори выветривания. Особенности пх состава указггаазт на то, что они генетически связаны с ОВ, наксг.лонио которого протекало о восстановительной обстановке. Такие ус.*зп::.1 херактерни как для подавляющей части палеозойских отлог.еинй, так а некоторых, хотя i! весьма ограниченна частей разреза нишей вры. Поскольку Cuso показано, что одинаково восстановительные условия а случая карбонатных и терригеннюс отлоганий приводят к накоплении ОВ с су-цзстаекно различным изотопн:.-» составом углзрода, то отличия а изотопном составе играют ведувдо роль в пыдвленки собстзенно палеозойских нефгой. По сравнения с иофтяш при они дожми обладать утяжеленным изотопнкм состапсм.

Глава 2.2. НШБСРЕДНЕЭРСКИЙ КОМПШСС

В глпва приведено сопоставление состава ксфгеП и экстрзлуоэ из пород отлокенай геккесредкеврского каихликса. Для анявланил региональных гезхиинчэских закономерностей рлспростраяешш кофтой различного соствза в пределах комплекса бтп пззтрэсга со~ осввтстзутащэ схематические карты. Сайка тяютю и csprnicsn.) нефти рясяодозеин а рпйрня Сургутского свод--». п ?л1мпй<.г.; 3

КЗГШШаДШШ. В НИХ ЧР* СРДЛйв ИЯПРИЧ ВНЯПГЖ^Я ОГПОС'И'Л; Г;:;.Г'Т:УЛ.

к '¡лтл.;!,у С<1), По горе- удаления от Сургутского свода в Ханта-!Ьпс1:ИскоЯ кзгаггюдшш состав нефтей облегчается, падает содср-Гиянне сари я асфальто-смоласзш вс^осга, растет выход евзтльк ^ракдай, газонасы-.сшгссп-, содержание парована. Зола сг:-я-х легких нефтеП раопел^газтоя на вго-сссто;«, востока к со-£зрз платы.

Параллельно с плотности) 1; сзршстостьо нефтей происходи? захоноыеряоа наиспвят остальных параизтрсв шлекуляриого и йтогдгого состава.. У«еньсонка плотности сопровонзается утя^оязш;-

илотопкего состава углерода и сори, повшсш:!с;; кез-ффяцяентоь ночатнести н~г.лкалов, роете».; ошзазияЯ лата- к оргоксклолу, сео-тачлоикы:: нефтевоз а пятичл-гшал.!, умаимюиием содарз'жш казддис п санедулпорфирш'.оь, всего комплекса парамзтров, отраасги-ях глубину охислитедькой трансформации исходного ОБ.

Осиосгшо omis.cu нефти в пределах коьллокеа ешблзкы и района Краснолегашскоге сссда, гдо пуделей ряд проду<:тиЕК1К пластоз от Ю|2 до Закснглсршго ногчгшник состава по раареэу.отлоте-иий ко иаблэдаатся. Нааочоется о-гадуяавак «зодоиция угякедомкл сосхага кгфтеЗ по г,:арг удахен;;я о? цшираяьноЯ частя сссда к его перифзряа. 3?а оддокциз сохраняемся и за проделала свода. Мес-иороадзшш: Зрк:нсаоо, Яхдлнскоо, Лозжагкое, Кксдорскоз и др. отлкчоэтея П0Еьа',з::;шй плотостка относительно нефтей централи-пол чазтп свода.

Сопэс?юлошш карт жшеигиия состава иефаеЛ с картой папео-таанзра'гур по кро;\?:с отлезоиай тшюаегюя святы из позволяет ечн»

г&зыргяуя/ гсдущим фзктсро» в определении геохшдкчэсюго оЗяякь нс£,тсП. &зднешо '«ша кифта.атеринского ОБ лъклое.ь ссао-8!;оЯ причиной расяраегрсвяш игфтсЯ различного состйза в предо-г&х дозявкса*

Глава 2.2. БШИБ5РС2ШЛ НБШШОКОСШЯ ЮКПШВ

Емвпгаисаая сати В глаза I» основа последних ;-;а1заес, по-;^п50Ю5кк при анализе гду&явш 5: яоворхкостнах проб кафтей раз-■^гдшшх и аксияуагацк&асс: скьелкп, равсмотрона аакс.чоизряости нгфтей пласта Ю| построена схематические карт^, В. шфш пяасга язлаотся в Западной Сибири одними из самых т.:издж, еергшеткх и сиолистак. Зона нсфгей плотиостьэ более

0 Л7СЭ р/с:/1 расположена в центральной части равнины. С запада

1 •:•.» с.'рашчспа зоной замещения пласта Ю^ глинами абалакской свя-гН,~ соэвр.1 и его "она мипчапт Вапиусяое и Туканскоа кесторок-

деяяя соответственно. Восточная граница проходот чсрзз Восточ-но-Сургутс;?се костсроилечко. В рзгкональиси плано пабяпдастся изменение ссстаза нофтай от Сургутского сзода на поете:: п па со-пэр. Поскольку плотность являемся ннтсграяышп обобдеог^п! пара-tiotpou, то характер кзиаиения осталыплс показателей состаза из-фга нашшнгзт изчгтеииэ нсфюЯ различной плотности. Зсна распространения тягзлих нефтэй уваргнно вудсягегсся п'льшг.ул значй-наядо газосодсриаляя и стиот&няя пркотена я фйткгу. В отях пгф-тях киого серн, асфальтеков, скол, иаисдпяворфирннов и друт: одфэолзисктоэ. Дяя них x(?cs!:T"p;ri шеоэтг отисгання сор;* к езогу, ванедня it николи, г.ллесу, г." г.чегну. Г.-гзц, рзстио-рс-к-шз з этих иофтях, икеот с^л'з EUC0KK3 значения козффчцчеи-1'?. суяссгк, т.о. наиболее обогетеыд петако«. Здесь се распола-гсг,тся сскыз пзотопно-лзгкпв по углероду я серз нефти.

Анализ и7,оге;:'.хся представлений о факторах» продопрздолнз-пих и&блодкекне гакономэрности, из позволяет считать кигрэдеэ и катагенез в качества сс-нознк* гтшчкн. Прккцггпиалыт ескио, что по иэрэ удаления от центра к периферия наряду с уиеньезю-ем плотности происходит иззокюсг.) ряда парэкатроо, г.в гавксяг^сг с? птортчньк прсцессоз. В частности., утя^оляэтея кзегопнна состав, растут отношения прнстана к фэтгну, сзр.1 к азму, ката- к ортоксалолу» пэстичдашик нзлггеиоз г: пятиздюгеши, обдэго пена-для к чзтир-зхпалентксму <л т.д.

Сопсставлекко кррт икгеиенги разятазя пзрсиэтроп состава но-фгзй с палеогеографической партой каляозей-сксфсрдсгого бассейна Зсподной Сибири позволяет обнаружить tcf суцзствзгзгуэ аиа-догкэ. Направление изиепгнкя состава na$?o!t совпадав? с пзргхо-дон от типично ыорекмх отлегений зассгалской свита о цзнтрэ it s-з аналогу ка востока и юго-зостскэ - прнбрззио-изреккм и континент алым.1 осадкам каунасской егмти, т.о. параллельно с усэ-яиченцем вероятности окисленяя исходного 03, происходя? зез изменения в качественном составе кофтой. Поэтому кионио сузка та&ташга типа квфгеюгзринсаого 0В лепи? в осконэ н&бяэдеяздх рвшюнады&зс аавоиойврисстей комэизниг. сослепа. нефтвй вагяганс-кой сэмти.

ferteHcnc:tnn свита. В раздела обабнэа »-яогмгл по сестапу нефтзй, подучзкных из отлоягнмй баяэновской святы к ва гдзиюгея ва 33 пяояадях Западной Сибири. Оосбсо вниканий удошю гешгз-.-гл иефггй Салынского кзетороядения. По, рззультдтаи лиакязе. кефтеЗ ;; экстрактов из пород построзна, карта глтг.ъш кгглжжяя п/б для сулзлзний «'ауянопехего горппитп. ¡(«.»iTp^«:^» чтиь рАздккн вы-

дигиггся иулкшя значениями отношения ( < 1).,-Эта область близка распространен!» отлошшяй с содержанием 10¡S С . По мера удаления от центра к окраинам с уменьшении¡ содержания Сг„,п растет

О [JI •

с пиление присшш к фптану до 2 и более. Это обстоятельство ухаанвас?, что ушньсенке С г к периферия происходит не только за снег резбавлтш OB шяюралькой соегавлятацой, но и язляоч-0:1 результатом существенного увеличения дояи аэробнц;; потерь исходного СБ в процесса его фосеилпеац;:;;.

Анализ соотношения форм сери и ааясэа подтверждает этот ви~ Г;сд, Дпагенетпчаекке потери OB в центральных района;: составляет 20-25£, si на периферии иозрастсит до 40-50& и более. По разрезу о^лоханкй бакеноБскоП сюти ь центральной частя решниш продели колебания отношения довольна улкн; 0,8-1,0, тогда как на периферия разках сарьировашя резко возрастает - от О,В до 2 и более, -u'Q свидетельствует о нестабильности условий оеадконакоплення. В подаздякцеа число елучась притоки нефти па бааеновской сеитн получены в центральных районах, либо прлурочени к Юганской и Нэро-лг.ской Епадннагл. За пскяэченясм Бакллиской и Губкинской площадьй г ее нефти икьуг отношение' п/ф около едг.нг.ци п нмее.

Изучение нефгей баяенозской cDim¡ Салдаского месторождения локаоало п:; исклзютельцуо неоднородность (Гончаров, Винокурова, 1904), Ноблздсзтся определенные законог;орности в изменении их состава в предела.: ысстороэдешл. Ссзшэ легкие» нефти располокс-и централе:;ой »mesa. По перз удаления от центра (район 20-27 сжшзш) нефти угл&елкэхеп, с »и растет содержание смол » аефа-г.ътипов, надает газосодерааняо, но rao становится богаче езотда ; сатане?.:. Анализ всего гсохмамосксго материала указшпзт н.ч то, ц;а HsfTB ßaeenüiiCKOii свита енпгенетищ-гн емещащчм отложениям, а • .:6jia/i,£.-:~üiccn раеллчмл в составе обусловлены шкрофацяальной неоднородность» сЕитхл. В пол&су етого свцдотольствуят результат» .хеливев нефтой, получению: при пошгесроальиом испытания разреза J'báOfioECKon свиты, и сопоотовдепяа их с анализами экстрактов но '•':род различных пастей разреза. Оказалось, что содержшше четы-ре:-:салс«гоого иаыедия в аефаяьткве и сполох как нефтой, таг: н .«.еграктоБ изяшыется белее» чем на порядок. При отоы ко ьерхной ■mm разрога получены окстракты и нефти, асфаиьтека и сшли колеса! аксиально обогащены впнадиеи, а к основшшэ банковской :.:,-;ты приурочены исфга бедшз вгкадиш. Примечательно, что в бо-<•5 ,г.1н.-л»о споем подобные нефти получены из высокодебитнмх сква-

- 'VU '

Глаза 2.4. МЕЛОВОЙ НЕЭТЕГАЗОНОСНЦП КОМПЛЕКС

Ачимовская толща. В атомном :л мэлеггулярнсм составе нефтей ачимовской толщи наблюдаются те i.e основное закономерности, что и в нефтях никезалегвощюс юрских отложений. Высокая сернистость, низкое содержание парафинов, обилие асфальтоснолкстых веществ и микроэлементов, наряду с легким изотопным составом, низтага зна-чзниями отношений пристана к фитану, тестичлошшх нефтевоз к пя-тичлзгашм, мета- к ортоксилолу и высокий серы к азоту характеризует нефти ачкаовской толщи Широтного Прпсбьл. Есе вместе это указывает на то, что они были генерированы ОВ, накоопеше которого протекало в восстановительных условиях. С другой стороны, все перамотри состава нефтей северных и mmsc районов указывают на глубокую окислительную деградацию исходного 03.

Валанжин-готеривские отложения вклэчеют в себя ззлези кофта в пластах Эти залеки в своей совокупности представляют

две субмеридионально простираюкдееся полосы: Сургутско-Уренгойс-кув и Никнэзартовско-Тазовскую. Зона тяткелых и сернистых нефтзй с плотность» более 0,670 г/см3 простирается с севера на ог от Коллзктивного поднятия на севере через Сургутский свод до северного борта Верхнедемьянского мегавала нз юге. Восточное и севернее этой эо!м расположены более легкие нефти. Параллельно о плотность» и сернистостыа нефтей закономерно изменяются есэ остальные параметры их состава: бензины, н-изолренацдкые алкали, ¡?сото~ пный состав н т.д.

Характерной особенностью нефтей пластоз .группы Б в отлична от залекай нижележащих горизонтов является наличке бодыгога числа бнодаградмрованкш: залежей. На их доля приходится больгэ половики всех залежей, гдз ртмечены признаки бкодзгрздацяя. Все еяя отличается небольиой глубиной дзгрздащот и тяготеэт к скраякши районам.

Роль латеральной миграции на форсированна состава нефтей удобно проследить на примере пластоз группы В, поскольку зоны распространения этих нефтей совпадают с ввделзнншет рядом авторов путями миграции флюидов с севера в Широткоз Пряобье, В частности, проверка одной нз таких гипотез (Дэдеев, Куликов, 1977) показала, что изменения состава нефтей в "нгфтепроводкар« поясах" носят прямо противоположную направленность той, которая должна существовать в случав миграции. При этом наряду с о9эдш обвккоа происходит существенное 'изменение параметров ыоявкуд»яр«ого и атомного состава. Ни в каком лабораторном эксперименте, модчлируя*-

с]ем миграции в видком виде или в виде растворов в газе или воде, невозможно добиться изменения валентности ванадия, соотношения четных н нечетных н-алкаиов и т.д.

Готерив-аптскиа отлояения вклпчапт з себя пласты групш А. В региональном плане в распространении нефтей различных геохимических типов прослеживаатся те же закономерности, что и для нефтей нижележащих горизонтов. Закономерности, эти отражают изменения состава нефтематеринского ОВ. Геохимический облик многих нефтей, пластов группы А, унаследованный от ОВ, существенно изменен биодеградацией, поэтому они являются удобной моделью для иллюстрации влияния биодеградадии на углеводородный состав. Такие параметры, как отношение шестичленшк нафтенов и пятнчлен-нш, мета- к ортоксилолу, пристана к фитану не искажаются при биодеградации. С другой стороны, отношения изо- к н-алкаиам,сум-кы ксилолов к этилбензолу увеличиваются в несколько раз. Отличительной чертой геохимии нефтей пластов А является наличие в ряде залежей газоковденсатных Еапок. Шло показано (Гончаров, 1983), что они имеют вторичцуо природу и произошли за счет растворения части легкокипяцнх компонентов нефти в метане, который образовался при биодеградации нефти.

Апт-альб-сеномаиские отложения венчают нефтегазоносный разрез. Подавляющее большинство нефтей являются самыми биодегради-рввгшнь&ю из всех нефтей Западной Сибири, чему способствуют благоприятные для развития нефтяной микрофлоры пластовые температура - 20-40°С. В тех некногочислешшх случаях, где пластовая температура внао 70°С, биодеградация не идет, и нефти сохранили свой первичный состав. В составе биодеградарованньк нефтей есть черты общности и различий. Глубокая деградация способствовала потере «агких фракций, н- и изопреяоидных олканоэ, что привело к увели-чэниэ содержания асфальтосмолистых веществ, и ароматики. Однако биодэградация не смогла нивелировать принципиальных генетических различий в составе, унаследованных от ОВ. Такие параметры состава, как изотопный состав, отношения смол к асфальтенам, серы к азоту, при этом не изызнклись и укаэыв&от на различную фациаль-ную принадлежность генерировавшего их ОВ. Анализ условий залегания эпос нефтей показывает, что в большинстве своем пластовые температуры не достаточны для того, чтобы обеспечить необходимую степень зрелости ОВ для генерации нефти и эмиграции ее в коллектор. Вероятно эти залежи являют собой немногочисленные примеры миграции.из нижележащих горизонтов. С другой стороны, нельзя

полностью отрицать возмогностъ ¡ос генезиса. за счзт собственного СВ, поскольку о прогибах на севера ыо^пость понурской сшты, которая ног.ет служить нефтеютеркнской, достигает 1500 м и оз ниг-1:ио горизонты вступили в зону благоприятных для процессов кефто-образовешя тзрмобарических условий.

Глава 2.5. РОЛЬ ВЕРТИКАЛЬНОЙ МИГРАЦИИ В ФОРМИРОВАНИИ

СОСТАВА НЕ5ТЕЙ

В главо рассмотрены пркше и косвокдоэ изтоды доказательства отсутствия или наличия вертикальной гаграцу.и. Пр'лзздекы результаты анализов состава кефтвй по разрезу ряда типачкик нного-пластовых месторождений из различных нефтегазоносных областей Западной Сабкря. Их рассмотрение позволяет выявить сбщуа для зсех месторсадений закономерность - г.одвертеииссть иэфтзй верхних горизонтов, где пластовая температура нкяз 70°С, бяодэграда-ции. В залеяах, располояенншс нже зоны бкодвградацпи, кзт закономерного изменения состава с глубиной, хотя диапазон изменения различных параметров достаточна ей рок. На примера дэтальных сопоставительных анализов нефтей 21 аалеян Ван-Егаксксго мастороа-декия и экстрактов из глин отобранных вше и нияе эаясяей показано отсутствио вертикальных перетоков. На ¡триисрэ Северо-Варь-еганского месторождения показано отсутствие» перетоков мзкду гиастами ^ и Ю|, хотя гас и разделяет всего 40-м рликястий экран. 05 этом свидетельствуют особенности молекулярного состава этих пзфтей. Например, по отнозенио п/ф ока отлкчпатся на порядок. На этом же кесторогденяи весь комплекс проводонкых пселадосЕкай доказывая? миграции флюидов иэ врских отло&екай в кору Ешотра-«ания палеозоя и формирование в нзй эалеяи нефти за счат прского 0В. С другой стороны,исследования показали, что здесь па всклочен переток из подошвы тюменской свиты в зо кровхэ - пласт Э^.

В целом рассмотрение аансноиэрностей изменения состаза неф-гай по разрезу многопластовых мастсровдений кэ дает основшшй для вывода о наличии существенных ыеярэзервуарных пзретокоя. Вероятно, маситабы этой ^грации ограничиваются проникновением вро-ких нефтей в кору выветривания и, возшзето, формированием сено-иаиских залезай.

ЧАСТЬ Ш. ГЕНЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОБЩНОСТИ И РАЗЛИЧИЯ КАЧЕСТВЕННОГО И КОЛИЧЕСТВЕННОГО СОСТАВА УГЛЕРОДСОДЕРЖАЩИХ ФШЩОВ

Раздел поевящея рассмотрению единой системы "нефть-конденсат-газ", поскольку правильное понимание причин, обусловивших их соотношение и закономерности в составе, является фундаментом для обоснования комплекса геохимических критериев, прогноза качественного состава нефтей и их запасов.

• Глава 3.1. ПРИРОДА КОНДЕНСАТОВ И ГАЗОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Конденсаты. Рассмотрение условий залегания и детального состава конденсатов Западной Сибири позволило выделить среди них два совериенно отличных по своему генезису типа. В основе деления лежит различное происхождение жидкой и газовой составляющей конденсатов. Первый тип конденсатов близок выделенным в литературе ({Максимов, Ботнева и др., 1977) первичным конденсатам, а также конденсатам и тфтям типа "А" (Конторович, Стасова, 1976). Он образуется пра взаимодействии газа, продуцированного существенно окисленным ОВ с жидкими углеводородами, также генерированными этим ОВ. Как в Западной Сибири, тан и в мире в целом этот тип конденсата является самым распространенным. Второй тип конденсатов условно назван нами конденсатами биохимического происхождения. Он образуется за счет растворония части жидких углеводородов нефти в газе, образовавшемся при биодеградации этой же нефти в залеки. Число конденсатов второго типа существенно меньше, чем первого. Их распространение контролируется прежде всего пластовой температурой, т.к. вше 70°С активность нефтяной микрофлоры значительно падает.

Поскольку конденсаты первой группы продуцированы окисленным ОВ, то все особенности их состава прямо указывают на это (высокие отношения пристала к фятану, шзс^тичленных нафтенов к пяти-членным, матаксилола к ортоксилолу, тяжелый изотопный состав, преобладание нечетных н-алкалов и т.д.). Отличительной чертой состава конденсатов второго типа является отсутствие или очень низкое содержание н-алканов. В бензинах наряду с н-алканами часто отсутствуют арены. Бензины в основном представлены нафте-ня»!и и кзопарафинями. Газовая составляй,;яя таких конденсатов су-:ц'.ттвонио обогацепа могачем. Иру. тон метан имеет очень легкий

изотопный состав. Конденсаты первого типа распространены в Западной Сибири на средних и больших глубинах, где температура вина 70°С, а исходное ОВ подверглось существенному окисления на стадии.осадконакопления. Конденсаты второго типа приурочены к верхним горизонтам, где возможно активное протекание процессов биодеградации.

Газы. Рассмотрение состава нефтерастворенных газов глубинных проб всех разведочных скважин Западной Сибири позволило выявить ряд новых закономерностей в их составе и показать теснуп связь с особенностями состава нефтей. Шроко известные закономерности изменения состава с глубиной, выражающиеся в росте содержания метана с уменьшением глубины, облегчении ого изотопного состава, увеличении доли изобутана относительно н-бутана, обусловлены бкодеградацией нефтей и проявляется лишь в зоне температур ниве 70°С. Статистическая обработка данных по составу нефтей и растворенных в них газов, как по Западной Сибири, так и в целом по СССР показала одинаковый характер связей. Важно, что ни один из параметров состава газа не имеет значимых связей о пластовой температурой. Общая газонасыщенность нефтей имеет высокие коэффициенты корреляции о плотностьа дегазированной нефти, содержанием в ней серы, смол, асфальтенов и парафинов. Положительные связи обнаружены также иокду гааосодерханием и отношениями шеетичлекных нафтеиов к пятичлениым, мета- и ортоксилолом (рис.8), суммой ксилолов к етилбензо-лу, в то время хаи связь с отношением серы к азоту отрицательная, Оточена отрицательная связь можду газонасыщенность» и "сухостьо газа". Обнаружены корреляционные связи между отношением этана к пропану и содержанием парафинов, а также отношениями вестичленкых нафтеноз к пятичленныы, орто- к мета-ксилолу, суммой ксилолов к ятиябензолу, пристана к фита-

"Я*

»1

Рис.8. Изменение состава бензинов и изопреноидов нефтей в зависимости от отношения нефти к газу

ну. Наличие этих связей указывает на то, что в зоне отсутствия гипергенеза, как общая газонасыщенность нефтей, так и особенности компонентного состава газа существенно зависят от типа нефте-ыатеринского ОВ, превде всого степени его окисления в процессе осадконакопления.

Глава 3.2. АНАЛИЗ СООТНОШЕНИЯ РЕСУРСОВ НЕЖГЕЙ РАЗЛИЧНОГО КАЧЕСТВЕННОГО СОСТАВА

Так как все особенности молекулярного, атомного и общего состава нефти в той или иной мере отраяажт тип нефтематеринского ОВ, прежде всего характер его окислительной деградации в процессе фоссилиэации, то было проверено, насколько это отражается на его способности генерировать углеводороды. В качестве меры глубины аэробного окисления ОВ было выбрано отношение пристана к фита-ну. Оказалось,что наибольшим генерационным потенциалом обладает ОВ,продуцирующее нефти, гдо это отношение около единицы (рис.9).

Окисление ОВ (высокие значения отношения п/ф) приводит к

потере его основной массы, а также к глубокой перестройке структуры, что и является причиной его низкого потенциала. Анализ обширного материала по способности разных типов ОВ генерировать нефть и газ в сопоставлении с данными по Западной Сибири позволил обосновать вывод, что решающую роль играет не происхождение ОВ, а глубина его окисления.

С величиной отношения пристана к фитану связаны практически все остальные особенности состава нефтей. Поэтому максимальными запасами обладают залежи, содержащие нефти с повышенным количеством серы, азота, асфальтосмолистых веществ,микроэлементов и ва-надилпорфиринов. Наоборот, исключено образование гигантских скоплений нефтей легких, малосернистых, парафинистых. Этот вывод

& к Й ■

»» -3 о

ёг-

1- • •—— —— — и

—г— < ■■■ ,«*«•..*...,-,—?—г 2 3 —!-11-!—— 4 1Б

ОТНОШЕНИЕ ПРИСТт к ФИТАНУ

Рис.9. Связь мееду запасами и величиной отношения п/ф

- нефти

•— с учетом газа

вытекает из механизма формирования ОВ различных генетических типов и подтверждается на примере не только Западной Сибири, но в цэлом по всем месторождениям мира.

Глава 3.3. КЛАССИФИКАЦИЯ НЕ2ГЕЙ И ГЕОХИМИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ПРОГНОЗА

Классификация нефтей является созокупность» прэдставлений автора на природу факторов, контролирующих состав нефтей. Вопросами типизации нефтей Западной Сибири заткались Ф.А.Алексеев, М.А.Галимов, А.Н.Гусева, В.А.Ершов, В.Ф.Камьяноа, А.Э.Конторо-зич, Л.П.Клицушина, Л.С.Озеранская,'О.Ф.Стасова, М.Я.Рудкевкч , А.В.Рыльков , Н.В.Юдина и др. Клпчевш моментом в классификации является выбор ведущих факторов, определявших состав нефти. Статистическая обработка данных по составу нефтей совместно с современными и палеотемпературами не позволила выявить для нефтей Западной Сибири критериев, по котором можно было вести оценку глубины катагенеза. Анализ литературных данных по нефтям н современным осадкам, а также обработка материала по различным составляющим нефтей Западной Сибири не позволили нам отыскать параметры в составе нефтей, по которым можно было бы проводить оценку вклада того или иного типа исходной биомассы (зоо- или фитопланктон, высшая растительность). Пройдя биохимическую переработку во время седименто- и диагенеза исходное ОВ в значительной мэре теряет свои особенности, обусловленные типом биопродуцента и приобретает новые, обусловленные преяще всего глубиной его окисления. Поэтому целесообразно ввделение двух крайних типов ОВ, дащих соответственно начало двум резко отличным типам нефтей Стабл.3). Восстановительная обстановка осадконакопления приводит к тому, что основными процессами преобразования ОВ являются реакции гидрирования, циклизации и полимеризации ненасыщенных структур, а также его осернение. Такое ОВ, обладал высоким иефтематеринским потенциалом, продуцирует нефти тяжелые, сернистые, смолистые, с низкими отношениями пристана к фитану, смол к асфальтенам, общего и четырехвалентного ванадия, оестичленных нафтенов к пятичлен-ным, мета- к ортоксилолу.

Охислительная обстановка является причиной глубокой окислительной деградации исходной биомассы ОВ. При этом даже типично морское планктогенное ОВ приобретает черты, присущие гумусовому ОВ (гумоидный тип по О.Л.Редченко, В.А.Успенскому). Нефтемате-

ринский потенциал такого 08 крайне низок. Оно продуцирует лишь незначительные количества легких, малосернистых, парафинистых нефтей, а чаща всего гаэоконденсатов. Обычно такие нефти называют катагенно измененными.

Нефти этих двух типов практически по всем параметрам состава не перекрываются. Между этими крайними типами существуют переходные формы, различия между которыми не столь контрастны. В благоприятных условиях нефти в залежи могут бить биодеградирова-ны. За счет этого в их составе появляется ряд общих черт, по которым можно легко оценить глубину биодеградации, но в то же время остаются характерные особенности (генетические метки), по которым их удается отнести к первому или второму тиду. Под влиянием биодеградации происходит резкое уменьшение содержания углеводородов легких и средних фракций, среди которых в первую очередь исчезают соединения н-строения. Параллельно с углеводородами изменяется состав гетероатомных соединений: растет доля тиофенов к низших фенолов» изокислот, а также увеличивается соотношение кислотного и кетонного харбонила.

Геохимические критерии должны позволять решать задачи диагностики перспективных отложений и определения нефтематеринско-го потенциала, прогноза качественного состава флюидов и проведения корреляции: "нефть-ОВ нефтематеринских отложений'1, "нефть-нефть*, "нефть-ОВ-конденсат". Диагностика перспективных на нефть отложений должна быть основана на использовании параметров, прямо указывающих на благоприятные условия фоссилизации 0В. Поскольку наивысшим потенциалом обладает 0В, накопление которого протекало в восстановительных условиях, то все особенности состава нефтей и экстрактов, унаследованные от такого ОВ (табл.3), могут быть использованы при оценке перспективности отложений. При прочих равных условиях предпочтение следует отдавать отложениям, где кероген содержит облегченный изотопный состав углерода и в нем велико отношение серы к азоту. В экстрактах из таких пород отношение пристана к фитану около единицы или ниже, доминируют четные н-алканы, много ванадилпорфиринов и серы, никеля меньше, чем ванадия, при этом последний представлен четырехвалентной формой. Это хорошо видно на примере баженовской свиты. Высокий генерационный потенциал ОВ отчетливо диагностируется по большой концентрации ванадия и низким значениям ц/ф и концентрации карбонильных групп (рис.Ю).

Предложенное нами отношение пристана к фитану было испояь-

« CM

- $

«rt О

tjoV- -

л1 s

8 S

TS г

c "5 <S # •

« m Y к £ м-

^ С O i

Э = ftl <

О О С -

^ 5 ?

s a \

3 -X X

TI Ь »

О В ^

ё I »

л л

Í i

1 *

I s

в ы

£ g A A

AVA

<ь»

? О ^ S

» О»

A WA o» cu 8 S

А ЛЛ V А Л ЛА

^ м ^ Г

OI О «J О Ol *

avaavvavaa

оВиООиОЙии fe о* ш х} о N

V V

¿i Aj

WAV

¿j о §

ся Ф v>

VWVAVVA W

e o« wo « o w wo u

V V AVVA A VVV ЛV АVVV

О < О К U О №

8 8 S 5

w f ? ?

S и HM

О e

Ы X X JC

Se » Ï »no

- on

ж • •

Ç" < С j? t

Ç ¡X ©

? < т" ~ г

i» С- о

«р ч -Ç- Ч С

ê 1

Е tr

* < I

»i s \ u s

о о

ж?

¡f с

м о

§ 3

•t* о

Ä fi

ЛЛАVAV VA

OOOtnO»-OC CT» о ГО

Е С.1 Ъ'

-S

р Е5

й ä

s g

s =

о г

VVVVAAVA

(imboio-oo

AV 3 о

w <3*

4î

№ e ¡3 s s .

о S о о о

Vi л?

ЛЛЛAVVAV

О »- »о о

oooo

V о м №

VW AVA A V

8о i

AV te,

_ b) Сл О

fe !в

ta Ok

» s

a: о г Ja

тоа too аму*сммг/10Ог

Н,м

гио

2Ш

Рис.10. Изменение содержания асфальтенов и смол (в) в экстрактах по разрезу баженовской свиты; концентрация в них 4-х валентного ванадия (а); изменение отношения прис-тана к фитану (б) и карбонильной группы в экстрактах (г)

зовано В.И.Шпильманом(1984) в модели количественного прогноза нефтегазоносности вместо доли сапропелевой составляющей, а также в оценхе коэффициента фоссилизацин. За счет этого удалось повысить коэффициенты корреляции фактических и расчетных плотностей sanacos по мезозоя Западной Сибири с 0,72 до 0,91, что является фахтически предельной величиной, если учесть, что ошибка при подсчете запасов составляет 20-3056.

Отмеченные на примере Западной Сибири особенности молекулярного и атомного состава нефтей и экстрактов, указывающие на вы-сохлЯ генерационный потенциал нефтематеринсхого 08, находят хорошее подтвервдекне на примере мировой статистики. Нефти из богатейших месторождений Ближнего н Среднего Востока, Южной и Северной Америк* обладает тем жэ набором параметров молекулярного и атомного состава, указывающих tía восстановительные условия фоссилизацкя, генерировавшего их 0В. С другой стороны, высокие значения отношения пристана к фитану, низкая сернистость и т.д. нефтей и конденсатов Австралии, Новой Зеландии, Колумбии и Нигер«! убедительно свидетельствуют о существенном окислении их иефтематерянсхого 0В и его невысоком генерационном потенциале.

В табл.3 приведены также параметры, изменясщиеся под влиянием биодеградации. Они указывают на разрушение залеяи и уыень-вение ее запасов. Кроме того, они позволят' однозначно прогнозировать своеобразный качественный состав подобных нефтей (отсутствие парафинов, большое содержание нафтенов, высокий выход масляных фракций и т.д.), что представляет большой интерес при пла-;нярг»вании их переработки.

- -ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Результаты проведенного комплексного анализа состава неф- . тей и выявленные закономерности и* распространения в пределах Западной Сибири дают основание рассматривать нефть и вмецедз^е ее породы как единую систему генетически взаимосвязанных Друг с другом элементов и позволяют предложить геохимические критерии оценки перспектив нефтегазоносности отложений, а также давать прогноз качественного состава флюидов.

1. Изучение состава н- и изопреноидных алкаков в нефгях и экстрактах из пород показало отсутствие закономерного уменьшения доли нечетных н-алнанов с глубиной. Наоборот, нефти и экстракты из нижне-средневрских отложений часто содержат повышенные количества нечетных н-алканов. Отсутствует связь отношения пристана к фитану с пластовой температурой, но отчетливо прослеживается его- зависимость от фациальной принадлежности отложений. На состав алканов огромное влияние оказывает процесс биодеградации нефтей в залежи. Под его влиянием происходит смещение максимума молекулярно-массового распределения а высокомолекуяярнуо область. Вначале утилизируются н-, а затем изопреноидные алканы. Примечательно, что биодеградация протекает в запеки, в то время как в окружающих залежь глинах процесс нз идет.

Отмечено повышенное значение отновения пристана к фитану н содержания нечетных н-алканов в конденсатах, хотя а модельных экспериментах не наблюдалось изменения этих соотношений..

Выполненный анализ н- и изопреновдных алканов позволил впервые установить ряд ранее неизвестных закономерностей. Оказалось, что отношение пристана к фитану и соотношение четных а нечетных н-алканов состава С^-С^д обнаруживают тесные корреляционные связи со многими параметрами группового, молекулярного я атомного состава нефтей. В связи с этим дано новое теоретическое истолкование роли различных факторов в формировании состава нефтей. В частности, основной причиной существования нефтей легких, малосернистых и парафичистых, является не катагенез и не миграция, а природа нефтематеринского ОВ, которое было подвергнуто существенному окислении во время фоссилизации. В то же время тяжелые, сернистые и смолистые нефти не всегда являются следствием процессов вторичного преобразования о залежи. Подобные нефти генерирует ОВ, фоссилиз&ция которого протекала в резко восстановительной обстановке.

2. Выполненные нами исследования состава бензиновых углево-

- зэ -

дородов подтвердили обнаруженные ранее в" других регионах закономерности: под влиянием биодеградации резко увеличиваются отноеп-ния изо-/н~алканы и 3-метил-/2-метилалканы. Кроме того, нямй показано, что биодеградация приводит к увеличении отношения суммы ксилолов к зтилбекзолу и падении общего содержания Ароматических УВ в бензинах. Среди алканов устойчивость к биодеградации уменьшатся в ряду: н-,<моно-,<би-,<триэамещенные алкаш. При одинаковой степени звмещекности труднее усваивается микроорганизмами геминальнозам&щенныз структуры, а также молекулы с меньшей длиной участка цепи, свободной от заместителя. Нами предложен механизм селективной утилизации углеводородов микроорганизмами. В осново его лежит избирательное растворение в липидной оболочке и диффузия к внутренней поверхности клетки.

Показано, что соотношения м-/о-ксилолов, 6-/5-членннх н&ф-тенов, суммы ксилолов к этилбензолу коррелируют между собой и рядом других параметров состава нефти. Сделан вывод, что наблюдаемое особенности состава бензинов на обусловлены течением вторичных процессов преобразования нефтей в залежи, а унаследована от нзфтематерянокого ОВ. Предложен механизм, объясняющий состав Ёскзияоэ различным соотнесением реакции окисления, гидрирования й шишфодагая в прсцгссе форлгроеатм состава нефгематеригено-ГО 00.

3. Шсс-свектрсметрйческоэ изучение группового состава выс-гах ипфгежгвих я ароматических соединений показало, что нефти сэрнистно п смолистые содержат иного прогнатических УВ, среди которых доаакнруат яоноцихлкческиз структуры. Нефти легкие, нало-езршетыз К варафишетые содержат кало араноз, но они представ-леш глагнш образом поляцшыгачэсккми соединениям;!: флуорешми, елтрацзнеий, феиантренак» и пи ре нами.

В парафйнястах нефтюс иаяо моно- н полицикланов. В нефтях с ннгккх отноаоняеа пристана к фитану, смолистых и сернистых того паянцжланоз, а том числе реликтовых структур - стеранов и гопанов. Процесс бнодеградации ведет к общему накопление цик-| лнчаских структур а нзфти, среди кото|)ых уменьшается доля моно-циклансв.

Предложено новое теоретическое объяснения некоторых наблю-; даемых закономерностей. Основным фактором формирования состава циклических углеводородов является соотноиение реакций окисления, гидрирования и циклизации ненас$дкенных структур исходного ,' материала. Исходя из этик положений, сбогаденность легких пара-

фикисгых нефтей полициклическими аренами является следствием преобладания реакций окисления и циклизации над реакцией гидрирования. Снижение роли реакции окисления приводит к увеличении общего содержания циклических соединений.

4. Исследование гетероатомных соединений дало возмоетость высказать предположение о ведущей рели условий фоссилиэации ОВ и дать принципиальную схему формирования их состава. В восстановительной обстановке сохраняются от окисления ненасыщенные жирные кислоты, полимеризация и циклизация которых дает начало всей гамме высокомолекулярных соединений. Поэтому образующиеся из восстановленного ОВ нефти содержат много асфальтосмолистых веществ. В них количество смол и асфальтенов соизмеримо. В слабовосстановительной обстановке за счет окисления ненасыщенных соединений образуется мало асфальтосмолистых веществ. Процесс доходит главным образом до стадии смол. Пазтому э иэфтях, о.бра-зовавяихся из окисленного 03 смол во много раз больше, чем асфальтенов, а асфальтены имевт молекулярную массу анатдтэльно нн-ае, чем в нефтях из восстановленного ОВ.

Влияние окисленностн ОВ на составе смол сказывается в увеличении содержания карбонильной группы и роста доля сшгртобеи-золькых смол относительно бензольных.

Процесс биодеградации нефтей в залежи приводит к общему увеличения асфальтосмолистых веществ, а также увеличении доли кислотного карбонила относительно кетонного.

Предложена схема происхокдения и аволоцим азот- и серосодержащих соединений в нефтях. Количество сере» в нзфтюс преяде всего зависит от интенсивности процесса сульфатредухции а ходе диагенетического преобразования ОВ. Содержание азота в нефти лимитируется степенью дерзотирования исходной биомассы на стадии аэробного окисления ОВ. В связи с этим дана новая трактовка геохимическому покааатело сера/азот. Цредложено его использовать на как критерий катагенеза, а как меру анаэробного окисления исходного ОВ.

Дано объяснение преимущественного нэхоадения тиофеновых структур в некоторых нефтях. Аномально высокое их содержание относительно других классов сераорганических соединений является следствием их большой устойчивости к биоразложенио.

Выявлена взаимосвязь кикроэлемакткого состава с рядом других параметров нефти. Нефти с низкими отношениями пристава к фи-таиу и высоким серы к азоту содержат много микроэлементов, ос-

новным среди которых является ванадий. Впервые показано, что не во всех нефггях ванадий находится в четырехвалентной форме, а лиаъ в тех, которые образовшш из восстановленного 0В. Окисленное 0В дает нефти с низким содержанием микроэлементов, особенно ванадия. За счет этого увеличивается процент никеля и железа. Резко падает доля четырехвалентного ванадия, что отражается на содержании ванадилпорфиринов.

Б. Впервые выполнены определения изотопного состава углерода кислот и азотистых оснований нефтей. Показана взаимосвязь изотопного, молекулярного и общего состава нефтей. В терркгенных породах обогащены легким изотопом углерода нефти тяжелые, сернистые, смолистые, с низким отношением пристана к фитану. Дана принципиальная схема формирования изотопного состава углерода 0В я нефтей, в основе которой лежит предположение З.М.Галимова о роли минерального скелета биопродуцентов и обнаруженная автором зависимость изотопного состава от степени окисленности 0В.

6. Изучение газовой составляющей нефтей позволило выявить рад закономерностей в изменении ее состава. Нефти тяжелые и сернистые имеют ниэкув газокасвденность. Они обогащены метаном и азотом. В них пропана больше, чем зтана. Нефти легкие и парафя-нпстые содержат значительно больше газа, который обогащен гомологами метала. Сделано предположение, что причиной наблюдаемых валскоыарностой являются не миграция и на рассеяние газа через пзкрыску, а особенности состава генерировавшего его нефтсмате-ринского ОБ. При этом 0В, фоссилизация которого протекала в сла-бовосстаковитольной шш окислительной обстановке способно генерировать значительно бодьсо газообразных углеводородов, чем жидких, Углерод метана таяих газов существенно обогащен тяжелым кзотопоц. Еиодеградация нефтей сопроаоадается образованием изотопно легкого мотанз.

7. Выполненный анализ обашрных литературных данных по влияние различных факторов на формирование типа ОВ в современны* и древних осадках, а также вся совокупность установленных в работе закономерностей указывает на то, что в определении типа (а, следовательно, и образующегося из него флюида) основную рель играет но вид биспродуцанта, а условия ого фоссилиаации, среди которых ведущее место занимает характер окислительно-восстановительной обстановки.

8. Обнаружена связь атомного, молекулярного и общего состава нефтей с величиной их запасов, которая обусловлена едиными

условиями, контролирующими качественный состав ОВ и его количество на стадии седименто- и диагенеза. Рост отношения пристана к фитану, увеличение содержания карбонильных групп в смолах и уменьшение четырехвалентного ванадия параллельно с уменьшением запасов нефтей дают основание в качестве ведущего фактора ввд-винуть процесс аэробного окисления исходной биомассы.

9. Детальный анализ особенностей молекулярного и атомного состава жидких и газообразных флюидов совместно с геологической информацией позволил обосновать комплекс геохимических критериев на основе которого можно проводить корреляции типа: "нефть-нефть", "нефть-ОВ", "нефть-конденсат", давать характеристику ОВ и, следовательно, оценивать перспективы отложений на флюиды определенного качественного состава; выполнять оценку глубина гипергенного изменения нефтей в залежи.

ОСНОВНЫЕ ОПУБЛИКОВАННЫЕ РАБОТЫ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Исследование неуглеводородных компонентов, ввдеяенгол. кз керосиновой фракции тетрахлоридом титана (а соавт. с Туромза С.П., Елецким Н.П., Пвюсииным А.Н.).-Нэфтехйыия, 1976. - Т.16 -8 I,-С.149-154.

2. К вопросу о составе нефтяных фенолов (в соавт. с %*ла-ченяо В.И.). Нефтехимия, 1978. - T.I8. - » 5. - C.8I6-S2I.

3. Исследование состава фенолов нефтей Западной Сиб.тря {в соавт. с Кулаченко В.И., Гальпернсм Г.Д., Луговиком G.A.). - Нефтехимия, 1979. - Т.19. - » 5. - С.213-219.

4. Изучение состава изомерных фенолов в западносибирских нефглх (в соавт. с Кулаченко В.И., Луговике»« Б.А., ИегекрозскоЯ Г. Б.). - Геология нефти и газа, 1979. - 1? 7. - С. 19-21.

5. Изотопный состав углерода и азотистых оснований кефтей Западной Сибири (в соавт. с Вышемирсккм B.C., Доильняцыидо Е.®.). - ДАН СССР, 1980. - Т.252. - J? 3. - С.687-690.

6. Исследование нефтяных жирных кислот {» соавт. о Кулаченко в В.И.). - Проблемы нефти и газа Темени, - Тюмень, 1980. -Вып.46. - С.7-10.

7. Исследование группового состава нефтяных фенолов соавт. с Туровым Ю.П., Кулаченко В.И., Балеггянинш О.Н.). -Проблемы нефти и газа Тюмени, - Тюмень, 1980. - Вил.40. -

С.18-21.

8. Исследование азотистых оснований сирых нефтей исподом

масс-спектрометрия (в соавт. с Лазаревым A.C., Жильцовым К.И.).

- Нефтехимия, 1981. - Т.21. - Ц> 5. - С.748-751.

9. Сравнительный анализ углеводородных и неуглеводороднщ: компонентов нефтей и продуктов синтеза из окиси углерода и водяного пара {в соавт. с Рыльковьм A.B.): Происхождение нефти и газа, нх миграция и закономерности образования и размещения нефтяных и газовых залежей. - Республиканское совещание. Тез.докладов. - Львов, 1961. - С.35-37.

10. Изотопный состав углерода и изопреноидные углеводороды нефтей (в соавт. с Крашиным Д.И.). Органическое вещество в современных и ископаемых осадках. Всесоюзный семинар. Тез.докладов.

- Ташкент, 1982. - С.206.

11. .Изопреноидные и нормальные алканы - показатели геохимической обстановки (в соавт. с Нестеровым И.И.). Органическое вещество в современных и. ископаемых осадках. Всесоюзный семинар. Тез.докладов. - Таакент, 1982. - С.163-165.

12. О связи состава углеводородов бензиновых фракций с составом изопреновдных углеводородов и физико-химической характеристикой нефтей (на примере нефтей Западной Сибири): Молекулярная геохимия нефтегазоносных отложений Западной Сибири. - Тюмень, 1982. - ВылЛ74, - С.27-35. Тр. ЗапСибНИГНЙ.

13. О взаимосвязи углеводородного и изотопного состава нефтей (в ссавт. с Нестеровым И.И.). IX Всесоюзный симпозиум по стабилыаоз нзотопаа в геохимии. Тез.докладов, М., 1982. - С. 60-62.

14. Изолреноадныа углеводороды в нефгях Западной Сибири (в соавт. с Рыльковьм A.B.). - Геология нефти и газа, 1902, - № 4,

- С.23-29.

15. Карбонилсодерхадаа соединения в кефтях Западной Сибири (в соавт. со ЗеоздовоЯ И.Г., Шаламовой Л.Ы.). - Геология нефти и газа, 1982, •» # I. - С.36-40, (перепечатано Blnt.Geol. Rev. 1982, т.24, » 12, p.I44I-I444).

16. Хроматомасс-спектрометрическое исследовшие торфяных кислот (в соавт. с Кольцовым Н.И., Ершовым В.А.). - Химия твердого топлива, 1282, - J? 5. - C.II7-I20.

17. Молекулярная геохимия - новое направление нефтяной геологии (в соавт. с Нестеровым И.И.). - Проблемы нефти н газа ТЪиэни, - Темень, 1982, - Вып.54. - C.II-I5.

18. Способ подготовки нефтей для изотопного анализа серы (в соавт. с Ыащуковой З.И.). - Авт.сввд, СССР » 1048360, 1983.

19. Рентгенографическое исследование асфальтэнов нефтей Западной Сибири (в соавт. с Матигоровым A.M., Бодай А.Н.). IX Всесоюзное совещание по рентгенографии минерального сырья. Tea .док-" ладов.. К., 1983. - С.53-55.

20. Использование пиролиза а инертной атмосфере при исследовании органического вещества пород (в соавт. с Харикьш B.C.). Проблемы нефти и газа Тюмени, - Темень, 1983. - Вып.55. - C.8-II.

21. О природе газов севера Тюменской области (в соавт. о Кралшным Д.И., Шпильманом К.А.). - Геология нефти и газа. - 9 3.

- С.34-38.

22. Хрсматомасс-спентроыетрическоэ исследование органических кислот поверхностных вод (в соаат. с Жильцовш Н.И., Ежовым В.А.). Проблема нефти и газа Тюмени, - Твиень, 1983. - Шп. 5?. - С.44-46.

23 Нефти с необычным составом изопреноидных угяэводородов (в соавт. с Нестеровым Й.И.). - ДАН СССР, 1983. - Т.269. - » I.

- С.215-219.

24. Кислые и основные компоненты в нефтях Западной Сибири.

- Нефтехимия, 1983. - Т.23. - » I. - C.I2I-I30.

25. О природе серы в нефтях. - Нефтехимия, 1983. - Т.23. -№ 2. - С.276-283.

26. О содержании в нефтях азота, сора и нзопрвкоздгаас углеводородов. - Нефтехимия, 1984. - Т.24. - » 4. - С.563-667.

27. О влиянии условий оседкоиакоплегагя на изотопный состаэ углерода нефтей, X Всесоюзный симпозиум по стаЗилышл кзотсяси в геохимии. Тез.докладов, М., IS84. - C.I65.*

28. О катагенезе нефтей (в соавт. с Лебедевой Я.Н.). - Геохимия, 1984. - 0 12. - С.1873-1881.

29. Некоторые особенности состава асф*льтенов и смол нефтей Западной Сибири (в соавт. о Бабичевой Т.А., Бодая А.Н., Ма-тигороЕЫМ A.M.). Химический состав нефтей и нефтепродуктов. Всэ-совзная конференция. Тез.докладов. - И.: Наука, 1984. - С.70.

20. Исследование азотистых оснований нефтэй Западной Сибири методом цасс-спектрометриа (в соавт. с Шороховой О.В., Лазаревым А.С.). Проблемы нефти и газа Тюмени, - ТЪквнь, 1984. -Вал.62. - С.15-19.

31. Особенности нефтеобразования в палеозойских, триасовых и юрских этапах Западной Сибири (в соаат. с Бочгарввыи B.C., НемировскоЯ Г.Б.). Эволюция нефтегазообразпваиия в истории Земли. 1У Всесоюзный семинар, М. :!*ГУ, - 1984. - С.62-63.

32. Методология группирования геолого-геохимических показателей для выяснения закономерностей формирования залежей углеводородов (в соавт. с Нестеровым И. И., Рьшьковым A.B.): Закономерности формирования скоплений нефти и газа в платформенных нэфтегазовых провинциях СССР. Л., 1985. - C.47-6I.

33. Некоторые закономерности в составе конденсатов Западной Сибири. - Геология и геофизика, 1985. - № 6. - С.53-61.

34. Состав бензиновых углеводородов нефтей Западной Сибири. - Геология нефти и газа, 1985. - № 12. - С.39-41.

35. Некоторые закономерности в составе асфальтенов и смол нефтей Западной Сибири (в соавт. с Бабичевой Т.А., Бодак А.Н. и др.). - Нефтехимия, 1985, - Т.25. - № 3. - С.333-343.

36. О составе ароматических углеводородов нефтей Западной Сибири (в соавт. с Лазаревым A.C.). Совещание по высокомолекулярным соединениям нефти. Тез.докладов, Томск, 1985. - С.43.

37. Геохимия смол и асфальтенов нефтей Западной Сибири (в соавт. с Нестеровым И.И.). - Там so, - C.I2I-I22.

38. Геохимические особенности нефтей баженовской свиты Салынского месторождения is соавт. с Винокуровой Н.К., Бодрягиной Ц.П.). Строение и нефтегазсносность бэженитов Западной Сибири. Тсмеаь, 1985, - С. 115-123, Тр.ЗапСибНИГНИ.

39« Использование отношения пристана к фитану в практике геохимических исследований (в соавт. с Лебедевой Л.Н.). - Геология нефти а газа, 1935. - » 9. - С.46-52.

40. Закономерности распределения углеводородных компонзн-тоз природного газа в юрско-меловых отложениях севера Твмснс-кой области (в соавт. с Мартышкиным В.Н., Ханнановкм З.Д.). Обзорная икфоршщяя, сер. Геология и разведка газовых и гаэояон-дзисатшгх ызстороздемий. М., 1985. - Bun.П.

41. Геохимия процзссов миграции нефтяных компонентов. Ос-новкыв проблемы геологии Западной Сибири. Тамань, 1985. - Bun. 200, - С.62-72. Тр. ЗшСибНШШ.

42. Состав нефтей как отражение типа н условий фоссилиза-цпл исходного OB (с соавт. с Нестеровым И.И.). Эволюция нзфте-оброзосания в истории Ззмли, М., I9B6. - С.53-58.

43. Роль окислительной деградации исходной биомассы в формировании генетического типа OB, Второе Всесоозноз совещание по геохимии углерода. Тез.докладов. М., 1986. - С.244-246.

44. Геохимическая классификация нефтей Западной Сибири. Геохимия процессов нефгеобраэоеашя и нефтегазонакопления в

мезозойских отложениях Западной Сибири, Тюмень, 1966. - Был, . 208. - С.56-76. Тр. ЗапСибНИГНИ.

45. Некоторые закономерности в составе нефтерастворзнных газов Западной Сибири (в соавт. с Винокуровой Н.К., Бодрягиной М.П.). Геохимия процессов нефтеобразования и нэфтегазскакопленил в мезозойских отложениях Западной Сибири. Тюмень, 19ВД. -Вып.208. - С.114-130.

46. Геохимические критерии диагностики нефтематзрйнскйх обложений (в соавт. с Нестеровым И.И.). - Геология и геофизика, 1966. - » 2. - С.66-72,

47. Способ выявления перспективных на нефть отлояений.' -Авт.свид. СССР £ 1333646, 1987.

48. Геохимия нефтей Западной Сибири. М.: Недра, 1987, С.180.

49. О возможности термодиффузионного преобразования нзфтей в природе (в соавт. с Бабичевой Т.Д., Бодак А.Н. и др.). - Геохимия , 1968. - № 4. - С.507-601,

50. Состав ванадияпорфиринов нефтей Самотлорского месторождения как показатель их разнотипности (в соавт, с Антипенко В,Р. <-Певневой Г.С. и др.). - Геохимия, 1988. - № 4. - С.494-4И.

РД - $ 03362. Подписано к печати 21.09.Ш г. Объзи 2,0 п.л. Заказ св9 Тираа 100 экз,

625000, Твмень, Володарского, 38

Ротапринт ТомКИ

Информация о работе

Гончаров, Иван Васильевич
доктора геолого-минералогических наук
Москва, 1989
ВАК 04.00.02

Автореферат

Похожие работы