Геохимия и генезис палеозойских нефтей юго-востока Западной Сибири

Костырева, Елена Анатольевна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Геохимия и генезис палеозойских нефтей юго-востока Западной Сибири
ВАК РФ 25.00.09, Геохимия, геохимические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геохимия и генезис палеозойских нефтей юго-востока Западной Сибири"

На правах рукописи

КОСТЫРЕВА ЕЛЕНА АНАТОЛЬЕВНА

ГЕОХИМИЯ И ГЕНЕЗИС ПАЛЕОЗОЙСКИХ НЕФТЕЙ ЮГО-ВОСТОКА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

25.00.09 - геохимия, геохимические методы поисков полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

| НОВОСИБИРСК

I 2003

)

Работа выполнена в Лаборатории геохимии нефти и газа Института геологии нефти и газа Сибирского отделения Российской академии наук

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, академик РАН

Конторович Алексей Эмильевич,

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук

член-корреспондент РАН Каширцев Владимир Аркадьевич, доктор геолого-минералогических наук профессор

Фрадкин Григорий Семенович

Ведущее предприятие: Московский Государственный Университет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых

Защита состоится " " 2003 г. в ^^часов на

заседании диссертационного совета Д.003.050.03 в Объединенном институте геологии, геофизики и минералогии СО РАН, в конференц-зале

Адрес: 630090, г. Новосибирск, пр.Ак. Коптюга, 3. Факс: (3832) 33-27-92

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОИГГМ СО РАН Автореферат разослан "30 " 2003 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета /1У^/у /' /

д.г.-м.н. //О^ЫуС^Х^ В.И.Москвин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

В работе рассмотрены геохимические предпосылки нефтегазоносности палеозоя юго-востока Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Объект исследования. В связи с многолетней дискуссией об источниках нефти в залежах, которые сформированы в эрозионно-тектонических выступах палеозоя, в качестве объекта исследования автор выделил рассеянное в осадочных породах палеозоя и перекрывающей его нижней и средней юры (тогурская и тюменская свиты) органическое вещество и нефти, из нефтегазоносного горизонта зоны контакта (НГГЗК - ПЗир) и внутрипапеозойских горизонтов (ПЗШ) юго-востока Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Актуальность работы. Проблеме нефтегазоносности палеозоя ЗападноСибирской равнины уже более семидесяти лет. Когда в 1932 г. И.М.Губкин впервые сформулировал идею нефтегазоносности мезозоя этой территории, у него сразу же появились оппоненты (Н.С.Шатский, М.К.Коровин, Н.А.Кудрявцев и др.), которые считали, что перспективы нефтегазоносности этого региона связаны, в первую очередь, с палеозойским комплексом. После открытия месторождений нефти и газа в Приуралье и Широтном Приобье основное внимание было переключено на поиски скоплений нефти и газа в мезозое. Задачу поисков нефти в палеозое Западной Сибири как самостоятельную вновь поставил А.А.Трофимук (1964). В течение 70-80-х годов в работах А.А.Трофимука и В.С.Вышемирского (ИГГ АН СССР), а также В.И.Бененсона, Н.П.Запивапова, Н.П.Кирды и ряда других исследователей эта проблема была рассмотрена весьма полно. А.А.Трофимук считал, что по ресурсам углеводородов палеозойский этаж Западно-Сибирской провинции не уступает мезозойскому.

Одновременно исследования по этой проблеме выполняли ученые в СНИИГГИМСе, под руководством В.С.Суркова и А.Э.Конторовича: О.Г.Жеро, И.А.Олли, Л.В.Смирнов, О.Ф.Стасова, А.С.Фомичев и др. и в ЗапСибНИГНИ - В.С.Бочкарев, И.И.Нестеров и др. Они оценивали перспективы нефтегазоносности палеозойского комплекса более осторожно.

В результате работы этих групп исследователей были существенно уточнены представления о геологии и нефтегазоносности палеозойского комплекса.

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ БИБЛИОТЕКА С.Петербург ОЭ ?0(>3 ак«

работ, направленных на реализацию программы, был открыт ряд залежей нефти в эрозионно-тектонических выступах палеозойского фундамента (Верхтарское, Герасимовское, Останинское, Урманское, Арчинское, Калиновое и др.), и на двух площадях (Малоичская, Еллей-Игайская) получены притоки нефти из горизонтов внутрипалеозойских отложений.

В последнее время, в связи с выявлением огромной Предъенисейской верхнепротерозой-палеозойской нефтегазоносной субпровинции (А.Э.Конторович, Н.Н.Дашкевич, А.С.Ефимов, В.А.Каштанов, В.А.Конторович, В.А.Кринин, Ю.Ф.Филиппов, А.В.Хоменко и др.), на территории левобережья Енисея, были пробурены скважины Л емок-1 в Красноярском крае и Вездеходная-4 в Томской области. В них зафиксированы нефтепроявления в отложениях кембрия и девона.

Геохимические исследования ОВ палеозойских отложений в сравнительно небольших объемах проводились Л.И .Богородской, В.С.Вышемирским, А.Э.Конторовичем, И.А.Олли, О.Ф.Стасовой, А.Н.Фоминым, А.С.Фомичевым, В.Ф. Шугуровым. Ими были выполнены определения содержания органического углерода и катагенетической преобразованности ОВ. По данным А.Н.Фомина в палеозойских отложениях уровень катагенеза ОВ достаточно высокий и, в основном, превышает градацию МК2 (индексы для градаций приняты по А.Э.Конторовичу).

Однако многие вопросы нефтегазоносности палеозоя остаются нерешенными, неизученными. Наиболее дискуссионными из них являются:

• Могли ли при интенсивной складчатости и высоком катагенезе

сохраниться скопления нефти в отложениях палеозоя?

• Какова генетическая природа нефтей в эрозионно-тектонических

выступах палеозойского фундамента?

На современном уровне сравнительные геохимические исследования РОВ осадочных пород палеозоя и нижней-средней юры и нефтей ранее не проводились. От ответа на эти вопросы во многом зависят направления и методика поисков залежей нефти и газа в отложениях палеозоя. В поисках ответа на них методами органической геохимии видит автор актуальность выполненной работы.

Цель работы: выполнить сравнительное исследование геохимии углеводородов-биомаркеров в органическом веществе, рассеянном в нижней-средней юре и палеозое, и нефтях палеозоя юго-востока Западной Сибири и выяснить генезис этих нефтей.

Для достижения этой цели необходимо было решить следующие задачи:

1. Выполнить обзор исследований, проведенных во второй половине XX века, по проблеме нефтегазоносности палеозоя Западной Сибири.

2. Сформировать коллекцию нефтепроизводящих пород палеозоя и низов юрского разреза и нефтей для их комплексного геохимического

исследования по схеме, принятой в ИГНГ СО РАН, уделяя основное внимание изучению в них состава и распределения углеводородов-биомаркеров методами ГЖХ и хромато-масс-спектрометрии

3. Разработать применительно к палеозою и низам юрского разреза критерии и методы интерпретации информации о распределении УВ-биомаркеров в нефтях и РОВ.

4. Выявить генетические связи в ряду: РОВ осадочных пород => битумоиды => нефти и на этой основе предложить схему формирования скоплений углеводородов в НГГЗК, с учетом геологического строения палеозойского комплекса и низов юрского разреза.

Фактический материал и методика исследования. В работе обобщены результаты анализов 307 образцов пород из палеозойских и нижне-среднеюрских отложений, 10 проб кембрийских нафтидов и 14 проб нефтей из нефтегазоносного горизонта зоны контакта (ПЗир) и внутрипалеозойских резервуаров - (П3,„). Коллекция для исследования была сформирована автором лично при содействии В.А.Каштанова, В.И.Москвина, А.Н.Фомина, Ю.А.Филиппова, А.В.Хоменко. В породах определены пиролитические характеристики и содержание органического углерода (Сорг). Степень катагенетической преобразованности РОВ определена методами углепетрографии А.Н.Фоминым. Детально, на молекулярном уровне, методами газожидкостной хроматографии и хромато-масс-спектрометрии, изучен состав 70 образцов битумоидов, 10 нефтей и 10 нафтидов типа мальт.

Битуминологические и пиролитические исследования выполнены Н.Т.Юдиной, Л.С.Ямковой при участии автора под руководством В.П.Даниловой, В.Н.Меленевского, А.Н.Фомина. Интерпретация хроматограмм и хромато-масс-спектрограмм проведена автором при консультациях В.П.Даниловой и В.Н.Меленевского. Анализы методом спектроскопии ЭПР выполнены в Аналитическом центре ОИГГМ СО РАН им. А.А.Трофимука Л.Г.Гилинской.

При интерпретации новой геолого-геохимической информации были использованы подходы, развитые российскими (Н.Б.Вассоевич, В.С.Вышемирский, О.К.Баженова, Г.Н.Гордадзе, А.Н.Гусева, В.П.Данилова, А.Э.Конторович, С.Г.Неручев, Г.М.Парпарова, Ал.А.Петров, А.С.Фомичев и др.) и зарубежными (П.Дж.Грантхам, А.С.Маккензи, Дж.М.Молдован, Дж. Коннан, К.Е.Петерс, Б.Тиссо, Дж.Эспиталье и др.) учеными. • Для разделения изученных нефтей и образцов РОВ по геохимическим

данным на отдельные генетические семейства были использованы методы кластерного анализа. В применении и интерпретации результатов , кластерного анализа большую помощь автору оказал В.РЛившиц. На основе

анализа литературных данных по геохимии углеводородов-биомаркеров и опыта их интерпретации в ИГНГ СО РАН, был сформирован исходный,

наиболее информативный набор диагностических биогеохимических параметров.

Защищаемые положения и результаты:

1. В нефтях и рассеянном органическом веществе из отложений палеозоя юго-востока Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции идентифицирован широкой спектр углеводородов-биомаркеров: нормальных и изопреноидных алканов, монометилалканов, стеранов, гопанов, моретанов, три- и тетрацикланов.

2. Нефти из палеозойских резервуаров разделены на три семейства. Битумоиды из палеозойских и мезозойских (тогурская и тюменская свиты) отложений юго-востока Западной Сибири также делятся на три семейства. Битумоиды из накапливавшихся в мелких морях палеозойских отложений относятся к I и II семействам. Тогурские и тюменские битумоиды, образовавшиеся в озерных, озерно-болотных и пойменных обстановках, вошли в состав III семейства.

3. Анализ генетических связей рассеянное органическое вещество => битумоиды => нефти позволяет считать, что нефти в палеозойские ловушки на Еплей-Игайском, Малоичском, Верхтарском, Останинском, Калиновом, Южно-Урманском месторождениях мигрировали из морских палеозойских нефтепроизводящих отложений. В палеозойские ловушки на Ягыл-Яхском, Верхнекомбарском и Чкаловском месторождениях нефти мигрировали из озерно-болотных и озерных нефтепроизводящих отложений нижней средней юры. Нефть в палеозойской ловушке на Герасимовском месторождении имеет смешанный генезис.

4. Нафтиды из отложений кембрия (скважина Лемок-1) по обогащенности изотопом |2С, присутствию в заметных концентрациях 12- и 13-монометилалканов, распределению стеранов и трицикланов, подобны нефтям из отложений рифея Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления. Это в совокупности с сейсмогеологическими данными позволяет предполагать, что источником их были черносланцевые отложения верхнего протерозоя.

5. Распределение нормальных алканов и алифатических и циклических изопреноидных УВ в нефтях верхних горизонтов нижнего-среднего кембрия (елогуйская свита) показывает, что они подверглись процессам биодеградации. Выдвинуто предположение, что процессы биодеградации имели место в домезозойский этап истории залежей нефти в кембрии Предъенисейской зоны.

Научная новизна: В работе впервые:

• изучена геохимия циклических насыщенных углеводородов-биомаркеров изопреноидного строения (стеранов, гопанов, три- и тетрацикланов) в органическом веществе нефтепроизводящих пород палеозоя и нижней-

средней юры и палеозойских нефтях Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции;

• с помощью кластерного анализа выполнено разделение палеозойских нефтей и бшумоидов из предполагаемых нефтепроизводящих отложений палеозоя и нижней-средней юры на семейства;

• новыми данными по геохимии углеводородов-биомаркеров подтверждено, выдвинутое ранее А.Э.Конторовичем и О.Ф.Стасовой, предположение о наличии в ловушках НГГЗК двух генетических типов нефтей, связанных с разным исходным органическим веществом палеозойских и мезозойских отложений;

• показано, что нефти во внутренних резервуарах палеозоя (девонского и кембрийского возраста) имеют своим источником аквагенное (сапропелевое) органическое вещество, накапливавшееся в морских условиях;

• установлены черты сходства кембрийских нафтидов на востоке ЗападноСибирского бассейна с рифейскими нефтями Юрубчено-Тохомской зоны Байкитской антеклизы (Сибирская платформа). Показано, что часть этих нефтей подверглась предмезозойской биодеградации.

Практическая значимость. Данные по геохимии рассеянного органического вещества нефтепроизводящих пород и палеозойских нефтей были использованы, как один из источников информации, при количественной оценке перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений на юго-востоке Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Реализация работы. Результаты работы вошли, как составная часть, в цикл исследований ИГНГ СО РАН по приоритетному направлению "Осадочные бассейны" и федеральной программе "Поиск", выполненный в 1995-2003 гг. и посвященный условиям формирования и закономерностям размещения месторождений нефти и газа в Западно-Сибирской НГП.

Апробация работы и публикации. Автор был делегатом на XXXI Международном геологическом конгрессе (Rio de Janeiro, 2000), где доложил результаты своих исследований. Основные положения работы докладывались также на 11 Всероссийских и Международных конференциях в Москве, Новосибирске, Санкт-Петербурге, Томске и др. городах в период с 1996 по 2003 г. По теме диссертации опубликовано 18 работ.

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав и заключения. Она содержит 163 страницы текста, 70 рисунков, 38 таблиц. Список использованной литературы включает 191 наименование.

Диссертационная работа выполнена в Лаборатории геохимии нефти и газа ИГНГ СО РАН под научным руководством академика А.Э.Конторовича и к.г.-м.н. В.П.Даниловой, которым автор выражает глубокую признательность. За консультации и помощь автор благодарен

A.К.Башарину, С.Ю.Беляеву, Е.А.Елкину, Н.П.Запивалову, Н.Г.Изох,

B.А.Каштанову, А.Г.Клец, В.Р.Лившицу, В.Н.Меленевскому, С.А.Моисееву, В.И.Москвину, А.Н.Фомину. Автор признателен сотрудникам Лаборатории геохимии нефти и газа Е.Н.Ивановой, ГЛ.Турковой, Н.В.Моисеевой, Н.Т.Юдиной, Л.С.Ямковой, участвовавшим в выполнении анализов и оказывавшим автору постоянную поддержку.

1. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

В первой главе по литературным и фондовым материалам ведущих специалистов (В.И.Биджаков, В.С.Бочкарев, В.С.Вышемирский, Е.Е.Даненберг, В.Н.Дубатолов, Е.А.Елкин, О.ПЖеро, Н.П.Запивапов, И.А.Иванов, В.А.Каштанов, А.Э.Конторович, В.И.Краснов, В.Д.Наливкин, И.И.Нестеров, Н.Н.Ростовцев, Л.В.Смирнов, В.С.Сурков, Г.И.Тищенко,

A.А.Трофимук, Г.П.Худорожков и др.) приведены сведения по геологии (стратиграфия, тектоника) и нефтегазоносности палеозойских отложений изучаемой территории.

Особое внимание в работе уделено истории взглядов и современным представлениям о генезисе нефтей в отложениях палеозоя Западной Сибири (В.С.Вышемирского, С.И.Голышева, Н.П.Запивалова, А.Э.Конторовича, Н.В.Лопатина, Ал.А.Петрова, О.Ф.Стасовой, В.С.Суркова, А.А.Трофимука,

B.А.Успенского и др).

2. МАТЕРИАЛ И МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ

Изучение РОВ юго-востока Западно-Сибирской плиты проведено на коллекции образцов (307) палеозойского (кембрийского и преимущественно девонского) и мезозойского (нижне-среднеюрского) возраста. Детально, на молекулярном уровне, исследовано 38 палеозойских битумоидов, из них 18 -кембрийского возраста из скважины Тыйская-1 и 32 битумоида из тогурской и тюменской свит (Дедовская, Пешковская, Пономаревская, Болтная, Первомайская площади).

Изучено 14 палеозойских нефтей из горизонтов зоны контакта (ПЗир) и внутрипалеозойского - (ПЗ^,), в том числе на молекулярном уровне из ПЗир -8, из ПЗЩ - 2, а также - пробы кембрийских нафтидов (10) из скважины Л емок-1.

Исследование РОВ и нефтей проводилось по схемам, разработанным для РОВ и нефтей, коллективом битуминологов СНИИГГИМС и уточненным в ИГНГ СО РАН с учетом новейших достижений аналитической органической геохимии (Современные методы ..., 1973, Конторович и др.,

1996). Достоинством этих схем является исследование РОВ и нефтей одним и тем же комплексом методов. Основное внимание было уделено изучению насыщенных фракций, как в РОВ, так и нефтях. Они исследовались на молекулярном уровне современными физико-химическими методами такими, как газожидкостная хроматографии и хромато-масс-спектрометрия. Битумоиды палеозоя и нижней - средней юры с такой детальностью, особенно в части углеводородного состава, изучены впервые.

3. ГЛАВНЫЕ ГОМОЛОГИЧЕСКИЕ РЯДЫ УГЛЕВОДОРОДОВ-БИОМАРКЕРОВ В НЕФТЯХ, ИХ СВЯЗЬ С ЖИВЫМ ВЕЩЕСТВОМ

В третьей главе по литературным данным российских (О.А.Арефьев, Т.В.Белоконь, Д.В.Бушнев, Н.С.Воробьева, Г.А.Гордадзе, В.П.Данилова, В.А.Каширцев, А.Э.Конторович, Ал.А.Петров, М.Г.Фрик, В.А.Чахмахчев) и зарубежных (Трейбс, Б.Тиссо, Д.Вельте, К.Е.Петере, Дж.Молдован, Р.П.Филп и др.) ученых рассмотрены состав, строение и источники углеводородов-биомаркеров (нормальных и изопреноидных алканов, стеранов, гопанов, моретанов, три- и тетрациклических терпанов) в рассеянном органическом веществе и нефтях. Особое внимание уделено описанию биомаркерных показателей, используемых для диагностики генетического типа органического вещества и уровня его катагенетической преобразованное™.

4. ГЕОХИМИЯ ПАЛЕОЗОЙСКИХ НЕФТЕЙ

Физико-химические характеристики. Плотность нефтей из горизонта ПЗщ изменяется от 780 до 881 кг/м3, содержание серы - от следов до 0,7%. Характерной особенностью нефтей горизонтов П3,„ является низкий выход (2-3%) твердых парафинов. Соотношение изотопов углерода в нефтях варьирует от -30,4%о до -28,6%о, при среднем -29,3%о. В еллей-игайской нефти величина 5|3С равна в насыщенной фракции -30,6%о и в ароматической - (-30,4)%о.

Нефти из горизонта ПЗЦр имеют плотность от 802 до 876 кг/м3 и содержат от следов до 0,88% серы. Отличительной чертой этих нефтей является повышенное содержание (до 17,5%) твердых парафинов. В групповом составе нефтей горизонта ПЗцр фиксируется широкий разброс концентраций смол - от 0,5 до 11,9%. Содержание асфальтенов в них невысокое. Оно изменяется от следов до 2,8%. В изученных нефтях значения 8|3С колеблются от -29,3 до -30,4%о. Соотношение изотопов

углерода 12С и 13С во фракции насыщенных УВ изменяется в интервале от -27,7 до -33,396о, в ароматической - от -25,7 до -29,6%о.

По составу углеводородов-биомаркеров и значениям основных биомаркерных параметров все исследованные нефти разделены на три семейства.

К первому семейству относятся десять нефтей и проявления нафтидов в скв. Лемок-1. Две из них (еллей-игайская и малоичская) это внутрипалеозойские (П3;п) нефти, остальные (верхтарская, останинская, калиновая, южно-урманская) - из нефтегазоносного горизонта зоны контакта (ПЗцр). Во второе (герасимовская нефть) и третье (ягыл-яхская, верхнекомбарская и чкаловская нефти) семейства вошли только нефти из НГГЗК (ПЗцр).

Углеводороды-биомаркеры в нефтях разных семейств. В большинстве проб нефтей I семейства среди н. апканов преобладают УВ группы н-С|2-н-С|4. Значения отношения H-C27/H-C17 в нефтях из горизонта ПЗир колеблются в интервале 0,3-0,6, а в нефтях из горизонтов ПЗШ не превышают 0,3. Коэффициент нечетности (CPI) мало отличается от 1 (в среднем 1,04).

В составе нормальных алканов нефтей второго и третьего семейств в максимальных концентрациях присутствуют УВ группы H-C17-H-C19. В них отношения н-С27 к н-С,7 равны 0,44 и 0,56 соответственно. Коэффициент нечетности (CPI) в третьем семействе находится на уровне 1,14-1,15, а во втором составляет 1,04.

Для нефтей всех семейств отмечается преобладание пристана (Рг) над фитаном (Ph). Среднее значение отношения концентраций пристана и фитана Pr/Ph в нефтях семейств I и II равны 1,88 и 1,10, а в нефтях семейства III - 4,2.

По распределению стеранов (С27-С30) нефти делятся на два концентрационных ряда. Первый характерен для нефтей из горизонта ПЗир. В них преобладают этилхолестаны и стераны образуют концентрационный ряд С29>С27>С28>С3о. Особенно велики концентрации этилхолестанов в нефтях семейства III. Средние значения отношения концентраций стеранов С27/С29 при переходе от I нефтяного семейства к III уменьшаются от 0,93 до 0,37.

Иной концентрационный ряд зафиксирован в еллей-игайской и малоичской нефтях (горизонт ПЗт). В них, при некотором преобладании холестанов, содержания стеранов С27> С28> и С29 очень близки (27-34% на сумму стеранов С27-Сзо)- Отношение С27/С29 равно 1,16. -• •• • - -

В составе терпанов (С19-Сз5) ведущую роль играют гопаны (С27-С35). Их средняя концентрация в составе терпанов нефтей первого семейства -65,16%, второго - 77,49%, третьего - 70,81%. В нефтяных гопанах первого и

Таблица

Диагностические параметры генетических типов нефтей и битумоидов

Параметры Значение для ОВ:

морского континентального

нефти битумоиды нефти битумоиды

Изотопный состав углерода

насыщенной фракции (813С, %о) <-31 >-25

Изотопный состав углерода

ароматической фракции (513С, %о) <-29 >-25

Концентрация серы, в % >0,3 >0,4 <0,3 <0,4

Содержание твердых парафинов <5 >5

Отношение пристан/фитан <2 >2

максимум н-алканов <С,5 <с20 >с17 >с20

Отношение н-алканов С27/С17 <0,4 <1,5 >0,5 >1

Е(гопан+норгопаны) <40 >40

Е(гомогопаны) <30 >25

Цгопан+норгопаны+гомогопаны) <70 >70

Еморетаны <6 >6

Етрици кланы >20 <20

Цгопан+норгопаны)/2(гомогопаны) <1,5 >1,5

£(гопан+норгопаны)/Е(моретаны) >7 <7

£(гопан+норгопаны)/Е(трицикланы) <2 >3

£ трицикланов (С19-С20) <10 >10

£ трицикланов (С23-С26) >40 <40

^трицикланов (С28-Сз|) <35 >35

2*(С19-С2О)/£(С23-С26) <0,5 >0,5

ЦС23-С26)ЩС211-С31) >1 <1

Отношение гомогопанов Сц/См >0,5 <0,5

Концентрация холестанов от суммы

(С27-С30) >30 <30

Концентрация 24-метилхолестанов от

суммы (С27-С30) >23 <23

Концентрация 24-этилхолестанов

от суммы (С27-С30) <40 >40

Концентрация 24-пропилхолестанов

от суммы (С27-С30) <10 >10

Отношение стеранов

С27/С29 >0,9 <0,9

третьего семейств концентрация суммы гопана (Сз0) и норгопанов больше концентрации гомогопанов. В них отношение гопанов (С27-С30) к гомогопанам (С31-С35) равно в среднем 1,36 и 1,87 соответственно. В гопанах (С27-С35) Герасимовской нефти (семейство И) этот параметр составляет 0,60.

Среди нефтяных гопанов в максимальной концентрации находится гопан (С30), а в минимальной бисноргопан (С28). Наиболее высокая относительная концентрация гопана (С30) характерна для нефтей семейства I. В гомогопанах всех нефтей отмечается уменьшение концентрации с ростом молекулярной массы. При переходе от первого семейства к третьему отношение концентраций гомогопанов С35 и С34 уменьшается.

Концентрация моретанов (С29-С32) в терпанах палеозойских нефтей невелика. В нефтях первого семейства они составляют в среднем 4,37% (разброс 3,26-5,81%), в нефти второго семейства - 2,55%, третьего - 6,65% (разброс 5,88-7,31%) от суммы терпанов. Распределение концентрации моретанов по молекулярной массе в большинстве нефтей образует следующий ряд: Сзо>С29>Сз2>С31.

Трицикланы (хейлантаны) по концентрации в терпанах палеозойских нефтей занимают второе место. Богаче всего трицикланами нефти семейства I (от 12,54 до 36,90% от суммы терпанов, при среднем 27,26%). Во втором их доля равна 16,75 % от суммы терпанов. В нефтях третьего семейства концентрация трицикланов изменяется от 7,48 до 25,03% от суммы терпанов, при среднем 18,91%.

В большинстве нефтей первого и второго семейства среди хейлантанов по концентрации преобладают углеводороды со средней длиной цепи С23-С26 (до 45,96% и 45,08% от суммы трицикланов соответственно). Отношение концентраций 2(C|9+C2o)/SCi (i = 23, 24, 25, 26) составляет в среднем в нефтях семейства I - 0,50 и семейства II - 0,36. В семействе III в составе хейлантанов превалируют низкомолекулярные УВ (Ci9-C2o) (в среднем 27,97% от суммы трицикланов). Отношение концентраций 2(С19+С2оУ£С| О = 23,24,25,26) равно 4,44.

Содержание тетрацикланов в составе терпанов палеозойских нефтей так же, как и моретанов, незначительное (3,21-3,64% от суммы терпанов).

Среди тетрацикланов по концентрации доминирует углеводород С24. Особенно четко это проявляется в семействе III, где его средняя концентрация достигает 89,79% на сумму тетрацикланов.

Генетическая природа семейств нефтей. Биомаркерные индикаторы показывают, что исходное органическое вещество для нефтей семейства I, в западных и центральных районах Томской области и на Малоичской и Верхтарских площадях, имело планктоно - и бактериогенную природу и захоронялось в морских водоемах с нормальной аэрацией наддонных вод.

Такие нефти по многим показателям похожи на нефти, образовавшиеся из органического вещества пород, захоронявшихся в морских бассейнах с анаэробным режимом наддонных вод и сероводородным заражением. Примерами таких нефтепроизводящих пород являются отложения баженовской свиты Западной Сибири, кимериджа Северного моря, доманика Русской платформы и др. Отличие рассматриваемых палеозойских нефтей от нефтей баженовского генотипа состоит в невысокой сернистости, 4 в отсутствии или пониженной концентрации порфиринов, в низких

» содержаниях металлов, таких как ванадий, никель, в повышенной

концентрации этилхолестанов, низких значениях трицикланового индекса 2(С„+С20)/ЩО = 23,24,25,26).

Следует заметить, что появляется все больше данных, указывающих на более высокое содержание этилхолестанов в составе стеранов палеозойских «морских» нефтей по сравнению с мезозойскими.

К семейству I относятся и нафтиды, выявленные в отложениях кембрия в •скважине Лемок-1 на востоке Западно-Сибирской геосинеклизы. Анализ геохимических материалов по составу нафтидов скважины Лемок-1 (семейство I), расположенной в Предъенисейской части Западно-Сибирской геосинеклизы, позволяет выделить важнейшие их особенности. Они обогащены изотопом углерода |2С, значения 5|3С в них изменяются от -33%о до -34%о. В составе ациклических изопреноидов отношение Рг/РЬ равно или несколько больше 1. Их отличительной чертой является наличие в составе монометилалканов в повышенных концентрациях 12-и 13-метилзамещенных изомеров, что характерно для докембрийских нефтей Сибирской платформы и Омана. В составе стеранов присутствуют прегнаны, при преобладании этилхолестанов С29. В трицикланах доминируют по концентрации, как и в описанных выше остальных нефтях I семейства, углеводороды С2з и Си. Отношение 2(С19+С2оУЩ 0 = 23, 24, 25, 26) в трицикланах в нефтях этого семейства устойчиво меньше 1.

Источником таких нафтидов обычно являются аномально обогащенные аквагенным органическим веществом морские нефтепроизводящие толщи докембрийского возраста. Они могут накапливаться в глубоководных зонах эпиконтинентальных морских бассейнов, в зонах шельфа пассивных и активных континентальных окраин открытых морей. Наличие гаммацерана указывает на повышенную соленость вод в бассейне осадконакопления. Это позволяет предполагать, что морской бассейн, в котором накапливались нефтематеринские породы, был изолирован от океана или имел с ним 1 затрудненный водообмен.

► Вместе с тем изученные нафтиды из отложений кембрия разделены на две

генетически различные группы. Для первой группы нафтидов (елогуйская свита) характерно преобладание в стеранах С29 и наличие в спектрах ЭПР

асфальтенов сверхтонкой структуры, которую создает ион V44 . Во второй группе нафтидов (тыйская свита), сверхтонкая структура в спектрах ЭПР асфальтенов отсутствует. В этих нафтидах стераны С27, С28 и С29 зафиксированы в примерно равных концентрациях. Нафтиды аверинской свиты занимают промежуточное положение между двумя этими группами. В них, как в нафтидах первой группы, в составе стеранов преобладают '

этилхолестаны С29, но, как в нафтидах второй группы, в спектрах ЭПР асфальтенов отсутствует сверхтонкая структура. Наличие разных по составу нафтидов на юго-востоке Западно-Сибирской геосинеклизы и следы «

биодеградации в елогуйской свите позволяют предполагать существование двух типов нефтепроизводящих пород в докембрии с несколько различной биохимией исходного живого вещества.

Генерация и аккумуляция нефти в этой части бассейна проходила, видимо, в несколько этапов. Первый этап процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородов произошел в конце кембрия, начале ордовика или в среднем-верхнем палеозое, а биодеградация образовавшихся нафтидов имела место в раннем-среднем мезозое, не позднее конца среднего, начала позднего мела. Второй этап генерации и миграции нафтидов имел место в мезозое или даже в кайнозое, и эта последняя порция углеводородов биодеградации не подвергалась. Два разделенных во времени потока миграции и аккумуляции углеводородов привели к сосуществованию в биодеградированных нафтидах всех гомологических рядов УВ.

Таким образом, I семейство нефтей следует рассматривать как семейство нефтей, генетически связанных с морскими нефтегазопроизводящими породами докембрийского (Предъенисейская зона) и палеозойского (внутренние районы Западно-Сибирской геосинеклизы) возраста (таблица).

Нефти семейства III типичные континентальные нефти, источником которых являются нефтематеринские породы озерно-болотного и болотного генезиса, на что указывают повышенные концентрации высокомолекулярных нормальных алканов (отношения н-С27/н-С|7>0,5), высокие значения отношения Рг/РЬ, высокие концентрации этилхолестанов, значения показателя 2(С19+С20)/ЕС 0 = 23, 24, 25, 26) больше 1 (таблица). Это дает основание считать, что нефти третьего семейства сформировались за счет миграции углеводородов в палеозойские резервуары из континентальных отложений нижней и средней юры.

Нефть семейства II занимают промежуточное положение между л

семействами, описанными выше. Она, скорее всего, полигенна и сформировалась путем смешения нефтей двух генотипов на стадии аккумуляции в ловушки. Первый из них ведущий - это те же ^

нефтематеринские породы, которые дали начало нефтям семейства I, т.е. палеозойский (Конторович, Стасова, 1978). Второе - источником нефтей

этого типа являются не только озерно-болотные, но и озерные, накапливавшиеся не только в пресных, айв солоноватых или соленых озерах нефтематеринские породы. Таким источником нефтей этого типа могут быть отложения тогурской, салатской, тюменской свит (Конторович, Ильина и др., 1995).

5. ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

НЕФТЕПРОИЗВОДЯЩИХ ПОРОД, ВОЗМОЖНЫХ ИСТОЧНИКОВ ПАЛЕОЗОЙСКИХ НЕФТЕЙ

Для установления связей РОВ осадочных пород => битумоиды => нефти и повышения достоверности решения вопроса о генезисе нефтей НГГЗК (ПЗир) в главе V дана общая и биогеохимическая характеристика нефтегазопроизводящих пород палеозоя и юры.

Общие сведения о потенциально нефтепроизводящих породах. Нефтепроизводящие породы девона и кембрия в центральных и восточных районах Томской области накапливались в бассейнах с морским режимом седиментации, на что указывают высокие, до 4,0 значения отношения Рега,р/Сорг. Средние содержания Сорг во всех типах девонских пород превышают субкларки осадочных пород по Н.Б.Вассоевичу (1972) и Г.А.Амосову (1980). В отложениях кембрия в Предъенисейской зоне содержания органического углерода в породах ниже соответствующих субкларков.

Изотопный состав органического вещества палеозойских отложений юго-востока Западной Сибири изменяется от -21,3 до -33,9%о. По данным пиролиза, в зоне преимущественного образования жидких углеводородов находится только небольшая толща палеозойских отложений (Меленевский, Фомин, 1998). Содержания битумоидов (Б^) в породах колеблются от тысячных до десятых долей процента, чаще всего встречаются концентрации 0,001-0,01%. Значения битумоидного коэффициента ((}„) песчаников и известняков находятся на уровне 7-8%. Битуминозность ОВ остальных пород - 3-5%. В битумоидах терригенных пород концентрация углеводородов составляет 35,3-37,7%, смол - 40,8-52,8%. В битумоидах карбонатных пород содержание углеводородов изменяется от 29,2% до 43,5%, смол - от 36,1 до 44,0%.

Все это показывает, что отложения девона обладали значительным начальным нефтегазогенерационный потенциалом, но к настоящему времени в главной своей части исчерпан. Нефтегазогенерационный потенциал пород кембрия был невелик.

Также основные параметры органического вещества были изучены в перекрывающих палеозойский комплекс нижне-среднеюрских отложениях.

Содержания Сорг в отложениях нижней-средней юры колеблются от 0,1 до 7,6%, составляя в среднем 1,46%. Повышенные значения (до 0,15) отношения Fen„p/Copr указывают, что в отдельные отрезки времени тогурские озера сообщались с открытым морем.. Изотопный состав битумоидов тогурских отложений меняется от -27,3 до -33,0%о. Это показывает, что накапливавшееся органическое вещество имело террагенно-аквагенный и <

аквагенный состав. Остаточный удельный генерационный потенциал для 56% образцов тогурской свиты больше 150 мг УВ/г Сорг

Содержание битумоидов в породах нижней средней юры колеблется от сотых до десятых долей процента, при среднем 0,09%. В OB тогурских и тюменских пород ß^ укладывается в интервал 2-10%, при среднем 5%. В составе тогурских битумоидов преобладают углеводороды, в битумоидах тюменской свиты ведущая роль (до 80,5%) принадлежит асфальтово-смолистым компонентам. В диссертации дана детальная характеристика группового состава битумоидов, а также приведены сведения о групповом составе углеводородных фракций, элементом составе асфальтово-смолистых компонентов, содержании в них парамагнитных центров.

Полученные данные подтверждают ранее установленный факт высокого начального и остаточного генерационного потенциала отложений нижней-средней юры, особенно тогурской свиты (Ф.Г.Гурари, Н.П.Запивалов, А.Э.Конторович, В.Н.Меленевский, И.И.Нестеров, А.С.Фомичев и др.).

Углеводороды биомаркеры в битумоидах. В битумоидах палеозойских и нижне-среднеюрских отложений присутствует широкий комплекс насыщенных углеводородов-биомаркеров: нормальные и изопреноидные алканы, стераны, гопаны, моретаны, три- и тетрацикланы. Это показывает, что термобарические условия катагенеза в палеозойских отложениях не привели к их деструкции. В этом плане ограничений на вероятную нефтеносность палеозойских отложений нет.

По комплексу биомаркерных показателей все изученные битумоиды методом кластерного анализа были разделены на три семейства. В работе показано, что геологическая привязка битумоидов отдельных семейств очень четкая. К семейству I отнесено большинство палеозойских битумоидов центральных и западных районов Томской области, а также кембрийские битумоиды (Тыйская скважина) на юго-востоке геосинеклизы. К семейству II приурочены битумоиды доломитов верхнего девона, вскрытых на Вездеходной площади, а также единичные пробы битумоидов t

известняков девона (Кильсинская и Герасимовская площади) в центральных районах Томской области. В семейство III обособились битумоиды тюменской и тогурской свит юры. 4

Для битумоидов семейства I характерны низкие (0,69) значения отношения Pr/Ph, примерно равные концентрации стеранов С27-С29 (Q7/C29 = 0,9),

сравнительно низкие концентрации гопанов (65,9%) и высокие трицикланов (26,0) в составе терпанов, низкие (0,45) значения показателя 2(С19+С20)/£С| (i = 23,24,25,26).

Битумоиды семейства II очень близки по составу семейству I. В них значения отношения Pr/Ph также низкие (0,50). В стеранах С27-Сз0 ' битумоидов этого семейства в наибольшей концентрации находятся

этилхолестаны (39,1% на сумму стеранов), их содержания несколько больше, чем холестанов (С27/С29=0,77). В составе терпанов битумоидов v семейства II роль гопанов более высокая (76,09%) и ниже концентрация

трицикланов (15,9). Для этих битумоидов характерны самые низкие (0,23) значения показателя 2(С|9+С2о)/ЩО = 23,24,25, 26).

Битумоиды семейства III существенно отличаются по составу от битумоидов семейств I и II. В них значения отношение Pr/Ph самое высокое (2,24). В стеранах С27-Сзо битумоидов этого семейства в наибольших и значительно более высоких концентрациях, чем в семействе II, находятся этилхолестаны (47,5% на сумму стеранов). Значение показателя С27/С29 в стеранах этого семейства самое низкое (0,55). В составе терпанов битумоидов семейства III роль гопанов самая высокая (79,24%) и самая низкая - трицикланов (9,2). Для этих битумоидов характерны очень высокие (2,38) значения показателя 2(Ci9+C2o)/2Q (i = 23, 24, 25, 26). Именно такое распределение углеводородов-биомаркеров характерно для континентальных отложений тюменской, салатской, урманской свит (Конторович, Ильина и др., 1995). Несколько отличен от них, но имеет заведомо континентальный облик и состав битумоидов тогурской свиты (Конторович, Данилова и др., 1998).

В работе показано, что битумоиды семейств I и II имеют своим источником морское аквагенное (сапропелевое) органическое вещество (таблица). Основным источником нефтей семейства III является террагенное (гумусовое) органическое вещество.

Генетические связи "нефтепроизводящие породы- нефти" и генезис палеозойских нефтей юго-востока Западной Сибири. На основании сравнительного анализа состава углеводородов-биомаркеров в битумоидах рассеянного органического вещества нефтепроизводящих пород палеозоя и юры и нефтей установлены четкие генетические связи между их семействами:

* Ib => In, IIb => Iln, Illb => Hin, где b - битумоиды, n - нефти

Таким образом, изучение геохимии углеводородов-биомаркеров подтверждает наличие двух источников нефтей в эрозионно-тектонических выступах палеозойского фундамента центральных и западных районов Томской области. Нефти, генетически связанные с нефтепроизводящими породами палеозоя, имеют своим источником аквагенное органическое

вещество, накапливавшееся в морских обстановках. Нефти, генетически связанные с юрскими отложениями, имеют своим источником органическое вещество озерно-болотных и озерно-аллювиапьных отложений. Два эти типа нефтей четко различаются по индивидуальному углеводородному составу.

Наличие в составе рассеянного органического вещества палеозоя углеводородов-биомаркеров, а в эрозионно-тектонических выступах палеозоя и внутрипалезойских резервуарах умеренно метаморфизованных нефтей палеозойского генезиса дает основание положительно оценивать перспективы нефтегазоносности палеозойских резервуаров. На основе анализа геохимических предпосылок нефтегазоносное™ (начальный нефтегазогенерационный потенциал) и палеотемпературного режима недр (катагенез) нет оснований отрицать вероятную нефтегазоносность палеозоя. Решающую роль в нефтегазоносное™ палеозоя должны играть тектонические предпосылки сохранения палеозойских залежей в эпоху складчатости, наличие в этих комплексах емких коллекторов, надежных флюидоупоров и ловушек.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. В диссертационной работе впервые на современном молекулярном уровне выполнено сравнительное исследование геохимии палеозойских нефтей (из внутрипапеозойских горизонтов и нефтегазоносных горизонтов зоны контакта палеозоя и мезозоя) и рассеянного органического вещества из отложений палеозоя (преимущественно девонского и кембрийского возраста) и нижней части мезозойского разреза (тогурская и тюменская свиты) юго-востока Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Исследование наряду с палеозойскими мезозойских нефтепроизводивших пород дало информацию для проверки гипотезы о миграции углеводородов из мезозойских отложений в ловушки в эрозионо-тектонических выступах палеозойского фундамента.

2. Проведенные исследования позволили идентифицировать в нефтях и рассеянном органическом веществе весь набор насыщенных углеводородов-биомаркеров: нормальных и изопреноидных алканов, стеранов, гопанов, моретанов, три - и тетрацикланов. Основная масса изученных образцов пород и проб нефтей пространственно приурочена к Нюрольскому осадочному бассейну и Предъенисейской части Западно-Сибирской провинции, в пределах которых по углепетрографическим определениям и биомаркерным показателям катагенетическая преобразованность органического вещества не превышает стадии МК3' (К).

3. В отдельных образцах пород, в которых катагенез органического вещества достиг градации апокатагенеза, тем не менее, также

зафиксировано присутствие, хотя и в незначительных количествах, УВ-биомаркеров. В этих зонах на территории Западно-Сибирской геосинеклизы термобарические условия были менее жесткие, чем, например, в отложениях верхнего протерозоя на Енисейском кряже, где, по данным лаборатории геохимии нефти и газа ИГНГ СО РАН, углеводороды-биомаркеры в составе битумоидов отсутствуют.

4. Наличие в рассеянном органическом веществе пород палеозоя юго-востока Западно-Сибирской НГП углеводородов-биомаркеров, а также нефтепроявления во внутрипалеозойских резервуарах однозначно показывают, что в палеозое в пределах Западно-Сибирской провинции есть, как это и предвидел Н.Н.Ростовцев, отдельные зоны, где палеотермобарические условия недр не приводили к полной деструкции скоплений углеводородов.

5. Методом кластерного анализа с использованием единого диагностического набора биомаркерных показателей изученные нефти и битумоиды разделены натри семейства.

a. Первое семейство нефтей и битумоидов генетически связанно с морскими нефтегазопроизводящими породами верхнепротерозойского (Предъенисейская зона) и палеозойского (внутренние районы ЗападноСибирской геосинеклизы) возраста.

b. Нефть семейства II имеет полигенную природу. Она сформировалась в результате поступления в ловушки углеводородов из двух источников. Первый из них - это углеводороды того же рассеянного органического вещества, которое дало начало нефтям семейства I, т.е. палеозойский. Вторым источником нефтей этого типа является рассеянное органическое вещество нефтегазопроизводящих пород тогурской и тюменской свит, накапливавшиеся не только в пресных, айв солоноватых или соленых водоемах.

c. Нефти и битумоиды семейства III имеют континентальный генезис. Их источником явилось рассеянное органическое вещество пород тюменской и тогурской свит, захоронявшееся в озерно-болотных и болотных условиях.

6. Проведенные исследования показали, что нефти во внутренних резервуарах палеозоя (девонского и кембрийского возраста) ЗападноСибирской НГП имеют своим источником аквагенное, сапропелевое органическое вещество, накапливавшееся в морских условиях. Изучение кембрийских нафтидов на востоке Западно-Сибирского бассейна выявило черты их сходства с верхнепротерозойскими нефтями Юрубчено-Тохомской зоны Байкитской антеклизы (Сибирская платформа). В нафтидах елогуйской свиты зафиксированы следы биодеградации. Выдвинуто предположение, что они протекали в кембрийских (елогуйская свита) скоплениях нефти

Предъенисейской зоны в домезозойский этап истории формирования залежей.

7. Выполненный геолого-геохимический анализ генетической природы нефтей в палеозойских отложениях показывает, что:

a. в них имели место нефтегазопроизводящие породы и в значительных масштабах протекала генерация углеводородов;

b. часть углеводородов и углеводородных скоплений в отложениях палеозоя, несомненно, сохранилась, и они могут быть самостоятельным объектом поисковых работ;

c. сохранение скоплений углеводородов в палеозое контролировались не только термобарическими условиями недр (катагенез), но и в не меньшей степени изменением качества флюидоупоров и надежности ловушек в ходе процессов складчатости, их нарушенностью и трещиноватостью.

8. Полученные результаты необходимо учитывать при построении моделей нефтегазоносности палеозоя для целей количественной оценки перспектив нефтегазоносности и проектирования региональных и поисково-оценочных работ.

Публикации по теме диссертации

1. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений левобережья Енисея (Тыйская параметрическая скважина) / Каштанов В.А., Варламов А.И., Данилова В.П., Дашкевич H.H., Ефимов A.C., Ильина В.И., Костырева Е.А., и др. - Новосибирск, 1995. 53с. (Препринт №1, ОИГГиМ СО РАН)

2. Конторович А.Э., Данилова В.П., Москвин В. И., Борисова J1.C., Костырева Е.А. Геохимия органического вещества и углеводороды-биомаркеры в разрезе нижнеюрских отложений скважины Пономаревская-2 (Томская область) // Результаты работ по межведомственной региональной программе "Поиск" за 1992-1993 годы, II часть. - Новосибирск, 1995. С.71-74

3. Данилова В.П., Костырева Е.А. Углеводороды-биомаркеры в рассеянном органическом веществе и нефтях палеозоя Западной Сибири и их источники // 3 Международная конф. по химии нефти Западной Сибири: Тез. докл. - Томск, 1997. Т. I. С. 59-60.

4. Конторович А.Э., Данилова В.П., Костырева Е.А., Стасова О.Ф. Геохимия и генезис палеозойских нефтей Западной Сибири // Геохимия. -1998.-№1,-С. 3-17.

5. Костырева Е.А. Углеводороды-биомаркеры терпанового ряда в битумоидах палеозойских отложений Западной Сибири // Актуальные

вопросы геологии и географии Сибири: Материалы конф., посвященной 120-летию основания ТГУ. - Томск, 1998. С.76-77.

6. Конторович А.Э., Данилова В.П., Егорова Л.И., Конторович В.А., Иванов И.А., Мангазеев В.П., Москвин В.И., Меленевский В.Н., Костырева Е.А. и др. Геолого-геохимические критерии прогноза нефтегазоносности нижнеюрских аллювиально-озерных отложений Западно-Сибирского бассейна//Докл. РАН. - 1998. - Т.358. -№6. - С.799-802.

7. Костырева Е.А., Данилова В.П., Меленевский В.Н., Моисеева Н.В., Фомин А.Н., Ямковая Л.С. Геохимия органического вещества палеозойских отложений востока Томской области (на примере разреза скв. Вездеходная-4) // Геология и геофизика. - 1999. - №7. - С. 1086-1091.

8. Костырева Е.А. Геохимия углеводородов-биомаркеров в битумоидах палеозойских отложений Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна // Международная конф. "Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ": Тез. докл. -Санкт-Петербург, 1999. С.46-47.

' 9. Костырева Е.А., Данилова В.П. Углеводороды-биомаркеры в битумоидах кембрийских отложений Приенисейской зоны (на примере Тыйской параметрической скважины №1) Западной Сибири // Научное совещание "Органическая геохимия нефтепроизводящих пород Западной Сибири": Тез. докл. - Новосибирск, 1999. С. 118-120.

10. Конторович А.Э., Кринин В.А., Хоменко A.B., Гилинская Л.Г., Данилова В.П., Меленевский В.Н., Костырева Е.А. и др. Первые проявления докембрийских нефтей в Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне // Научное совещание "Органическая геохимия нефтепроизводящих пород Западной Сибири": Тез. докл. - Новосибирск, 1999. С. 180-182.

11. Москвин В.И., Данилова В.П., Костырева Е.А. и др. Условия накопления, геохимия УВ-биомаркеров и нефтегенерационный потенциал отложений тогурской свиты (нижний тоар Западной Сибири) // Научное совещание "Органическая геохимия нефтепроизводящих пород Западной Сибири": Тез. докл. - Новосибирск, 1999. С. 95-98.

12. Конторович А.Э., Данилова В.П., Меленевский В.Н., Костырева Е.А. Реликтовые углеводороды битумоидов РОВ и нефтей как носители генетической информации // Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений: Сборник докл. конф. в трех томах. Т.1. - Санкт-Петербург, 1999. С.252-258.

13. Данилова В.П., Костырева Е.А., Кринин В.А., Москвин В.И., Меленевский В.Н. Реконструкция обстановок накопления органического вещества в раннеюрских осадочных бассейнах Западной Сибири по биогеохимическим данным // Всероссийский симпозиум "Среда и жизнь в

геологическом прошлом", посвященного 100-летию со дня рождения профессора Р.Ф. Геккера: Тез. докл. - Новосибирск, 2000. С.34-35.

14. Костырева Е.А. Геохимия углеводородов-биомаркеров в битумоидах палеозойских отложений Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна // 31 Международный геологический конгресс: Тез.докл. - Rio de Janeiro, Brazil, 2000.

15. Конторович А.Э., Ефимов A.C., Кринин В.А., Хоменко A.B., Гилинская Л.Г., Данилова В.П., Меленевский В.Н., Костырева Е.А. и др. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности кембрия и верхнего протерозоя западной окраины Сибирской платформы (левобережье Енисея) // Геология и геофизика. - 2000.- Т.41. - №12. - С.1615-1636.

16. Данилова В.П., Костырева Е.А., Конторович А.Э., Кринин В.А., Меленевский В.Н. Геохимические критерии нефтегазоносности верхнепротерозой-палеозойского Предъенисейского осадочного бассейна // Научно-практическая конф. "Геохимия в практике поисково - разведочных работ на нефть и газ": Тез. докл. - М., 2001. С.41-42.

17. Костырева Е.А., Данилова В.П. Геохимия углеводородов-биомаркеров битумоидов девонских и кембрийских отложений юго-востока Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна // 6 Международная конф. "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр": Материалы конф. Книга 1. - М., 2002. С.281-284.

18. Костырева Е.А. Геохимия и генезис палеозойских нефтей юго-востока Западной Сибири // Всероссийская конф. "Генезис нефти и газа": Тез. докл. -М., 2003. С.436-438.

Технический редактор О.М.Вараксина Подписано к печати 12.05.2003 г. Формат 60x84/16. Бумага офсет № 1. Гарнитура Тайме. Офсетная печать. Печ. л. 1.2. Тираж 120. Зак. № 214 Издательство СО РАН, 630090, Новосибирск, Морской пр., 2 Филиал «Гео». 630090, Новосибирск, пр. Ак. Коптюга, 3.

р 11 У ¿

Wf2.j

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Костырева, Елена Анатольевна

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О ГЕОЛОГИИ И

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ.

1.1. Стратиграфия и литология палезойских отложений.

1.2. Тектоника, история геологического развития Западной Сибири в палеозое.

1.3. Нефтегазоносность палеозойских отложений.

1.4. Геологическое строение типовых месторождений.

1.5. История взглядов и современные представления о генезисе нефтей в отложениях палеозоя Западной Сибири.

Глава 2. МАТЕРИАЛ И МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ.

Глава 3. ГЛАВНЫЕ ГОМОЛОГИЧЕСКИЕ РЯДЫ УГЛЕВОДОРОДОВ-БИОМАРКЕРОВ В НЕФТЯХ, ИХ СВЯЗЬ С ЖИВЫМ ВЕЩЕСТВОМ.

3.1. Общие сведения о углеводородах-биомаркерах.

3.2. Нормальные алканы.

3.3. Алифатические изопреноидные алканы.

3.4. Стераны.

3.5. Терпаны.

3.6. Использование информации об УВ-биомаркерах как инструмент для диагностики типов ОВ и дочерних нефтей и уровня их катагенетической преобразованности.

Глава 4. ГЕОХИМИЯ ПАЛЕОЗОЙСКИХ НЕФТЕЙ.

4.1. Геохимия семейств палеозойских нефтей.

4.1.1. Семейство I

4.1.2. Семейство II

4.1.3. Семейство III.

4.2. Генетическая природа семейств.

Глава 5. ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАССЕЯННОГО ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА НЕФТЕПРОИЗВОДЯЩИХ ПОРОД, ВОЗМОЖНЫХ ИСТОЧНИКОВ ПАЛЕОЗОЙСКИХ НЕФТЕЙ.

5.1. Общие сведения о потенциально нефтепроизводящих породах палеозоя, тогурской и тюменской свит.

5.2. Распределение битумоидов, их групповой и углеводородный состав в породах палеозоя, тогурской и тюменской свит

5.3. Семейства битумоидов.

5.3.1. Семейство 1.

5.3.2. Семейство II.

5.3.3. Семейство III.

5.4. Генетические связи "рассеянное органическое вещество нефтепроизводящих пород - нефти" и генезис палеозойских нефтей юго-востока Западной Сибири.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геохимия и генезис палеозойских нефтей юго-востока Западной Сибири"

Объект исследования. В связи с многолетней дискуссией об источниках нефти в залежах, которые сформированы в эрозионно-тектонических выступах палеозоя, в качестве объекта исследования автор выделил рассеянное в осадочных породах палеозоя и перекрывающей его нижней и средней юры (тогурская и тюменская свиты) органическое вещество и нефти, из нефтегазоносного горизонта зоны контакта (НГГЗК -ПЗцр) и внутрипалеозойских горизонтов (П3;п) юго-востока ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции.

Актуальность работы. Проблеме нефтегазоносности палеозоя ЗападноСибирской равнины уже более семидесяти лет. Когда в 1932 г. И.М.Губкин впервые сформулировал идею нефтегазоносности мезозоя этой территории, у него сразу же появились оппоненты (Н.С.Шатский, М.К.Коровин, Н.А.Кудрявцев и др.), которые считали, что перспективы нефтегазоносности этого региона связаны, в первую очередь, с палеозойским комплексом. После открытия месторождений нефти и газа в Приуралье и Широтном Приобье основное внимание было переключено на поиски скоплений нефти и газа в мезозое. Задачу поисков нефти в палеозое Западной Сибири как самостоятельную вновь поставил А.А.Трофимук (1964). В течение 70-80-х годов в работах А.А.Трофимука и В.С.Вышемирского (ИГГ АН СССР), а также В.И.Бененсона, Н.П.Запивалова, Н.П.Кирды и ряда других исследователей эта проблема была рассмотрена весьма полно. А.А.Трофимук считал, что по ресурсам углеводородов палеозойский этаж ЗападноСибирской провинции не уступает мезозойскому.

Одновременно исследования по этой проблеме выполняли ученые в СНИИГГИМСе, под руководством В.С.Суркова и А.Э.Конторовича:

О.Г.Жеро, И.А.Олли, Л.В.Смирнов, О.Ф.Стасова, А.С.Фомичев и др. и в ЗапСибНИГНИ - В.С.Бочкарев, И.И.Нестеров и др. Они оценивали перспективы нефтегазоносности палеозойского комплекса более осторожно.

В 70-е годы Министерство геологии СССР создало Координационный совет для решения научных и производственных проблем по изучению нефтегазоносности палеозоя под руководством А.А.Трофимука. По инициативе совета СНИИГГИМС, ИГГ СО АН СССР, ЗапСибНИГНИ совместно с производственными организациями разработали программу изучения нефтегазоносности палеозоя. В результате геологоразведочных работ, направленных на реализацию программы, был открыт ряд залежей нефти в эрозионно-тектонических выступах палеозойского фундамента (Верхтарское, Герасимовское, Останинское, Урманское, Арчинское, Калиновое и др.), и на двух площадях (Малоичская, Еллей-Игайская) получены притоки нефти из горизонтов внутрипалеозойских отложений.

В последнее время, в связи с выявлением огромной Предъенисейской верхнепротерозой-палеозойской нефтегазоносной субпровинции

А.Э.Конторович, Н.Н.Дашкевич, А.С.Ефимов, В.А.Каштанов, В.А.Конторович, В.А.Кринин, Ю.Ф.Филиппов, А.В.Хоменко и др.), на территории левобережья Енисея, были пробурены скважины Лемок-1 в Красноярском крае и Вездеходная-4 в Томской области. В них зафиксированы нефтепроявления в отложениях кембрия и девона.

Геохимические исследования ОВ палеозойских отложений в сравнительно небольших объемах проводились Л.И.Богородской, В.С.Вышемирским, А.Э.Конторовичем, И.А.Олли, О.Ф.Стасовой, А.Н.Фоминым, А.С.Фомичевым, В.Ф.Шугуровым. Ими были выполнены определения содержания органического углерода и катагенетической преобразованное™ OB. По данным А.Н.Фомина в палеозойских отложениях уровень катагенеза ОВ достаточно высокий и, в основном, превышает градацию МК2 (индексы для градаций приняты по А.Э.Конторовичу).

• Могли ли при интенсивной складчатости и высоком катагенезе сохраниться скопления нефти в отложениях палеозоя?

• Какова генетическая природа нефтей в эрозионно-тектонических выступах палеозойского фундамента?

Для достижения этой цели необходимо было решить следующие задачи:

2. Сформировать коллекцию нефтепроизводящих пород палеозоя и низов юрского разреза и нефтей для их комплексного геохимического исследования по схеме, принятой в ИГНГ СО РАН, уделяя основное внимание изучению в них состава и распределения углеводородов-биомаркеров методами ГЖХ и хромато-масс-спектрометрии.

4. Выявить генетические связи в ряду: РОВ осадочных пород => битумоиды нефти и на этой основе предложить схему формирования скоплений углеводородов в НГГЗК, с учетом геологического строения палеозойского комплекса и низов юрского разреза.

A.Н.Фомина, Ю.А.Филиппова, А.В.Хоменко. В породах определены пиролитические характеристики и содержание органического углерода (Сорг). Степень катагенетической преобразованное™ РОВ определена методами углепетрографии А.Н.Фоминым. Детально, на молекулярном уровне, методами газожидкостной хроматографии и хромато-масс-спектрометрии, изучен состав 70 образцов битумоидов, 10 нефтей и 10 нафтидов типа мальт.

Битуминологические и пиролитические исследования выполнены Н.Т.Юдиной, Л.С.Ямковой при участии автора под руководством

B.П.Даниловой, В.Н.Меленевского, А.Н.Фомина. Интерпретация хроматограмм и хромато-масс-спектрограмм проведена автором при консультациях В.П.Даниловой и В.Н.Меленевского. Анализы методом спектроскопии ЭПР выполнены в Аналитическом центре ОИГГМ СО РАН им. А.А.Трофимука Л.Г.Гилинской.

При интерпретации новой геолого-геохимической информации были использованы подходы, развитые российскими (Н.Б.Вассоевич,

В.С.Вышемирский, О.К.Баженова, Г.Н.Гордадзе, А.Н.Гусева, В.П.Данилова, А.Э.Конторович, С.Г.Неручев, Г.М.Парпарова, Ал.А.Петров, А.С.Фомичев и др.) и зарубежными (П.Дж.Грантхам, А.С.Маккензи, Дж.М.Молдован, Дж. Коннан, К.Е.Петерс, Б.Тиссо, Дж.Эспиталье и др.) учеными.

Для разделения изученных нефтей и образцов РОВ по геохимическим данным на отдельные генетические семейства были использованы методы кластерного анализа. В применении и интерпретации результатов кластерного анализа большую помощь автору оказал В.Р.Лившиц. На основе анализа литературных данных по геохимии углеводородов-биомаркеров и опыта их интерпретации в ИГНГ СО РАН, был сформирован исходный, наиболее информативный набор диагностических биогеохимических параметров.

Защищаемые положения и результаты:

3. Анализ генетических связей рассеянное органическое вещество => битумоиды => нефти позволяет считать, что нефти в палеозойские ловушки на Еллей-Игайском, Малоичском, Верхтарском, Останинском, Калиновом,

Южно-Урманском месторождениях мигрировали из морских палеозойских нефтепроизводящих отложений. В палеозойские ловушки на Ягыл-Яхском, Верхнекомбарском и Чкаловском месторождениях нефти мигрировали из озерно-болотных и озерных нефтепроизводящих отложений нижней средней юры. Нефть в палеозойской ловушке на Герасимовском месторождении имеет смешанный генезис.

4. Нафтиды из отложений кембрия (скважина Лемок-1) по

19 обогащенности изотопом С, присутствию в заметных концентрациях 12- и 13-монометилалканов, распределению стеранов и трицикланов, подобны нефтям из отложений рифея Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления. Это в совокупности с сейсмогеологическими данными позволяет предполагать, что источником их были черносланцевые отложения верхнего протерозоя.

Научная новизна. Личный вклад: В работе впервые:

• изучена геохимия циклических насыщенных углеводородов-биомаркеров (стеранов, гопанов, три- и тетрацикланов) в органическом веществе нефтепроизводящих пород палеозоя и нижней-средней юры Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции;

• с помощью кластерного анализа выполнено разделение палеозойских нефтей и битумоидов из предполагаемых нефтепроизводящих отложений палеозоя и нижней-средней юры на семейства;

• показано, что нефти во внутренних резервуарах палеозоя (девонского и кембрийского возраста) имееют своим источником аквагенное, сапропелевое органическое вещество, накапливавшееся в морских условиях;

• установлены черты сходства кембрийских нафтидов на востоке Западно-Сибирского бассейна с рифейскими нефтями Юрубчено-Тохомской зоны Байкитской антеклизы (Сибирская платформа). Показано, что часть этих нафтидов подверглась предмезозойской биодеградации.

Реализация работы. Результаты работы вошли, как составная часть, в выполненный в 1995-2003 гг. цикл исследований ИГНГ СО РАН по приоритетному направлению "Осадочные бассейны" и по федеральной программе "Поиск" и посвященный условиям формирования и закономерностям размещения месторождений нефти и газа в ЗападноСибирской НГП.

Апробация работы и публикации. Автор был делегатом на XXXI Международном геологическом конгрессе (Rio de Janeiro, 2000), где доложил результаты своих исследований. Основные положения работы также докладывались автором на 11 Всероссийских и Международных конференциях в Новосибирске, Томске, Москве, Санкт-Петербурге и др.городах в период с 1996 по 2003 года. По теме диссертации опубликовано 18 работ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав и заключения. Она содержит 163 страницы текста, 70 рисунков, 38 таблиц. Список использованной литературы включает 191 наименование.

Заключение Диссертация по теме "Геохимия, геохимические методы поисков полезных ископаемых", Костырева, Елена Анатольевна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. В диссертационной работе впервые на современном молекулярном уровне выполнено сравнительное исследование геохимии палеозойских нефтей (из внутрипалеозойских горизонтов и нефтегазоносных горизонтов зоны контакта палеозоя и мезозоя) и рассеянного органического вещества из отложений палеозоя (преимущественно девонского и кембрийского возраста) и нижней части мезозойского разреза (тогурская и тюменская свиты) юго-востока Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Исследование, наряду с палеозойскими, мезозойских нефтепроизводивших пород дало информацию для проверки гипотезы о миграции углеводородов из мезозойских отложений в ловушки в эрозионо-тектонических выступах палеозойского фундамента.

2. Проведенные исследования позволили идентифицировать в нефтях и рассеянном органическом веществе весь набор насыщенных углеводородов-биомаркеров: нормальных и изопреноидных алканов, стеранов, гопанов, моретанов, три- и тетрацикланов. Основная . масса изученных образцов пород и проб нефтей пространственно приурочена к Нюрольскому осадочному бассейну и Предъенисейской части ЗападноСибирской провинции, в пределах которых по углепетрографическим определениям и биомаркерным показателям катагенетическая преобразованность органического вещества не превышает стадии МК3' (К).

3. В отдельных образцах пород, в которых катагенез органического вещества достиг градации апокатагенеза, тем не менее, также зафиксировано присутствие, хотя и в незначительных количествах, УВ-биомаркеров. В этих зонах на территории Западно-Сибирской геосинеклизы термобарические условия были менее жесткие, чем, например, в отложениях верхнего протерозоя на Енисейском кряже, где, по данным лаборатории геохимии нефти и газа ИГНГ СО РАН, углеводороды-биомаркеры в составе битумоидов отсутствуют.

4. Наличие в рассеянном органическом веществе пород палеозоя юго-востока Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции углеводородов-биомаркеров, а также нефтепроявления во внутрипалеозойских резервуарах однозначно показывают, что в палеозое в пределах Западно-Сибирской НГП есть, как это и предвидел Н.Н.Ростовцев, отдельные зоны, где палеотермобарические условия недр не приводили к полной деструкции скоплений углеводородов.

5. Методом кластерного анализа с использованием единого диагностического набора биомаркерных показателей изученные нефти и битумоиды разделены на три семейства. a. Первое семейство нефтей и битумоидов генетически связанно с морскими нефте газопроизводящими породами верхнепротерозойского (Предъенисейская зона) и палеозойского (внутренние районы Западно-Сибирской геосинеклизы) возраста. b. Нефть семейства II имеет полигенную природу. Она сформировалась в результате поступления в ловушки углеводородов из двух источников. Первый из них - это углеводороды того же рассеянного органического вещества, которое дало начало нефтям семейства I, т.е. палеозойский. Вторым источником нефтей этого типа является рассеянное органическое вещество нефтегазопроизводящих пород тогурской и тюменской свит, накапливавшиеся не только в пресных, айв солоноватых или соленых водоемах. c. Нефти и битумоиды семейства III имеют континентальный генезис. Их источником явилось рассеянное органическое вещество пород тюменской и тогурской свит, захоронявшееся в озерно-болотных и болотных условиях.

6. Проведенные исследования показали, что нефти во внутренних резервуарах палеозоя (девонского и кембрийского возраста) ЗападноСибирской НГП имееют своим источником аквагенное, сапропелевое органическое вещество, накапливавшееся в морских условиях. Изучение кембрийских нафтидов на востоке Западно-Сибирского бассейна выявило черты их сходства с верхнепротерозойскими нефтями Юрубчено-Тохомской зоны Байкитской антеклизы (Сибирская платформа). В нафтидах елогуйской свиты зафиксированы следы биодеградации. Выдвинуто предположение, что они протекали в кембрийских (елогуйская свита) скоплениях нефти Предъенисейской зоны в домезозойский этап истории формирования залежей.

7. Выполненный геолого-геохимический анализ генетической природы нефтей в палеозойских отложениях показывает, что: a. в них имели место нефтегазопроизводящие породы и в значительных масштабах протекала генерация углеводородов; b. часть углеводородов и углеводородных скоплений в отложениях палеозоя, несомненно, сохранилась, и они могут быть самостоятельным объектом поисковых работ; c. сохранение скоплений углеводородов в палеозое контролировались не только термобарическими условиями недр (катагенез), но и в не меньшей степени изменением качества флюидоупоров и надежности ловушек в ходе процессов складчатости, их нарушенностью и трещиноватостью.

Полученные результаты необходимо учитывать при построении моделей нефтегазоносности палеозоя для целей количественной оценки перспектив нефтегазоносности и проектирования региональных и поисково-оценочных работ.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Костырева, Елена Анатольевна, Новосибирск

1. Баженова O.K., Арефьев О.А. Особенности состава биомаркеров докембрийского органического вещества Восточно-Европейской платформы // Геохимия. 1998. - № 3. - С.286-294.

2. Белоконь Т.В., Фрик М.Г. Применение биомаркеров в нефтегазовой геологии. М: Геоинформарк, 1993. 47с.

3. Биджаков В.И., Даненберг Е.Е., Иванов И.А. и др. Нефтегазоносность верхней части палеозоя юго-востока Западно-Сибирской плиты. // Нефтегазоносность Сибири и Дальнего Востока. Новосибирск: Наука, 1981. С.116-121.

4. Боголепов К.В. К вопросу о тектоническом строении области сопряжения Западно-Сибирской плиты и Сибирской платформы //Тектоника Сибири. Новосибирск: СО АН СССР, 1962. Т.1. С. 130170.

5. Богуш О.И., Юферев О.В. К открытию башкирского архедисцидового комплекса фораминифер в центральной части Западно-Сибирской низменности // Докл. АН СССР. 1962. - Т. 146. - № 5. - С.1150-1152.

6. Бочкарев B.C., Погорелов Б.С. Новые данные о возрасте складчатого фундамента внутренних районовЗападно-Сибирской плиты // Докл. АН СССР. 1968. - Т. 179. - №3. - С.664-665.

7. Бочкарев B.C., Шнип О.А. Стратиграфия и фации палеозойских образований центральных и южных районов Западной Сибири // Стратиграфия и фации фанерозоя Западной Сибири. // Тр. ин-та / ЗапСибНИГНИ. 1982. Вып. 169. С.67-85.

8. Бушнев Д.А. Основы геохимической интерпретации данных по составу и распределению индивидуальных органических соединений в нефтях и осадочных породах. Сыктывкар, 1999. - 48с.

9. Вассоевич Н.Б. Избранные труды. Геохимия органического вещества и происхождение нефти. М.: Наука, 1986. - 368с.

10. Вассоевич Н.Б. Образование нефти в терригенных отложениях (на примере чокракско-караганских слоев Терского передового прогиба). Вопросы образования нефти // Тр. ин-та / ВНИГРИ. 1958. Вып. 128. С.9-22.

11. Вассоевич Н.Б., Гусева А.Н., Лейфман И.Е. Биогеохимия нефти // Геохимия. 1976. - №7. - С. 1075-1083.

12. Верховская Н.А., Лебедева Л.В. Изотопный состав углеродаорганического вещества, битумоидов и нефтей морских отложений мезозоя и палеозоя юго-востока Западной Сибири // Тр. ин-та / СНИИГГиМС. 1981. Вып.288. С.56-64.

13. Воробьева Н.С., Земскова З.К., Пунанов В.Г. и др. Биометки нефтей Западной Сибири // Нефтехимия. 1992. - Т.32. №5. - С.405-420.

14. Воробьева Н.С., Петров Ал.А. 19-й конгресс по органической геохимии // Нефтехимия. 2000. - Т.40. - №6. - С.472-476.

15. Воробьева Н.С., Петров Ал.А. Успехи органической геохимии (1993-1997)(по материалам Международных конгрессов) // Нефтехимия. -1998. Т.38. - №5. - С.392-398.

Информация о работе

Костырева, Елена Анатольевна
кандидата геолого-минералогических наук
Новосибирск, 2003
ВАК 25.00.09

Диссертация

Геохимия и генезис палеозойских нефтей юго-востока Западной Сибири - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы