CC BY
170
УДК 550.84:551.8
ГЕНЕЗИС НЕФТЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР (ВЬЕТНАМ) ПО ДАННЫМ О СОСТАВЕ НАСЫЩЕННЫХ АЦИКЛИЧЕСКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ
О.В. Серебренникова*, Ву Ван Хай, Ю.В. Савиных*, Н.А. Красноярова*
Томский политехнический университет *Институт химии нефти СО РАН, г. Томск E-mail: [email protected]
Описаны общие характеристики состава рассеянного органического вещества пород миоцена и олигоцена в пределах месторождения Белый Тигр (Вьетнам) и сопоставление его с соответствующими характеристиками нефтей.
Ключевые слова:
Металлопорфирины; рассеянные органические вещества; порфирины; катагенез; фитопланктон.
Key words:
Metalloporphyrins, dispersed organic matter, porphyrin, catagenesis, phytoplankton.
Месторождение Белый Тигр (Bach Ho) расположено на южном шельфе СР Вьетнама в блоке 09-1 в 120 км к юго-востоку от города-порта Вунг-тау, основной производственно-технической и снабженческой базы СП «Вьетсовпетро» (рис. 1). Найдены залежи нефти в нижнемиоценовых и олигоцено-вых песчано-алевролитовых отложениях, а также, вопреки предварительным ожиданиям в трещиноватых гранитоидных коллекторах фундамента. Отнюдь не часто встречающийся случай обнаружения промышленных скоплений нефти в кристаллических породах привлекает особое внимание. Месторождение Белый Тигр стало самым крупным месторождением нефтносной провинции, приуроченным к центральному поднятию Кыулонгской впадины.
Для восстановления истории формирования в недрах Земли углеводородных скоплений, реконструкции условий нафтидогенеза необходимо детальное исследование состава рассеянного в породах органического вещества, в частности распределения в нем хемофоссилий, унаследовавших черты своего строения от биологических предшественников. Состав этих структур определяется, прежде всего, исходной биомассой и последующими этапами ее преобразования [1].
Комплекс хемофоссилий (индивидуальный состав изопреноидных и нормальных алканов, содержание металлопорфиринов иперилена), а также состав фенатренов, выбранный нами для исследований, позволяют судить о фациально-генетиче-ской природе присутствующего в породах органического вещества. Так, присуствие в органического вещества комплексов порфиринов с ванадилом (VO-р) указывает на премущественно морской генезис органического вещества и восстановительные условия при осадконакоплении. Наличие никелевых порфиринов (Ni-р) свидетельствует об от-суствии сероводородного заражения природных вод при седиментации и раннем диагенезе органического вещества. Прилен, широко распространенный в озерах, встречается также в прибрежных районах морей и отсутсвует в глубоководных фациях. Соотношение изопреноидных углеводородов
пристана (П) и фритана (Ф) может быть использовано для оценки окислительно-востановигельных условий в бассейне седиментации. Следует, однако, учитывать, что наряду с окислительной средой повышенное содержание пристана в осадках может быть обусловлено существенным вкладом в органическом веществе зоопланктона и биомассы бактерий. Состав н-алканов характеризует участие в формировании состава органического вещества отдельных групп биопродуцентов. Основными углеводородами фитопланктона являются С15 и С17 н-алканы. Для наземой растительности характерно преобладание С27, С29 и С31 н-алканов. В прибрежно-морских водорослях преобладают С21, С23 и С25 гомологи [1].
Для определения степени термической зрелости органического вещества нами использованы CPI - отношение концентрации н-алканов с нечетным числом атомов углерода в молекуле к «четным» н-алканам, а также расчетная отражательная способность витринита (Rc), основанная на различии в термической стабильности отдельных изомеров метилфенатренов. Rc хорошо коррелирует с отражательной способностью витринита (% Rm) в интервале его значений, соотвествующих основной зоне образования нефти из керогена.
Накопленный к настоящему времени материал об особенностях состава рассеянного органического вещества и нефтей месторождения Белый Тигр показал, что геохимические параметры углеводородов-биомаркеров для рассеянных органических веществов пород и нефтей фундамента имеют большие отличия. Полученные данные свидетельствуют, что породы фундамента не имеют никакого отношения к генерации нефти, заполняющей каверны в фундаменте [3]. Важную роль для нефте-образования на месторождении Белый Тигр играют породы нижнего олигоцена и верхнего олигоцена и нижнего миоцена и эоцена [11]. Анализ состава нефтей месторождения Белый Тигр показал наличие двух групп нефтей различного генезиса. Первый - нефти из фундамента и олиноцена, а второй - из миоцена [4].
Целью настоящего исследования являлась характеристика состава рассеянного органического вещества пород миоцена и олигоцена в пределах месторождения Белый Тигр (Вьетнам) и сопоставление его с соответствующими характеристиками нефтей.
Характеристика объектов и методов исследования
Экстракцию битумоида проводили 7 %-м раствором метанола в хлороформе при помощи Теса-101 Сох1ес НТ-сиситемы. Фенантрены, перилен и металлопорфирины были сконцентрированы хроматографическим разделением битумоида на колонках с оксидом алюминия. Содержанием металлопорфиринов и перилена в хроматаграфиче-ских фракциях определено методом электронной спектроскопии по интенсивности полос поглощения при Я=550 нм (для М-р), 570 нм (для УО-р) и 435 нм (для реримелена) с использованием в расчетах коэффициентов экстинкции 2,7-104, 2,9-104, 4-104л/(мол.см), соответственно. Состав и распределение алканов и фенатренов исследовали методом газожидкостной хроматаграфии (ГЖХ) с использованием стационарной фазы 8Е-54 и пламенно-ионизационного дектетора. Индетификация соединений осуществлялась по времени удерживания
путем сравнения с уже имеющимися, а также опубликованными данными. По хроматаграммам газожидкостной хроматаграфии были определены максимумы молекулярно-массового распределения н-альканов, расчитаны параметры состава алканов: отношение П/Ф, П/н-С17, Ф/н-С18 и CPI, по составу фенатренов - метифенатреновый индекс MPI=1,5 (2MP+3MP)/(P+1MP+9MP) иКс - расчетная отражательная способность витринита (Rc=0,6MPI+0,4).
Результаты и их обсуждение
Характеристика потенциально нефтематеринских пород месторождения Белый Тигр. В подавляющем большинстве образцов пород (кроме керна миоцен-1) обнаружены VO-р в невысоких концентрациях (от 3 до 31 нмол/г), Ni-р отсутствуют в образцах миоцен-1 (табл. 1). В то же время, породы миоцена и олигоцен-3 содержат хлориновые пигменты, сохранению которых в осадках способствует сероводородное заражение. Это может быть причиной отсутствия в них порфириновых комплексов с никелем. Органическое вещество таких пород, как правило, обогащено ванадием, ванадиловыми порфиринами, а также сероорганическими соединениями.
Условные обозначения
е-*У - Перспективные структуры - Газовые месторождения
Щ - Нефтяные месторождения - Нефтегазовые месторождения
| Дракон | - Разрабатываемые | лантай| - Подготовленные к разработке
Рис. 1. Обзорная карта района на шельфе юга Вьетнама
Таблица 1. Содержание металлопорфиринов и перилена в породах месторождения Белый Тигр
Керн Вьетнам
Миоцен 1 Миоцен 2 Олигоцен 1 Олигоцен 2
Глубина,м 2822,75 2992,75 4098,5 4142,5
Содержание перилена, нмол/г 0 199 0 0
Содержание Ni-р, нмол/г 0 65 3 9
Содержания VO-р, нмол/г 0 31 3 6
П/Ф 1,24 3,31 1,16 1,58
П/н-С17 0,28 0,53 0,44 0,37
Ф/н-С18 0,41 0,33 0,41 0,36
CPI-1/(C20-C28) 1,05 1,11 1,09 1,02
CPI-2/(C22-C30) 1,13 1,21 1,08 1,10
CPI-2/(C24-C32) 1,06 1,35 1,12 1,14
CPI(C12-C34) 1,01 1,07 1,06 1,07
MPI 0,61 0,62 0,83 0,66
Rc 0,76 0,77 0,89 0,79
Распределение парафиновых углеводородов в органичесом веществе месторождения Белый Тигр представлено на рис. 2. В большинстве среди н-алканов преобладают углеводороды состава С10-С20, в то время как концентрация н-алканов состава С21-С35 заметно меньше. Характер молекулярно-массового распределения н-алканов в ОВ пород нижнего интервала олигоцена (4142,5 м) свидетельствует о смешанном характере исходного органического вещества, продуцированного фитопланктоном, прибрежными и наземными растениями в близком соотношении (рис. 2). Органический материал отлагался в субокислительных (П/Ф=1,58) условиях, видимо прибрежно-морского бассейна. Выше по разрезу (4098,5 м) вклад прибрежных водорослей снизился, а основными биопродуцентами были фитопланктон и древесные растения, накапливавшиеся в восстановительной среде (П/Ф=1,16). В миоцене (2992,75 м) обстановка осадконакопления сменилась на окислительную (П/Ф=3,31), среди биопродуцентов практически исчезли представители флоры, а доминировали микробные липиды. Наличие в органическом веществе перилена указывает на мелковод-ность бассейна седиментации. Со временем (породы с глубины 2822,75 м) условия осадконакопле-ния сменились на восстановительные, а биопродуценты - на фитопланктон и в подчиненном количестве прибрежные водоросли.
Во всех образцах кернового материала, CPI близко единице (1,01...1,07) В известной степени дополнением к данным Е. Берея и Е. Эванса могут служить материалы Дж. Купера, показывающие, что исходное ОВ пород месторождения Белый Тигр характеризовалось преобладанием жирных кислот с четным числом атомов углерода. Дж. Хант и М. Кальвин отмечают, что это соотношение нч/ч составляет для водорослей 1,01.1,07 [5]. В целом значения CPI в исследованных образцах отвечают органическое вещество достаточно зрелому для нефтеобразования.
Название н-алканов
Рис. 2. Молекулярно-массовое распределение н-алканов в рассеяных органических веществах месторождения Белый Тигр
Таким образом, в олигоцен-миоценовом разрезе месторождения Белый Тигр присутствуют разности пород, существенно различающиеся седимен-тогенезом и составом биопродуцентов, поставлявших в осадок органического вещества. По своей термической преобразованности органического вещества месторождения Белый Тигр может быть охарактеризовано как зрелое, способное генерировать нефть. Об этом свидетельствуют величины расчетной отражательной способности витринита, соответствующие стадии катагенеза МК2-МК3, значения CPI и соотношения изопреноидных и н-алканов.
Характеристики нефтей месторождения Белый ТИгр. Нефти этого месторождения является высоко парафинистыми (18.25,3 %), с очень низким содержанием серы. По глубине плотность и вязкость нефти, содержание в ней смол и асфальтенов снижаются [10, 11]. Содержание VO-р и Ni-р, обнаруженных нами в очень низких концентрациях, также уменьшается с глубиной (табл. 2). Эта тенденция изменения параметров состава нефти может быть связана с увеличением пластовой температуры с возрастанием глубины залежи и частичным разложением сложных высокомолекулярных молекул.
Таблица 2. Содержание металлопорфиринов в нефти месторождения Белый Тигр
Нефть Миоцен Олигоцен Фундамент
Содержание Ni-р, нмоль/г 2 3 0
Содержание VO-р, нмоль/г 2 0 3
П/Ф 1,28 2,04 2,84
П/н-С17 0,24 0,46 0,51
Ф/н-С18 0,24 0,24 0,23
CPI-1(C20-C28) 1,0 1,1 1,1
CPI-2(C22-C30) 1,0 1,1 1,1
CPI-3(C24-C32) 1,1 1,1 1,1
CPI(C12-C34) 1,2 1,1 1,2
MPI 0,61 0,78 0,51
Rc 0,77 0,87 0,71
Распределение парафиновых углеводородов нефтей представлено на рис. 2. Среди н-алканов преобладают С10-С20. По характеру их молекулярно-массового распределения нефти сходны между собой и с рассеянными органическими веществами пород миоцена. В то же время, отношение П/Ф в нефтях колеблется в широких пределах (1,28.2,84). Это свидетельствует о различии в условиях накопления их исходного нефтематеринского вещества. Сопоставление нефтей и рассеянных органических веществов пород по величине отношения пристана к фитану, учитывая характер молекулярно-массового распределения н-алканов, показывает, что нефть миоцена могла быть генерирована одновозрастными отложениями (миоцен-1). Значения генетического параметра П/Ф для рассеянных органических веществов пород олигоцена (П/Ф=1,16...1,58) существенно ниже чем для нефти, залегающей в этих отложениях (П/Ф=2,04), что говорит об ином источнике нефти. Сложное геологическое строение территории, на которой располагается месторождение Белый Тигр, могло привести к заполнению ловушки в коллекторах олигоцена более молодой нефтью, генерированной толщей миоцена (миоцен-1 и миоцен-2), которая содержит разности пород с рассеянными органическими веществами, характеризующимся значениями П/Ф от 1,2 до 3,3.. Нефть, залегающая в породах фундамента наиболее близка к рассеянным органическим веществам пород миоцена-2.
Название н-алканов
Рис. 3. Молекулярно-массовое распределение н-алканов нефтей месторождения Белый Тигр
Таким образом, газожидкостная хроматаграфия анализ проб нефти и образцов кернов месторождении Белый Тигр показывает, что нефтематеринское вещество для всех нефтей слагал преимущественно фитопланктон с примесью донных водорослей и незначительной долей наземных растений. Нефть миоцена генерирована органического вещества отложений, накапливавшихся в восстановительной среде, а нефти из коллекторов олигоцена и фундамента - в слабо окислительной и окислительной обстановках. Наиболее вероятным источником нефтей месторождения Белый Тигр являются полифациальные отложения миоцена, достигшие главной фазы нефтеобразования и способные генерировать нефть.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Красноярова Н.А., Серебренникова О.В., Зайцев С.П. Условия седиментации и катагенез рассеянного органического вещества нижней юры западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. -№3. - С. 11-17.
2. Серебренникова О.В., Белоконь Т.В. Геохимия порфиринов. -Новосибирск: Наука, 1984. - 86 с.
3. Савиных Ю.В., Лыонг З.Х., Утопленников В.К. ОВ пород кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа: Труды VIII Меж-дунар. конф. - М., 2005. - С. 231-236.
4. Савиных Ю.В. Сравнительная характеристика молекулярного состава нефтей месторождений Дракон и Белый Тигр // Химия нефти и газа: Труды VII Междунар. конф. - Томск, 2009. -С. 157-160.
5. Ильнинская В.В. Генетическая связь углеводородов органического вещества пород и нефтей. - М.: Недра, 1985. - 157 с.
6. Гончеров И.В. Геохимия нефтей западной Сибири. - М.: Недра, 1987. - 179 с.
7. Петров Ал.А., Арефьев О.А. Биомаркеры и геохимия процессов нефтеобразования // Геохимия. - 1990. - № 5. -С. 704-714.
8. Головко А.К., Пенева Г.С., Горбунова Л.В., Донг Ч.Л., Нгиа Н.Ч., Савилых Ю.В., Камьянов В.Ф. Углеводородный состав нефтей шельфовых месторождений Вьетнама // Нефтехимия. - 2003. - Т. 42. - № 1. - С. 13-22.
9. Петров Ал.А. Углеводороды нефти. - М.: Наука, 1984. - 262 с.
10. Hoàng Binh Tiên, Hô Trung Chat, Nguyên Ng(jc Dung, Nguyên Ng(jc Ânh. So sành d|c diêm dia hoa dà me và dâu, khi о hai bê tram tich Cenozoi Cuu Long và Nam Côn Son // Тор chi khoa hçic và ki thuât. - 2008. - Т. 11. - № 11. - T. 15-23.
11. Bùi Thi Luân. Càc tâng dà me bê Cuu Long thuôc thêm luc dia Viêt Nam // Tap chi dâu khi. - 2004. - № 7. - T. 9-15.
Поступила 17.03.2011 г.
