CC BY
55
химия УДК 665.61+553.982.2+547.91
Геохимичекая характеристика нефтей центральной части Сибирской платформы
А.Р. Ахмедова
ведущий инженер1 [email protected]
О.В. Серебренникова
д.х.н., заведующая лабораторией природных превращений нефти2, профессор3 [email protected]
О.В. Шиганова
к.г-м.н., ведущий эксперт1 [email protected]
1АО «Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья», Новосибирск, Россия 2Институт химии нефти Сибирского отделения РАН, Томск, Россия
Национальный исследовательский Томский политехнический университет, Томск, Россия
На основе индивидуального состава насыщенных и ароматических углеводородов (УВ) дана геохимическая характеристика нефтей 20 месторождений центральной части Сибирской платформы. Показано, что исходное органическое вещество (ОВ) всех исследованных нефтей формировалось в морских условиях с повышенной соленостью. По совокупности геохимических показателей нефти делятся на две группы: к первой относятся нефти из отложений рифея Байкитской нефтегазоносной области (НГО), ко второй — из венд-кембрийских отложений Катангской и Непско-ботуобинской НГО.
материалы и методы
Исследованы типичные нефти из трех основных НГО: Непско-Ботуобинской, Байкитской и Катангской (таб. 1). Географически исследуемый участок расположен в пределах Красноярского края, Иркутской области, Республики Саха (Якутия). По физико-химическим свойствам нефти характеризуются низким содержанием серы (0,1-0,6 % масс.) и высоким содержанием насыщенных УВ (54-80 % масс.). По плотности нефти Непско-Ботуобинской НГО более тяжелые (0,857-0,891 кг/м3), чем нефти Катангской и Байкитской НГО (0,790-0,841 кг/м3).
На территории центральной части Сибирской платформы в отложениях верхнего протерозоя (венд, рифей) и нижнего кембрия открыто свыше 40 месторождений углеводородов, многие из которых (Юрубчено-Тохомское, Собинское, Верхнечонское, Тала-канское и др.) по запасам относятся к двум категориям: гигантские и крупные. Нефти из этих отложений являются древнейшими на Земле, возраст нефтесодержащих толщ варьирует от 509 до 1100 млн лет.
Изучению состава насыщенных УВ, таких как нормальные и изопреноидные алканы, стераны и терпаны, нефтей верхнего протерозоя и нижнего кембрия центральной части Восточной Сибири посвящен ряд работ [1-3], в которых установлены специфические черты, отличающие их от нефтей фанерозоя. Активное накопление новых данных о составе флюидов Центральной части Сибирской платформы [4-6] позволяет уточнить палеоэкологические условия, временные отрезки и локализацию очагов осадконакопления
№ п.п. Площадь, № скв.
байкитская НГО
и нефтегенерации, а также оценить вклад различных организмов в ОВ нефтематерин-ских пород. Более полную картину возможно получить только при комплексном подходе с применением большего числа классов соединений, идентифицированных во флюидах. Поэтому нами предпринята попытка найти на едином массиве нефтей центральной части Сибирской платформы геохимические признаки их общности и различий по составу насыщенных углеводородов и ароматических соединений.
Результаты
Ациклические алканы. В изученных образцах нефтей распространены два типа распределения н-алканов (рис. 1). В нефтях рифея Байкитской НГО в диапазоне С16-С25 преобладают четные гомологи (чет/нечет 1,08-1,20), в остальных образцах — нечетные (чет/ нечет 0,84-0,97). Соотношение н-С17/н-С27 во всех образцах значительно выше единицы (1,6-11,6). Такой тип распределения
Глубина отбора, м Возраст, свита
1 Юрубченская, 5 2285-2295 R
2 Юрубченская, 8 2271-2284 R, юрубченсксая, I
3 Вэдрэшевская, 5 2329-2360 R
4 Юрубченская, 108 2500,0 R, юктенская, I
Катангская НГО
5 Джелиндуконская, 103 2587-2638 V, ванаварская, I, IV
6 Собинская, 32 2648-2651 V, ванаварская
7 Собинская, 14 2643-2652 V, ванаварская, II
8 Ванаварская, 1 3103,9-3147 V, ванаварская
Непско-Ботуобинская НГО
9 Кугасская, 364-0 1315-1321 £1, олекминская
10 Талаканская, 808 1067,1-988,1 V2-£1, билирская
11 Центрально-Талаканская, 827 1084-1101 V2-£1, билирская
12 Среднеботуобинская, 25 1425-1452 V2-£1, билирская
13 Среднеботуобинская, 25 1480 V2-£1, билирская
14 Верхнечонская, 55 1604-1620 V2-£1, успунская
15 Верхневилючанская, 677 1709-1722 V2-£1, юряхская
16 Нижненепская, 187 1772-1836 V2-£1, усольская
17 Восточно-Кийская, 181 2158-2190 V2-£1, тэтэрская
18 Талаканская, 803 1505-1545 V, паршинская
19 Тас-Юряхская, 560 1939-1946 V, бюкская
20 Нелбинская, 2323 2055,3 V, бюкская
21 Восточно-Алинское, 304-3П 1449-1463 V, хамакинский-1
22 Верхнечонская, 96 1612-1620 V, паршинская
23 Иллегинское, 421-1 2019-2027 V, хамакинский
24 Мирнинская, 27 2095-2106 V, бюкская
25 Иреляхская, 737 2144-2154 V, бюкская
26 Мирнинская, 736 2150-2161 V, курсовская
27 Дулисьминская, 4 2542-2547 V, непская
Таб. 1 — Геологическая характеристика исследованных образцов нефтей центральной части Сибирской платформы. Обозначения: R - рифей, V - венд, £ - кембрий Tab. 1 — Geological description of the studied samples of crude oil found in central part of Siberian craton. Legend: R - Riphean, V - Vendian, £ - Cambrian
Состав ациклических алканов был изучен методом газо-жидкостной хроматографии [4] насыщенной фракции нефти, а циклических насыщенных и ароматических УВ с помощью хромато-масс-спектрометрии гексановой фракции. Отдельные соединения идентифицировали по полным масс-спектрам с использованием библиотеки масс-спектров N131 2005.
Ключевые слова
нефть, Сибирская платформа, хромато-масс-спектрометрия, алканы, стераны, терпаны, ароматические углеводороды
н-алканов характерен для морского типа исходного ОВ. Во всех образцах обнаружены 12- и 13-монометилалканы (ММА). Соотношение н-:изо-:ММА в нефтях Байкитской НГО составляет в среднем 77:16:7, в Катангской — 69:23:9, в Непско-Ботуобинской — 64:25:11. Более низкие содержания ациклических изопреноидов и ММА могут быть вызваны отличием в составе организмов-предшественников исходного ОВ нефтей. Предшественниками ММА являются цианобактерии, губки и бесцветные серобактерии.
Низкие значения отношения пристана (П) к фитану (Ф) (0,4-1,7) соответствуют восстановительным и субокислительным условиям формирования исходного ОВ [7].
Нефти рифейских отложений Байкитской НГО отличаются от остальных повышенной термической зрелостью (рис. 2).
Циклопентаны. Идентифицированы гомологи циклопентана состава С11-С24 (m/z 69), их распределение бимодально с максимумом на С14 и С20. В образцах Байкитской НГО распределение содержания этих гомологов соответствует ряду: C14>C17>C20, а в остальных — C20>C14>C17. В диапазоне С16-С25 во всех образцах преобладают четные гомологи (чет/ нечет 1,23-1,91).
Циклогексаны. Распределение алкилза-мещенных производных циклогексана унимодальное с максимумом на С13-С15, что, возможно, связано с планктоново-водорослевым
характером исходного ОВ. В большинстве образцов гомологи с нечетным числом атомов углерода в области С16-С25 преобладают над четными (чет/нечет 0,83-1,10), кроме нефтей из рифейских отложений Байкитской НГО, в которых преобладают четные алкилциклогек-саны (чет/нечет 1,29-1,41). Распределение м-, п-, о-изомеров метилалкилциклогексана однотипно для всех образцов. В области С16-С25 преобладают нечетные гомологи (чет/нечет 0,76-0,93).
Терпаны. Во всех нефтях идентифицированы бициклические терпаны (сесквитер-паны) ряда дримана и гомодримана (рис. 3) и [6], что возможно обусловлено присутствием в исходном ОВ прокариотических организмов.
Наряду с бициклическими в изученных нефтях определены три-, тетра- и пента-циклические терпаны. Среди трициклических терпанов во всех исследованных нефтях преобладают С23 (рис. 4А), присутствуют тетра-циклический терпан С24 и пентациклический гаммацеран С30, свидетельствующие о формировании исходного ОВ в условиях повышенной солености.
Доминирующей группой терпанов в нефтях являются пентациклические структурные аналоги гопана, представленные гомологами С27-С35. Повышенная концентрация гомогопанов С35 по сравнению с гомогопанами С34 указывает на морские
Рис. 1 — Хроматограммы насыщенной фракции нефтей; номера образцов соответствуют № п.п. в таб. 1; П - пристан, Ф - фитан, нС15 - число атомов углерода в молекуле н-алкана, маркером отмечены 12- и 13-монометилалканы
Fig. 1 — Chromatograms of saturated oil fraction; sample numbers correspond to numbers in Table 1; П - prystane, Ф - phytane, нС15 - carbon number value in a molecule of n-alkane, marked in red are 12- and 13-monomethylalkanes
Рис. 2 — Зрелость нефтей по соотношению изопреноидных и нормальныхалканов
Fig. 2 — Maturity of oils based on correlation between isoprenoids and normal alkanes
Рис. 3 — Распределение дриманов (1-4), гомодриманов (5-8) и нордриманов (9,10) в нефти площади Тас-Юряхская, скважина 560, интервал отбора 1939-1946 м (венд)
Fig. 3 — Distribution of drimanes (1-4), homodrimanes (5-8) and nordrimanes (9,10) in the crude oil of Tas-Yuryakhskaya region, well 560, fluid sampling interval 1939-1946 m (Vendian)
условия седиментации и восстановительную обстановку в диагенезе. Величины соотношения изомеров трисноргопанов Ts/ С^+Т^), часто зависящие от термической преобразованности ОВ, меняются в интервале 0,37-0,55 и в среднем составляют 0,47. При этом корреляции между этими величинами и возрастом вмещающих отложений не выявлено. Это может быть следствием влияния на соотношение Ts/(Ts+Tm)
не только термодинамических факторов, но литолого-фациальных условий осадкона-копления [7]. Соотношение S и R эпимеров гомогопана С близко к равновесному, и в среднем составляет 0,53, что соответствует термически зрелым нефтям. Кроме того, в нефтях обнаружена группа 8,14-секогопанов (m/z 123) состава С27-С34. Секогопаны генетически связаны с гопанами, и могли образоваться из последних вследствие различных
Рис. 4 — Масс-хроматограмма стеранов и терпанов нефти площади Тас-Юряхская, скважина 560, интервал отбора 1939-1946 м (венд). Обозначения: T - трициклические терпаны С21-29, Те - тетрациклический терпан С24, Ts -18а,21р-норнеогопаны С27, С29; Tm - 17а,21/3-Трисноргопан С27; БНГ-17а, 18а, 21/3-28,30-Бисноргопан, C28; нГ- 17а, 21/3-30-Норгопан (адиантан), C29; Д - 17а-диагопан С30; Г - 17а, 21/3-гопан С30;
G - гаммацеран
Fig. 4 — Mass chromatogram of steranes and terpanes in the crude oil of Tas-Yuryakhskaya region, well 560, fluid sampling interval 1939-1946 m (Vendian). Legend: T - tricyclic terpanes
С21-29, Те - tetracyclic terpane С24, Ts -18a,21/3-norneohopanes С27, С29; Tm - 17а, 21p-Trisnorhopane С27; БНГ-17а, 18а, 21/3-28,30-Bisnorhopane, C28; нГ-17а, 21/3-30-Norhopane (adiantane), C29; Д - 17а-diahopane С30; Г - 17а, 21^-hopane С ; G - gammacerane
термокаталитических превращении.
Прегнаны и стераны. Прегнаны представлены гомологами С21 и С22 (рис. 4Б), их высокие концентрации во всех образцах нефти (7-18% отн.) могут быть обусловлены повышенной соленостью бассеИна осадко-накопления. Среди гомологов стеранов преобладают этилхолестаны (рис. 4Б), что свидетельствует о значительном вкладе морских зеленых водорослей в исходное ОВ [7]. Однако для нефтей рифейских отложений Байкитской НГО и вендских — Катангской НГО характерно меньшее содержание этилхолестанов 45-48 % и большее холестанов 25-30 % по сравнению с нефтями Непско-Ботуобинской НГО 50-55 % и 17-21 % соответственно. По составу стеранов и низким значениям отношения диастеранов к регулярным (0,11-0,49) можно предположить, что исходное ОВ всех исследованных нефтей формировалось в карбонатных фациях мелководного морского бассейна. Значения коэффициентов созревания К1 (0,45-0,51) и К2 (1,79-3,66), рассчитанные по составу стеранов (К1(<га, ßß C29)=20S/(20S+20R), (K2(C29)=ßß(20S+20R)/ <ra20R)) соответствуют средним стадиям катагенеза MK1-MK2 [8].
Алкилбензолы. Во всех изученных образцах идентифицированы н-алкилбен-золы (АБ) и их метил- (МАБ), этил- (ЭАБ) и диметил- (ДМАБ) производные с числом атомов углерода от 11 до 33 (m/z 91, 105, 119). Во всех нефтях наибольшая доля приходится на МАБ (42,7-58,1 %). С увеличением возраста вмещающих отложений доля АБ и ФтБ в нефтях падает, а МАБ, [ЭАБ + ДМАБ] — растет (рис. 5А).
Среди АБ преобладают низкомолекулярные гомологи с максимальным содержанием С, С и С [4, 5]. Однако содержание этих
а)
б)
в)
Рис. 5 — Относительное содержание ароматических УВ в нефтях (средние значения): (А) алкилбензолов, (Б) нафталинов, (В) фенантренов. Обозначения: НБА-Непско-Ботуобинская НГО. Кат.-Катангская НГО, Байк. - Байкитская НГО
Fig. 5 — Aromatic hydrocarbon ratio in crude oils (average): (А) alkylbenzenes, (Б) naphtalenes, (В) phenanthrenes. Legend: НБА-Nepsko-
Botuobinskaya PBR, Кат.-Katangskaya PBR, Байк. - Baykitskaya PBR
гомологов АБ в нефтях рифея отличается от остальных и по соотношению АБ С/С21 и С/ С21 они выделяются в отдельную группу (рис. 6А). Аномально высокие концентрации АБ С21 в нефтях связаны с вкладом в состав исходного ОВ планктоновых водорослей. Соотношение чет/нечет в области С16-С25 в нефтях рифея Байкитской НГО близко к единице, в остальных — не превышает 0,7.
В составе МАБ 1,4-, 1,2-, 1,3-метилза-мещенные изомеры содержатся преимущественно низкомолекулярные гомологи С12-С22. Для нефтей Непско-Ботуобинской НГО максимум приходится на С18 и С22, а для нефтей Катангской и Байкитской НГО характерен широкий максимум в области С13-С18. Во всех образцах в области С16-С25 преобладают четные гомологи (1,3-1,7), но в нефтях рифея Байкитской НГО это менее выражено (1,0-1,2). Близкие картины распределения гомологов АБ и МАБ с одинаковым числом атомов углерода в алкильном заместителе
свидетельствуют о тесной связи механизмов формирования обеих серий.
Показатель термальной зрелости нефтей м-/о-МАБ хорошо коррелирует с отношениями н-С17/П и н-С18/Ф. Более высокими значениями этого показателя характеризуются нефти рифея Байкитской НГО (0,75-0,82), в остальных образцах его значения ниже (0,42-0,57).
Распределение ЭАБ и ДМАБ однотипно с широким максимумом в области С14-С и преобладанием четных гомологов в диапазоне С16-С21.
Нафталины. Во всех исследованных нефтях по m/z 128, 142, 156, 170, 184 идентифицированы нафталин и его метилзаме-щенные гомологи, содержащие от 1 до 4 ме-тильных заместителей. Среднее содержание отдельных групп нафталинов показано на рис. 5Б. Параметры термической зрелости, основанные на изомеризации термодинамически менее устойчивых а-алкилнафтали-нов в термодинамически более устойчивые
ß-алкилнафталины (MNR, DNR-1, TNR-1, TNR-2) [9] увеличиваются при переходе от венд-кембрийских нефтей к рифейским (рис. 7 А-Б).
Параметры зрелости рассчитаны по следующим формулам: MNR = 2-MH/1-MH; MNR = 2-MH/1-MH; DNR-1 = (2,6-+2,7-ДМН)/1,5-ДМН; TNR-1 = 2,3,6-ТМН/(1,3,5-+1,4,6-ТМН); TNR-2 = (1,3,7-+2,3,6-ТМН)/(1,3,5-+1,3,6-+1,4,6-ТМН)); MPI-1 =1,5*(2-+3-МФ)/(Ф+1-+9-МФ); DPR = (3,5-+2,6-+2,7-ДМФ)/(1,3-+3,9-+2,10-+3,10-+1,6-+2,9-+2,5-ДМФ); MDR = ГМФДДМФ; MTR =ГМФДТМФ.
Фенантрены. По m/z 178, 194, 206, 220, 234 в нефтях идентифицированы фенантрен и его гомологи, содержащие в качестве боковых заместителей от 1 до 4 метильных групп. Во всех образцах доминируют диметил- (ДМФ) и триметил- (ТМФ) фенантрены (рис. 5В). Отношения MPI-1, DPR [9], основанные на реакциях изомеризации метильного заместителя из а- в энергетически более выгодные ^-положения, в ароматическом кольце фенантрена
M
1,2 ■
1.0 -
0,8 -
0,6 -
О А -
0,2 ■ 0,0
АБ(С„/С;1) • * • ■
A ■ A
A i*1 1
A AbfC.j/C J
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5 2,0 1,5 1,0
0,5 0,0
•
МАБ (CIS/: 22)
•
•
* •
k Б
МАБ (С 14£ 23
0,0 0,5 1.0 1,5 2,0 2,5
3,0
3,5
Условные обозначения:
в Байкигскяя НПО • '-*'. Катангская НГО ±V;■ С1. НепскО'Ёотуобинская НГО *V. НелскогБотуобинскйя НГО
Рис. 6 — Распределение нефтей по соотношению гомологов алкилбензола С/С21 и С17/С21 и метилалкилбензола Си/С22 и С18/С22 Fig. 6 — Distribution of crude oils by the ratio between homologous compounds of alkylbenezene С13/С21 and С1/С21 and methylalkylbenzene
С14/С22 and С1/С22
Рис. 7 — Параметры термической зрелости нефтей, рассчитанные на основе состава метилпроизводных нафталина и фенантрена Fig. 7 — Oil thermal maturity parameters calculated from the composition of methyl derivatives of naphthalene and phenanthrene
так же, как и параметры зрелости, рассчитанные по нафталинам, повышены для нефтей из рифея Байкитской НГО (рис. 7В). В целом параметры термической зрелости фенантре-нов понижены по сравнению с нафталинами, что возможно связано с менее интенсивными процессами изомеризации фенантренов.
Параметры MDR и MTR (рис. 7Г), основанные на деметилировании ДМФ и ТМФ в соответствующие МФ согласуются с параметрами MPI-1, DPR. Причем деметилирова-ние ТМФ протекало более интенсивно, чем ДМФ. Расчетная отражательная способность витринита Rc=0,6xl,5x(2-МP+3-МP)/(P+9-МР+1-МР)+0,4 для большинства нефтей соответствует пику нефтяного окна 0,72-0,90 %, а для нефтей вендских отложений Катангской НГО — ранней стадии нефтяного окна 0,65-0,66 %.
Итоги
На основе состава насыщенных и ароматических УВ проведена геохимическая характеристика нефтей центральной части Сибирской платформы. Показано, что исходное ОВ для изученных нефтей формировалось в карбонатных фациях мелководного морского бассейна с восстановительными условиями осадконакопления. Основными источниками исходного ОВ являлись водоросли и бактерии, однако вклад различных биопродуцентов не одинаков и по комплексу параметров нами выделены две группы нефтей. К первой группе отнесены нефти венд-нижнекембрийских отложений Катангской и Непско-Ботуобинской НГО, ко второй — нефти рифейских отложений Байкитской НГО. Выделенные группы нефтей отличаются специфическим профилем распределения
н-алканов, циклопентанов, циклогексанов, н-алкилбензолов, нафталинов, фенантренов и их метилзамещенных гомологов. В нефтях первой группы в молекулярно-массовом распределении насыщенных и ароматических УВ с длинным алкильным заместителем в диапазоне С16-С25 преобладают нечетные гомологи. Кроме того, нефти первой группы отличаются меньшими значениями всех расчетных параметров термической преобразованности.
Выводы
Проведенная геохимическая характеристика нефтей центральной части Сибирской платформы, основанная на комплексном изучении состава насыщенных и ароматических УВ, дает более полную информацию о типе исходного нефтематеринского вещества, условиях его накопления и преобразования и позволяет проводить генетические корреляции нефть - нефть. Полученные результаты могут быть использованы в дальнейшем для выявления пород — потенциальных источников нефти на территории Непско-Ботуо-бинской, Байкитской и Катангской НГО и при подсчете запасов УВ в отложениях рифейско-го и венд-кембрийского комплексов.
Список литературы
1. Тимошина И.Д. Геохимия органического вещества нефтепроизводивших пород и нефтей верхнего докембрия юга Восточной Сибири // Геология и геофизика. 2004. Т. 45. №7. С. 901-910.
2. Дахнова М.В., Жеглова Т.П., Можегова С.В., Мялкина Ю. А., Назарова Е.С., Нечитайло Г.Е. Роль рифейских и вендских нефтематеринских
толщ как поставщиков углеводородов в зоны нефтенакопления на юге Сибирской платформы. Успехи органической геохимии. Всероссийская научная конференция ИНГГ им. А.А. Трофимука. Новосибирск: ИНГГ, 2010. С. 129-132.
3. Kelly A.E., Love G.D., Zumberge J.E., Summons R.E. Hydrocarbon biomarkers of Neoproterozoic to Lower Cambrian oils from eastern Siberia. Organic Geochemistry, 2011, Vol. 42, issue 6. pp. 640-654.
4. Akhmedova A.R., Serebrennikova O.V., Shiganova O.V. Composition of Mono-, Bi-and Tricyclic Aromatic Hydrocarbons in Oils from the Middle part of the East Siberia. Journal of Siberian Federal University: Chemistry, 2010, Vol. 3, issue 4, pp. 329-339.
5. Иванова И.К., Каширцев В.А. Особенности распределения моноалкилбензолов состава С12Н18 - С27Н48 в венд-кембрийских нефтях Сибирской платформы // Геология и геофизика. 2010. Т. 51. №11.
С. 1539- 1544.
6. Каширцев В.А. Новые и редкие стерановые и терпановые углеводороды
в нефтях Непско-Ботуобинской антеклизы (Восточная Сибирь) // Нефтехимия. 2013. Т. 53. №1. С. 3-10.
7. Peters K.E., Walters C.C. and Moldowan J.M. The Biomarker Guide, 2nd ed. Cambridge: Cambridge University Press, 2005, 1156 p.
8. Петров А.А. Геохимическая типизация нефтей // Геохимия. 1996. №6. С. 876-891.
9. Radke M. Organic Geochemistry of Aromatic Hydrocarbons. In: Advances in Petroleum Geochemistry. New York: Academic Press, 1987, Vol. 2, pp. 141-207.
МИРОВАЯ ГЕРМЕТИЧНОСТЬ
ЦЕЛОЕ СОЕДИНЯЕТСЯ
НАДЁЖНО -
НАШИМИ УПЛОТНЕНИЯМИ!
НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ КОМПАНИЯ «ИЛЬМА» -РАЗРАБОТЧИК, ПРОИЗВОДИТЕЛЬ И ПОСТАВЩИК УПЛОТНЕНИЙ ДЛЯ РАЗЪЁМНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ПРОМЫШЛЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ
000«ИЛЬМА»
197348, Россия, Санкт-Петербург Коломяжский пр„ д. 10, лит. И Тел./факс: +7 (812) 326-60-18 [email protected] www.iLma-seating.com
Система менеджмента ISO 9001:2008 ISO 14001:2004
www.tuv.co m ID 9105Û52621
ENGLISH
CHEMICAL TECHNOLOGY
Geochemical classification of hydrocarbons in oils from Central part of the Siberian Platform
UDC 665.61+553.982.2+547.91
Authors:
Aleksandra R. Akhmedova — lead engineer1; [email protected]
Olga V. Serebrennikova — Sc.D., head of the laboratory of natural oil conversions2, professor3; [email protected] Olga V. Shiganova — Ph.D., leading expert1; [email protected]
^'Siberian Research Institute of Geology, Geophysics and Mineral Resources", Novosibirsk, Russian Federation 'Institute of Oil Chemistry, Russian Academy of Science, Siberian Branch, Tomsk, Russian Federation 3National Research Tomsk Polytechnic University, Tomsk, Russian Federation
Abstract
Based on individual composition of saturated and aromatic hydrocarbons, the paper presents geochemical properties of oil from 20 different fields in the central area of Siberian craton. The study reveals that initial organic matter of observed crude oils was formed in marine environment of high salinity. By their geochemical properties, crude oils are divided into two groups: group one refers to Riphean sediments of Baykitskaya petroleum-bearing region (PBR) and group two refers to Vendian-Cambrian sediments of Katangskaya and Nepsko-Botuobinskaya PBR.
Materials and methods
The study has been performed on typical oil from three major PBRs: Nepsko-Botuobinskaya, Baykitskaya, and Katangskaya (Table 1). The area of interest is geographically situated within Krasnoyarsk Krai, Irkutsk Oblast and the Sakha Republic (Yakutia). Physical and chemical properties of these oils reveal low percentage of sulphur (0.1-0.6 % wt) and high percentage of saturated hydrocarbons (54-70 % wt). As for the density, crude oil produced from Nepsko-Botuobinskaya PBR is heavier (0.8570.891 kg/m3) than that of Katangskaya and
Baytinskaya PBRs (0.790-0.841 kg/m3). Acyclic alkanes have been studied through gas-liquid chromatography [4] of saturated fraction, whereas the research of cyclic saturated and aromatic hydrocarbons has incorporated chromatography-mass spectrometry of hexane fraction. Some compounds have been identified against full mass spectra using NIST 2005 mass spectral library.
Results
Based on composition of saturated and aromatic hydrocarbons, geochemical properties of crude oils of central Siberian craton have been reviewed. The study has shown that initial organic matter of observed crude oils was formed in carbonate facies of shallow marine basin under reducing sedimentation conditions. Initial organic matter originated from algae and bacteria. However, contribution of various primary producers is not equal and we have therefore classified crude oils under two groups, based on their properties. The first group is comprised of crude oils of Vendian-Cambrian deposits of Katangskaya and Nepsko-Botuobinskaya PBRs, and the second group includes oils of Riphean deposits of Baykitskaya PBR. The outlined groups stand out
for peculiar profile of n-alkanes, cyclopentanes, cyclohexanes, n-alkylbenzenes, naphtalenes, phenanthrenes, and their methyl-substituted homologous compounds. For crude oils of the first group molar mass distribution of saturated and aromatic hydrocarbons with long alkyl substituent in the range of C16-C25 reveals predominance of uneven homologous series. Furthermore, crude oils of the first group are distinguished by lower values of their thermal maturity parameters.
Conclusions
Geochemical research of crude oils of central Siberian craton and comprehensive study of saturated and aromatic hydrocarbons suggest a more complete idea of the type of oil-source matter, its accumulation and transformation. It also enables oil-vs-oil genetic correlation. The obtained findings may further help to reveal oil-source rocks in Nepsko-Botuobinskaya, Baykitskaya and Katangskaya PBRs and estimate hydrocarbon reserves of the Riphean and Vendian-Cambrian.
Keywords
crude oil, Siberian craton, chromatography-mass spectrometry, alkanes, steranes, terpanes, aromatic hydrocarbons
References
1. Timoshina I.D. Geokhimiya organicheskogo veshchestva nefteproizvodivshikh porod i neftey verkhnego dokembriya yuga VostochnoySibiri [Geochemistry of organic matter of oil source rocks and oils from upper Precambrian strata of southern East Siberia]. Geologiya i geofizika, 2004, Vol. 45, issue 7,
pp. 901-910.
2. Dakhnova M.V., Zheglova T.P., Mozhegova S.V., Myalkina Yu.A., Nazarova E.S., Nechitaylo G.E. Rol' rifeyskikh i vendskikh neftematerinskikh tolshch kak postavshchikov uglevodorodov vzony neftenakopleniya na yuge Sibirskoy platformy [The Role of the Riphean and Vendian oil source strata
as suppliers of hydrocarbons in the zone of oil accumulation to the South of the Siberian platform]. The success of organic
Geochemistry. All-Russian Scientific Conference of INGG them. A.A. Trofimuka. Novosibirsk: INGG, 2010, pp. 129-132.
3. Kelly A.E., Love G.D., Zumberge J.E., Summons R.E. Hydrocarbon biomarkers of Neoproterozoic to Lower Cambrian oils from eastern Siberia. Organic Geochemistry, 2011, Vol. 42, issue 6. pp. 640-654.
4. Akhmedova A.R., Serebrennikova O.V., Shiganova O.V. Composition of Mono-, Bi- and Tricyclic Aromatic Hydrocarbons in Oils from the Middle part of the East Siberia. Journal of Siberian Federal University: Chemistry, 2010, Vol. 3, issue 4, pp. 329-339.
5. Ivanova I.K., Kashircev V.A. Osobennosti raspredelenija monoalkilbenzolov sostava C12H1S - C27His v vend-kembrijskih neftjah Sibirskojplatformy [Distribution of monoalkylbenzenes C12H18 - C27H48 in vendian-cambrian oils of the Siberian
platform]. Geologija igeofizika, 2010, Vol. 51, issue 11, pp. 1539-1544.
6. Kashircev V.A. Novye i redkie steranovye i terpanovye uglevodorody v neftyakh Nepsko-Botuobinskoy anteklizy (Vostochnaya Sibir') [New and rare sterane and terpane hydrocarbons in oils of the Nepa-Botuobinskaya anteclice (Eastern Siberia)]. Petroleum Chemistry, 2013, Vol. 53, issue 1, pp. 3-10.
7. Peters K.E., Walters C.C. and Moldowan J.M. The Biomarker Guide, 2nd ed. Cambridge: Cambridge University Press, 2005, 1156 p.
8. Petrov A.A. Geokhimicheskaya tipizatsiya neftey [Geochemical typing of crude oils]. Geokhimiya, 1994, issue 6, pp. 876-891.
9. Radke M. Organic Geochemistry of 9. Aromatic Hydrocarbons. In: Advances in Petroleum Geochemistry. New York: Academic Press, 1987, Vol. 2, pp. 141-207.
