CC BY
83
НЕФТЕГАЗОПРОИЗВОДЯЩИЕ ТОЛЩИ В ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЕНИСЕЙ-ХАТАНГСКОГО РЕГИОНАЛЬНОГО ПРОГИБА
Наталья Сергеевна Ким
Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук, 630090, г. Новосибирск, пр-т академика Коптюга, 3, старший научный сотрудник Лаборатории геохимии нефти и газа, тел. (383)333-11-24, e-mail: [email protected]
С использованием современных методов органической геохимии изучен керновый материал из юрских отложений восточной части Енисей-Хатангского регионального прогиба. На основании данных по содержанию органического углерода в породах, данных пиролитического анализа, распределению углеводородов-биомаркеров в насыщенных фракциях хлороформенных экстрактов были выделены нефтегазопроизводящие толщи.
Ключевые слова: нефтегазопроизводящие породы, органическая геохимия,
углеводороды-биомаркеры, Енисей-Хатангский прогиб.
SOURCE ROCKS OF JURASSIC DEPOSITS IN THE EASTERN PART OF THE YENISEI-KHATANGA REGIONAL TROUGH
Natalya S. Kim
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics, Siberian Branch of Russian Academy of Sciences (IPGG SB RAS), Novosibirsk, Russia, 630090, Aсad. Koptyug av. 3, PhD in Geology, senior research scientist, Laboratory of oil-and-gas geochemistry, tel. (383)333-11-24, e-mail: [email protected]
Using the modern methods of organic geochemistry the core samples from Jurassic deposits in the eastern part of the Yenisei-Khatanga regional trough have been examined. Based on the organic carbon content in rocks, pyrolytic data and the biomarker distribution in the saturated hydrocarbon fraction of bitumen extracts the source rocks were identified.
Key words: source rocks, organic geochemistry, biomarkers, Yenisei-Khatanga trough.
Енисей-Хатангский региональный прогиб, расположенный в арктических районах Сибири, относится к слабоизученным регионам. Оценка перспектив нефтегазоносности этой территории проводилась в 50-80-х годах прошлого столетия. В последние годы возобновились работы по ее уточнению.
Одним из главных факторов, которые определяют перспективность бассейна на наличие нефтяных и газовых залежей, является присутствие нефтегазопроизводящих пород в осадочной толще. Для выделения пород, способных к генерации нефти и газа, необходим анализ данных по геохимии содержащегося в них органического вещества (ОВ). Результаты геохимических исследований, проведенных на этой территории ранее, нашли отражение в работах Л.Н. Болдушевской, А.И. Данюшевской, А.Э. Конторовича,
И.Д. Поляковой, Е.И. Соболевой, Д.С. Сорокова, Г.Ф. Степаненко,
Ю.А. Филипцова, А.Н. Фомина, А.С. Фомичева и др. В настоящей работе впервые современными методами органической геохимии была исследована коллекция кернового материала, представленная 129 образцами, отобранными из юрских отложений восточной части Енисей-Хатангского регионального прогиба в скв. Волочанская-1, Новая-1,2, Массоновская-363, Балахнинская-1,6, Кубалахская-1, Логатская-361. Схема исследования рассеянного ОВ включала определение содержания органического углерода в породе, пиролитических характеристик органического вещества, выхода хлороформенных экстрактов (битумоидов) и их группового состава. Особое внимание было уделено изучению ОВ пород на молекулярном уровне методами газожидкостной хроматографии и хромато-масс-спектрометрии. В насыщенной фракции 72 битумоидов исследованы состав и распределение таких углеводородов-биомаркеров, как нормальные алканы, изопренаны, стераны и терпаны.
Количество, состав ОВ и степень его катагенетической преобразованности определяют способность осадочных толщ генерировать углеводороды. Считается, что наиболее вероятными источниками нефти являются морские отложения с преимущественно аквагенным типом ОВ, находящиеся на стадии катагенеза, отвечающей главной зоне нефтеобразования, с кларковым или повышенным содержанием органического углерода в породе [1, 2]. Однако достаточным условием для диагностики нефтепроизводивших отложений могут служить только изменения материнского ОВ, проявляющиеся вследствие эмиграции углеводородов из материнских пород, а также геохимическое сходство состава рассеянного органического вещества и нефтей в залежах [1,5].
Содержание органического углерода в изученных юрских аргиллитах при значительном разбросе значений от 0,15 до 8,22 % на породу в среднем по 129
пробам составляет 1,35 %. Для нижнеюрских отложений
характерны низкие значения Сорг (в среднем по 53 образцам 0,87 % на породу) и количество проб, в которых концентрации органического углерода выше кларковых не превышает 38 % образцов (рис. 1). Количество органического углерода в породах средней юры выше - в среднем по 61 исследованным пробам значение Сорг равно
1,28 % на породу.
Повышенными концентрациями органического углерода (5,21-8,22 % на
породу) выделяются 5
образцов из интервала 41984210 м гольчихинской свиты в скв. Массоновская-363. В остальных десяти
Рис. 1. Гистограммы значений Сорг в аргиллитах юрских отложений
верхнеюрских образцах содержание органического углерода в среднем составляет 1,64 % на породу.
Состав углеводородов-биомаркеров подавляющей части автохтонных битумоидов указывает на связь с липидами ОВ высшей наземной растительности. Для них характерно резкое преобладание этилхолестанов С29 (47-75 % на сумму) в ряду стеранов С27-С30 (рис. 2), среди трицикланов доминируют углеводороды состава С19-С20 [4, 6]. Поскольку эти толщи накапливались в прибрежно-морской обстановке (отношения Рг/РЬ>1, гомогопанов С35/С34<1, присутствие диагопана), это свидетельствует о привнесенной вместе с терригенными осадками, террагенной природе органического вещества или его части. Исследованные отложения являются потенциально газогенерационными и способны генерировать жидкие углеводороды только в небольшом количестве.
Рис. 2. Тригонограмма распределения стерановых углеводородов С27, С28, С29 в автохтонных битумоидах 1 - нижней, 2 - средней, 3 - верхней юры; 4 - в
аллохтонных битумоидах
В битумоиде из скв. Новая-1, глубина 3449-3459 м распределение биомаркеров указывает на генетическую связь исходного ОВ с липидами планктоно- и бактериогенного (аквагенного) генезиса. Содержание стерановых углеводородов С27, С28, С29 приблизительно равное - 34:30:37 соответственно. Отмечаются относительно высокие концентрации трицикланов с преобладанием углеводородов состава С23-С26.
Четыре битумоида из скв. Кубалахская-1 с глубины 3359-3367 м (китербютская свита) и скв. Логатская-361, глубина 3107-3111 м (лайдинская
свита) по распределению углеводородов-биомаркеров занимают промежуточное положение, характеризующее смешанный характер исходного ОВ.
Концентрации органического углерода в породах из скв. Новая-1 и Логатская-361 с аквагенным и смешанным генезисом ОВ и преобразованность ОВ (молекулярные параметры, значения Tmax) позволяют рассматривать их в качестве потенциально нефтематеринских. В породах из китербютской свиты скв. Кубалахская-1 со смешанным типом ОВ, содержание Сорг (0,73-0,80 % на породу) ниже кларковых значений, что говорит о незначительном начальном генерационном потенциале этих отложений.
Данные пиролитических исследований позволили выделить несколько стратиграфических уровней, которые требуют дальнейшего более детального геохимического изучения. Так по данным пиролиза в обогащенном органическим углеродом интервале 4198-4209 м гольчихинской свиты в скв. Массоновская-363 ОВ имеет аквагенный генезис, находится в главной зоне нефтеобразования и, по-видимому, породы из этого слоя могут являться нефтепроизводящими. Определенный интерес представляют и отложения вымской и леонтьевской свит из скв. Новая-2 с глубин 2466 и 1931 м, в которых при водородном индексе большем 200 мг УВ / г Сорг и значениях Сорг равных
1,29 и 2,09 % на породу, ОВ диагностируется как зрелое.
Помимо вышеописанных битумоидов в разрезе скважины Кубалахская-1 на глубинах 3589-3596 м (шараповская свита, 4 пробы) и 3213 м (вымская свита, 1 проба) выявлены аллохтонные битумоиды, которые по классификации А.Э. Конторовича и О.Ф. Стасовой [3] относятся к нефтям (количество углеводородов достигает 69-73 % на битумоид). Содержание битумоидов повышенное - 0,10-0,19 % на породу; на пирограммах этих образцов появляется дополнительный пик между S1 и S2, водородный индекс повышается до 155218 мг УВ / г Сорг. Распределение биометок доказывает аквагенный генезис (равномерное распределение стеранов С27-29, преобладание трицикланов С23-С26). Геохимические показатели катагенеза ОВ (CPI, Ts/Tm, стерановые коэффициенты) указывают на большую зрелость, чем у автохтонных битумоидов из скв. Кубалахская-1 с соответствующих глубин. Все это позволяет сделать вывод о вторичной природе этих битумоидов. Само наличие битумоидов, имеющих привнесенный, аллохтонный характер, указывает на происходившие процессы генерации углеводородов в изучаемой толще. Проведенная генетическая корреляция (рис. 2) позволила установить связь между аллохтонными битумоидами и ОВ аквагенной природы шараповской свиты из скв. Новая-1.
Работа выполнена при поддержке грантов МК-4893.2012.5 и НШ-4498.2012.5.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Вассоевич, Н.Б., Акрамходжаев, А.М., Бурлин, Ю.К. и др. Нефтематеринские породы // Литология на новом этапе развития геологических знаний. - М.: Наука, 1981. - С. 158-176.
2. Неручев, С.Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти. - Л.: Недра, 1969. - 240 с.
3. Геология нефти и газа Сибирской платформы / А.С. Анциферов, В.Е. Бакин, И.П. Варламов и др.; Под ред. А. Э. Конторовича, В. С. Суркова, А. А. Трофимука. - М.: Недра, 1981. - 552 с.
4. Петров, А. А. Углеводороды нефти. - М.: Наука, 1984. - 263 с.
5. Тиссо, Б., Вельте, Д. Образование и распространение нефти. - М.: Мир, 1981. - 502 с.
6. Peters, K.E., Walters, С.С., Moldowan, J.M. The biomarker guide. 2nd ed. - Cambridge University Press, New York, 2007. - 1155 p.
© Н.С. Ким, 2012
