Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Краткие сведения о геологии и нефтегазоносности рифея и венда юга Восточной Сибири 11
1.1. Стратиграфия 11
1.2. Тектоническое строение 32
1.3. Нефтегазоносность 46
Глава 2. Обзор исследований по органической геохимии докембрия Сибирской платформы 55
2.1. Геохимия нефтей 55
2.2. Изотопный состав углерода органического вещества 63
2.3. Исследования по органической геохимии в связи с оценкой нефтегазоносности юга Сибирской платформы 65
Глава 3: Геохимия верхнепротерозойских нефтей Сибирской платформы 69
3.1. Материал и методика исследований 69
3.2. Геохимия нефтей Байкитской нефтегазоносной области (Юрубчено-Тохомское месторождение) 71
3.3. Геохимия нефтей Катангской нефтегазоносной области 86
3.4. Геохимия нефтей Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области 99
3.5. Сравнение геохимических особенностей докембрийских и фанерозойских нефтей , 113
Глава 4. Характеристика органического вещества в основных нефтепроизводивших формациях юга Восточной Сибири 120
4.1. Материал и методика исследований 120
4.2. Байкитская антеклиза 124
4.3. Енисейский кряж 145
4.4. Патомское нагорье 154
4.5. Изотопный состав углерода НОВ в нефтематеринских отложениях рифея и венда юга Сибирской платформы и ее складчатого обрамления 162
Глава 5. Геохимические факторы формирования нефтей верхнего докембрия юга Сибирской платформы 175
Заключение 188
Литература 191
- Тектоническое строение
- Исследования по органической геохимии в связи с оценкой нефтегазоносности юга Сибирской платформы
- Геохимия нефтей Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области
- Енисейский кряж
Тектоническое строение
Енисейский кряж Тектоническое строение Енисейского кряжа освещено в работах многих ученых: А.К.Башарина и др. (1996), ОА.Вотаха (1968), Г.И.Кириченко (1961, 1963), К.А.Клитина и др.(1963,1970), Е.С.Постельникова (1980) и др. В данной работе краткое описание тектонического строения кряжа сделано, в основном, согласно представлениям Г.И.Кириченко (1961,1963).
В пределах Енисейского кряжа фиксируется несколько крупных структур северозападного простирания (рис. 8). Это вытянутые узкие связанные с зонами разломов антиклинории (Панимбинский, Татарский, Сухопитский, Приенисейский), разделенные широкими пологими синклинориями (Ангаро-Питский, Кадринский, Каитьбинский, Бурмакинский). Панимбинский антиклинории, сложенный породами тейской и сухопитской серий, характеризуется волнообразными, иногда изоклинальными складками и присутствием гранитоидов, обусловивших повышенный метаморфизм осадочных пород (Вотах, 1968). Татарский антиклинории, в ядре которого обнажаются породы сухопитской и тейской серий и Татарский гранитоидный массив, отличается интенсивной изоклинальной складчатостью и многочисленными разломами. Ось Сухопитского антиклинория проходит через устье р.Сухой Пнт, в его ядре обнажаются породы горбилокской свиты. Приенисейский антиклинории протягивается вдоль р.Енисей и сложен гнейсами и кристаллическими сланцами архея. Для Ангаро-Питского синклинория, находящегося в приплатформенной части Енисейского кряжа и сложенного, в основном, отложениями тунгусикской и ослянской серий, характерны брахискладки. Структура почти не осложнена разрывными нарушениями. По данным А.К.Башарина и др. (Осуществить..., 1995) среди разрывных дислокаций встречаются надвиги. Кадринский синклинорий расположен между Татарским и Панимбинским антиклинориями. Он похож на Ангаро-Питский, но имеет меньшие размеры. Каитьбинский синклинорий расположен между Сухопитским и Татарским антиклинориями. Для Каитьбинского синклинория, сложенного, в основном, породами тунгусикской и ослянской серий, характерны изоклинальные складки, часто лежачие и опрокинутые, а также многочисленные дайки и силлы основного состава, разломы. Бурмакинский антиклинории находится на западе Енисейского кряжа и сложен осадочно-вулканогенными образованиями.
Складчатость Енисейского по данным А.К.Башарина и др. (Осуществить..., 1995) кряжа имеет две особенности: возрастание степени дислоцированности на запад и относительно большая дислоцированность добайкальских образований в синклинориях по сравнению с антиклинориями.
Разломы Енисейского кряжа имеют, в основном, северо-западное или северовосточное простирание (рис.8). Первая группа - чаще всего надвиги с крутыми углами падения плоскостей смещения, концентрирующиеся на границах антиклинориев с синклинориями и широко развитые в пределах Центрального антиклинория (Осуществить..., 1995). Региональные разломы имеют субвертикальную ориентировку и прослеживаются на глубину десятков километров. К этой группе относятся Приенисейская, Татарская, Ишимбинская, Анкиновская зоны разломов (Вотах, 1968). Приенисейская протягивается вдоль западной окраины Енисейского кряжа, и к ней приурочены эффузивные и интрузивные образования, с которыми связаны фациальные изменения отложений сухопитской, тунгусикской и ослянской серий (Вотах, 1968). Татарская зона разломов осложняет Татарский и Панимбинский антиклинории, имеет форму дуги, обращенной выпуклостью на восток, и сопровождается гранитными массивами посольненского и татарско-аяхтинского комплексов. Разрывные нарушения имеют прерывистый характер и на отдельных участках переходят во флексуры (Вотах, 1968). Ишимбинская зона, как и Татарская, образует дугу. Анкиновская зона разломов проходит по восточной границе Енисейского кряжа и является наиболее молодой из этой группы разломов - возникла на рубеже докембрия и кембрия (Вотах, 1968). Вторая группа - долгоживущие разломы с преобладанием сдвиговой составляющей, они прослеживаются вглубь Сибирской платформы под венд-кембрийским чехлом (Осуществить..., 1995). К ней относятся Нижнеангарская и Болыпепитская зоны разломов. Нижнеангарская зона проходит южнее р.Ангары. На западе она фиксируется в виде цепи котловин, восточнее выражена разрывными нарушениями, прослеживающимися по магнитным аномалиям до Чадобецкого поднятия (Вотах, 1968). К югу от зоны разломов на архейских породах лежат отложения тасеевской серии, к северу - развит комплекс всего верхнего протерозоя. Болыпепитская зона разломов и флексур протягивается севернее р.Болыпой Пит.
Байкитская антеклиза
На -территории ЮТЗ осадочный чехол Сибирской платформы разделяется на два структурных яруса - рифейский и венд-фанерозойский. Каждый из них имеет свое тектоническое районирование; в данной работе принято районирование А.А.Конторовича (Конторович и др., 1996).
Нижний (рифейский) ярус осадочного чехла характеризуется широким развитием и в ряде случаев значительной амплитудой разрывных нарушений. Рассматриваемая территория находится в южной части Южно-Тунгусской антеклизы рифейского структурного яруса (рис.9) В пределах изученной части антеклизы выделяется четыре элемента I порядка - Юрубчено-Вельминский и Деланинский своды, Мадринско-Тычанский прогиб (грабен) и Кумондинский склон.
В пределах Деланинского свода выделяется две структуры II порядка -Косвинское куполовидное поднятие и Нижнетайгинский вал.
Мадринско-Тычанский прогиб (грабен) расположен в северо-восточной части антеклизы. В пределах прогиба выделяется две структуры II порядка - Мадринская и Тычанская котловины. Мадринская котловина располагается в юго-восточной части Мадринско-Тычанского прогиба. Ее размеры 50 80 км. Котловина оконтурена изогипсой -4000 м и осложнена серией дизъюнктивных нарушений. В ее наиболее погруженных частях кровля вэдрэшевской толщи опускается до глубины -5000 м.
В венд-фанерозойском ярусе ЮТЗ находится в пределах Байкитской антеклизы (Геология..., 1981, Нефтегазоносные... Вып.6, 1994). По кровле тэтэрской свиты площадь Байкитской антеклизы составляет 138600 км2. В вендское время современная территория Байкитской антеклизы располагалась в пределах южного склона гигантской палеоантеклизы - Катангской суши (Геология.., 1981, Непско-Ботуобинская..., 1986, Нефтегазоносные... Вып.6, 1994). Формирование современного северного склона антеклизы происходило в средне-верхнепалеозойское время, в ходе заложения наложенной Тунгусской синеклизы. Мощность вендских отложений в пределах Байкитской антеклизы меняется от 160 до 1400 м, закономерно увеличиваясь в южном и юго-западном направлениях.
В пределах Байкитской антеклизы выделяются три структуры I порядка: Камовский свод, Северный склон и Терянский прогиб (рис.10). Длина свода 390 км, ширина 130-180 км, площадь 44 600 км .
К Северному склону Байкитской антеклизы отнесена часть ее территории ограниченная на юге изогипсой кровли тэтэрской свиты -2000 м, замыкающей Камовский свод, на востоке — Бедошемо-Оскобинским разломом, на западе — Терянским прогибом. В этих границах склон имеет длину порядка 500 км, ширину - 100-130 км, площадь 51 000 км2.
Терянский прогиб выделяется, как структура I порядка, входящая в состав Байкитской антеклизы и отделяющая Камовский свод на западе от Енисейского кряжа, а на юге от Присаяно-Енисейской синеклизы. Длина прогиба составляет порядка 610 км, ширина 80-120 км, площадь 34 800 км2. В вендское время территория Терянского прогиба находилась в пределах прогнутой части платформы, о чем свидетельствуют значительные (от 450 до 1400 м) мощности венда. Именно этот факт позволяет выделить отрицательный элемент I порядка.
В пределах Терянского прогиба выделяется три положительных структуры II порядка - Оленчиминский вал, Иркинеевское куполовидное поднятие и Агалеевско-Берямбинский вал, разделенные двумя однопорядковыми отрицательными структурами: Каменской депрессией и Бурундинской котловиной.
Исследования по органической геохимии в связи с оценкой нефтегазоносности юга Сибирской платформы
Изучение геохимии углеводородных флюидов на территории Сибирской платформы производится уже около 40 лет, и вначале древние осадочные толщи считались бесперспективными. В 1960 г. А.А.Трофимук выделил в качестве первоочередного объекта нефтепоисковых работ древние отложения Непско-Ботуобинской антеклизы (Трофимук, 1960). Открытие первых месторождений с залежами в отложениях венда и кембрия Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области положило начало систематическому изучению геохимии нафтидов этого района. Уже в 1964 г. А.Э.Конторовичем и О.Ф.Стасовой поднимается вопрос о происхождении древних нефтей (Конторович, Стасова, 1964). Исследования нефтей и конденсатов осадочного чехла Сибирской платформы, начиная с 1966 г, ведутся в ВостСибНИИГГиМСе (г.Иркутск), СНИИГГиМСе (г.Новосибирск), ВНИГРИ (г.Ленинград), Институте геологии ЯНЦ СО АН СССР (г.Якутск). Вопросы по геохимии и размещению флюидов древних отложений освещены в многочисленных статьях: О.А.Арефьева и др., (1979, 1980, 1993), О.К.Баженовой и др. (1994), В.Е.Бакина и др. (1978), Д.И.Дробота и др. (1969, 1974, 1975, 1976, 1978, 1981, 1982), А.Н.Изосимоваой и др. (1981, 1986,1989), В.П.Исаева и др. (1974), В.А.Каширцева и др. (1984, 1990), С.А.Кащенко и др. (1976), А.Э.Конторовича др. (1964, 1974, 1976, 1978, 1986, 1996, 1999, 2000), Ю.И.Корчагиной (1972, 1982), А.И.Ларичева и др. (1985, 1995), К.И.Паниной (1963), Р.Г.Панкиной и др. (1976), Ал.А.Петрова (1995), Р.Н.Пресновой и др. (1971, 1977, 1980, 1983, 1986), И.М.Рукавишникова (1970, 1984), В.В.Самсонова и др. (1975, 1985), П.Н.Соболева (1986), БА.Соколова и др. (1987), И.С.Старобинца и др. (1984, 1986, 1996), О.Ф.Стасовой и др. (1974, 1977), А.А.Трофимука (1960, 1964, 1968), А.Б.Фукса и др. (1979, 1984, Промысловая характеристика..., 1982), В.ИЛеканова (1986) и др. В ряде монографий сделано обобщение информации по геохимии нефтей древних отложений Сибирской платформы. Это "Геология нефти и газа Сибирской платформы" под ред. А.Э.Конторовича, В.С.Суркова, А.А.Трофимука (1981), "Органическая геохимия палеозоя и допалеозоя Сибирской платформы и прогноз нефтегазоносности" Т.К.Баженовой и др. (1981), "Геохимия органического вещества нефтегазоносных отложений Западной Якутии" А.Н.Изосимовой и др. (1984), "Непско-Ботуобинская антеклиза - новая перспективная область добычи нефти и газа на востоке СССР" под ред. А.Э.Конторовича, В.С.Суркова, А.А.Трофимука (1986), "Геохимия нефтей, конденсатов и природных газов рифей-вендских и кембрийских отложений Сибирской платформы" Д.И.Дробота и др. (1988), "Реликтовые углеводороды в органическом веществе и нефтях" А.Н.Изосимовой и О.Н.Чалой (1980), "Геолого-геохимические условия формирования нефтегазовых месторождений в древних толщах Восточной Сибири" Б.А.Соколова и др. (1989), "Геология и геохимия нефтей северовосточной части Непско-Ботуобинской антеклизы" А.А.Ануприенко и др. (1989).
Для выявления региональных закономерностей изменения нефтей древних отложений А.Э.Конторовичем (1976) был разработан метод геохимического картирования. Согласно картам по физико-химическим свойствам нефтей (плотность, вязкость, содержание серы, твердых парафинов, изотопный состав углерода, фракционный, групповой и углеводородный состав) для основных нефтегазоносных комплексов, нефти древних отложений юга Сибирской платформы сходны между собой. -Принципы генетической типизации сибирских нефтей (на примере нефтей Западной Сибири) были предложены А.Э.Конторовичем и О.Ф.Стасовой (1977,1978). В этих же работах определена генетическая взаимосвязь нефтей с органическим веществом нефтематеринских пород и дана обобщенная характеристика типов нефтей в зависимости от типа исходного органического вещества. Детальные исследования нефтей по биомаркерам, проведенные А.Э.Конторовичем, О.Ф.Стасовой (1977, 1978), Р.Н.Пресновой (Геохимия нефтей..., 1988), А.Н.Изосимовой и др. (1981, 1989, Геохимия органического вещества..., 1984), О.А.Арефьевым и др. (1979, 1980, 1993) и др., определили различные критерии, несущие генетическую информацию и позволяющие установить состав нефтей в зависимости от диагенетической и катагенетической преобразованности ОВ нефтематеринских толщ.
Для оценки генетической принадлежности древних нефтей Сибирской платформы очень важны распределения тетра- и пентациклических биомаркеров (стеранов и терпанов), соотношения высокомолекулярных и низкомолекулярных н-алканов и их изоалифатических гомологов. Древние нефти Сибирской платформы имеют близкие значения индивидуальных углеводородных компонентов отдельных гомологических рядов и структурных групп и представляют собой единую генетическую совокупность. Древние нефти Непско-Ботуобинской НГО относятся к генетическому типу, который по составу биомаркеров коррелируется с органическим веществом сапропелевого типа, связанного с водорослевой биомассой (Геохимия нефтей..., 1988, Изосимова, 1986, Изосимова, Чалая, 1989). Нефти рифея ЮТМ, охарактеризованные в работе А.Э.Конторовича и др. (1996), близки по физико-химическим свойствам и распределению биомаркеров к нефтям НБА. Однако, при дальнейших исследованиях А.Э.Конторовичем и др., (1999,2000) нефти рифея и венда -нижнего кембрия юга Сибирской платформы были по ряду параметров разделены на два семейства. Первое семейство локализовано в месторождениях Байкитской антеклизы и генетически связано с Енисей-Байкитским очагом нафтидообразования, второе - в месторождениях Непско-Ботуобинской антеклизы (связанных с Байкало-Патомским очагом) и Катангской седловины. Нефти первого семейства по сравнению с нефтями второго содержат существенно меньше серы, менее обогащены изотопом 12С, беднее относительно нормальных алканов ациклическими изопреноидами и монометилалканами с разветвлением в средине цепи, меньше обогащены холестанами относительно этил-холестанов, для них характерно меньшее отношение стераны/терпаны, чем в нефтях второго семейства. Отношение концентраций гомогопанов С35/С34 в обоих семействах нефтей несколько больше единицы, но в нефтях второго семейства преобладание концентрации гопана С35 значительнее.
Многочисленные исследования рассеянного органического вещества древних нефтематеринских отложений Сибирской платформы и ее складчатого обрамления отражены во множестве печатных работ: Т.К.Баженовой и др. (1972, 1973, 1978, 1979), В.И.Виноградова и др. (1998), Д.И.Дробота и др. (1969, 1974), А.Н.Изосимовой и др. (1989), А.Э.Конторовича и др. (1996, 1999, 2000), Ю.И.Корчагиной (1972, 1982), В.А.Кринина и др. (1996), А.И.Ларичева и др. (1982, 1987, 1998), Св.А.Сидоренко и др. (1990), П.Н.Соболева (1971, 1986, 1987), И.Д.Тимошиной (1994), Ю.А.Филипцова и др. (1999) и др.
В монографии Т.К.Баженовой и др. (1981) "Органическая геохимия палеозоя и допалеозоя Сибирской платформы и прогноз нефтегазоносности" подробно охарактеризовано органическое вещество и его эволюция в процессе литогенеза. По содержанию ОВ выделено 8 стратиграфических уровней с доманикоидными и субдоманикоидными горизонтами. Определены биоисточники РОВ и их эволюция от раннего рифея к позднему палеозою. Изучены вещественный состав РОВ, его диагенез и катагенез. Составлены карты масштабов генерации и эмиграции углеводородов, предложена концепция онтогенеза нафтидов как основа прогноза нефтегазоносности по геохимическим данным. В сборнике монографий "Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири" (1994, 1995), охарактеризованы нефтематеринские формации (концентрации, распределение и катагенез органического углерода) для разных зон нефтегазонакопления. Однако, несмотря на огромное количество работ, рассеянное органическое вещество предполагаемых нефтематеринских пород изучено значительно хуже по сравнению с нефтями. Отсутствие исследований углеводородов-биомаркеров связано с высоким катагенезом и метаморфизмом органического вещества этих пород, благодаря чему значительная часть углеводородов разрушена.
Геохимия нефтей Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области
Физико-химические свойства нефтей. Как видно из табл. 15, нефти НБ НГО легкие и средние (728-879кг/м3), содержат серы до 1,3 % (в среднем - 0,6%), асфальтенов 0,0-9,7%, смол 8,3-30,4%. Преобладающим компонентом этих нефтей являются насыщенные углеводороды, отношение их концентраций к концентрации ароматических углеводородов меняется от 1,0 до 3,9. Обращает на себя внимание высокая концентрация в нефтях легкого изотопа углерода С, величина 5 С практически идентична во фракциях насыщенных и ароматических углеводородов и варьирует от (-36,5) до (-33,2)%о.
Алифатические углеводороды. В составе н. алканов в максимальных концентрациях установлены углеводороды Сб-Сіб. Отношение H-C27/H-Q7 в среднем составляет 0,11, что также указывает на низкую концентрацию в нефти высокомолекулярных н. алканов. Коэффициент нечетности СР1=2 (С2з+С25+С27+С29)/[С22+2 (С24+С2б+С28)+Сзо] равен в среднем 1,11. На рисунках 26А, 27 видно, что ряд нормальных алканов С\ 1-С37 во всех районах НБ НГО образует ломаную линию, характерную для углеводородов слабо зрелого ОВ.
Из разветвленных алифатических углеводородов в изученных нефтях резко доминируют изопреноидные алканы, а также, что характерно для докембрийских нефтей, 12- и 13-монометилалканы. Монометилалканы с метальным ответвлением возле второго и третьего атомов углерода, преобладающие среди монометилалканов в фанерозойских нефтях, в нефтях НБ НГО присутствуют в значительно меньших, чем 12- и 13-метилалканы концентрациях. Среди ациклических изопреноидов С19 и Сго чаще преобладает пристан: в среднем отношение Pr/Ph=0,9 и изменяется от 0,71 до 2,71 (табл.15).
Стераны. Распределение стеранов С27-С30 показано на рисунках 26В, 28 и в таблице 2. Среди стеранов St27- S130 в максимальной концентрации находятся этил-холестаны St29, они составляют от 49 до 64% в разных пробах. В существенно меньших концентрациях содержатся в непско-ботуобинских нефтях стераны St28, St27 И St30 в среднем 17, 14 и 10% соответственно. Из рис.28 и табл.2 видно, что содержание стеранов в нефтях изменяется по площади. Содержания стеранов St27 и St28 уменьшаются с юго-запада на северо-восток, a St29 — возрастают. Средние концентрации St27 и St28 в юго-западной, центральной и северо-восточной части НБА составляют соответственно 16, 14 и 12% и 19, 18 и 15%. Для стеранов St29 средние содержания в том же направлении равны 55,59 и 63%.
В ходе диагенеза и катагенеза биостераны 5a,14a,17a,20R и 5a?14a,17a,20S (сокращенно aa) частично преобразуются в термодинамически более устойчивые диастераны 10a,13p,17a,20R и 10a,13p\17a,20S (сокращенно pa) и изостераны 5a,14p,17p,20S и 5a,14p,17p,20R (сокращенно РР). Химия этих превращений подробно рассмотрена А.А.Петровым (Петров, 1984). Как видно из табл. 16 среди изомеров стеранов (St27-St29) непско-ботуобинских нефтей по концентрации преобладают изостераны, а в стеранах St3o доминируют диастераны. Из доминирующей в живом веществе R-формы В S-форму, судя по отношению S/(S+R) для стеранов St29 И St27, преобразовано 44-51% биохолестана (табл.17).
Все это показывает, что преобразованность стеранов непско-ботуобинских нефтей в диагенезе и катагенезе достаточно велика. Отношение диастеранов к регулярным - в среднем 0,26, что указывает на карбонатность нефтематеринских отложений (Петров, 1994, Waples, 1990), однако повышается с северо-востока на юго-запад, где отмечено значение 0,46, говорящее о повышении глинистости нефтематеринских отложений. Коэффициенты зрелости K=C2920S/(S+R) и K2=C29pp(20S+20R)/aa20R равны в среднем 0,44 (0,41-0,45) и 2,57 (2,01-3,01) соответственно (табл.22) и по А.А.Петрову нефти относятся к слабозрелым и зрелым (Петров, 1994).
Количество сохранившихся биостеранов для разных членов гомологического ряда различно: наибольшие значения встречены у холестанов - до 44%, наименьшие - у метилхолестанов - 13%. Следует отметить, что сохранность биохолестанов (St27-St29) в непско-ботуобинских нефтях повышается с юго-запада на северо-восток. Преобладание этилхолестанов сохраняется для регулярных стеранов, в перегруппированных часто доминируют пропилхолестаны (табл.18).
Терпаны. Кроме стеранов в нефтях НБ НГО идентифицированы терпаны: гопаны, моретаны, трицикланы, и тетрацикланы (см.табл.6, рис.26Б, 29). Преобладающими компонентами этой фракции являются гопаны и трицикланы. В среднем содержание трицикланов выше, чем гопанов - 56% в сравнении с 37%. Однако, в северо-восточной части НБ НГО (рис.29А) их концентрации примерно одинаковы, в среднем гопаны даже имеют несколько больший процент (49%) по сравнению с трицикланами (44%). На юго-запад доля трицикланов в нефтях увеличивается: в центральной части НБ НГО (рис.29Б) они уже в среднем составляют 55% при 37% гопанов, а на северо-востоке (рис.29В) - это 70 и 22% соответственно. Концентрации моретанов и тетрацикланов невелики: в среднем 3 и 2% соответственно при очень незначительном разбросе значений.
Среди гопанов нефтей северо-восточной части НБ НГО, как это видно из табл.7 и рис.ЗОА, по концентрации доминируют гопан Нзо (максимальный процент), гомогопан НЬзі и норгопан NI129, в минимальной концентрации присутствует бисноргопан Мі28-Концентрации гомогопанов с ростом молекулярной массы монотонно падают. Исключение составляет гомогопан НІІ35, концентрация которого несколько больше, чем гомогопана НИЗФ Отношение концентрации гомогопана НІ135 к сумме концентраций гомогопанов НЬзі-НЬз5 равно 0,16-0,19. В центральной (рис.ЗОБ) и юго-западной (рис.ЗОВ) частях НБ НГО в распределении гопанов отмечены вариации. В нефтях центральной части нет классически идеального наложения кривых распределения гопанов, и пробы можно разделить на две группы: 1 - нефти подобные по гопанам нефтям северо-востока и 2 - нефти с несколько сниженным содержанием гопана-Нзо и гомогопана-Нпз2- Во вторую группу попали пробы NN 18, 21-23, 25, 29. Это нефти ботуобинского горизонта (Верхнечонская, 105), усть-кутского (Средненепская, 185, Даниловская, 3, 8) и осинского (Верхнечонская, 150). В юго-западной части НБ НГО картина распределения гопанов еще более пестрая. Здесь гопаны выстроены классически по содержаниям только в двух пробах нефтей: N37 (Тэтэрская, 278, усть-кутский горизонт) и N41 (Поймыгинская, 119, ярактинский горизонт). Основная часть нефтей подобна по распределению гопанов второй группе нефтей центральной части НБ НГО, а пробы нефтей Марковского месторождения N34 (скв.44, балыхтинский горизонт) и N35 (скв.1, осинский горизонт) можно выделить в третью группу, где происходит существенное снижение концентраций гопана-Нзо и гомогопана-НИзг и повышение доли гомогопана-Нпзз- Возможно, эти различия указывают на различные источники углеводородов, один из которых имеет северо-восточную локализацию, а второй - юго-западную, нефти же второй группы являются смешанными. Отношение концентрации гомогопана Нпз5 к сумме концентраций гомогопанов Н1ізі-Нпз5 в нефтях центральной и юго-западной части НБ НГО несколько ниже, чем на северо-востоке и составляет 0,13-0,16 (табл.19), что указывает на менее восстановительные условия в нефтематеринских отложениях, чем для северо-восточных нефтей.
Отношение концентраций трисноргопанов Ts (18oc,2ip) и Tm (17a,2ip) характеризует степень катагенетической преобразованности нефтей (Петров, 1984, Waples, Machihara, 1991, Peters, Moldowan, 1993). В нефтях НБА это отношение существенно изменяется по площади (табл.19). В нефтях северо-востока Т./Тт равно 0,44-0,88, в центральной части - 0,60-1,29 и на юго-западе - 1,07-4,26. Согласно западно-сибирским материалам (Конторович и др., 1994), а также работам других исследователей (Петров, 1991, 1994, Graas, 1990) первые можно отнести к недозрелым и зрелым, вторые - к зрелым и сверхзрелым, третьи - к сверхзрелым. Однако, показатель Ts/Tm контролируется и фациальными обстановками в нефтематеринских осадках, и его высокие значения могут указывать также на карбонатные породы-источники (Philp, 1985, Riillkotter, Marzi, 1988) или на окислительные обстановки в них (Moldowan, 1986).
Рассмотрим далее распределение трицикланов в нефтях НБ НГО. Выше (см. рис.29) уже была отмечена высокая концентрация трицикланов со структурой пергидрофенантрена во фракции терпанов, особенно в нефтях центральной и юго-западной частей НБ НГО. Трицикланы нефтей (см.табл.8, рис. 31 А, 31 Б, 31В) на всей площади НБ НГО имеют распределение, типичное для нефтей морского происхождения: в повышенных концентрациях присутствуют углеводороды Т23-Т26 и Т28-Т29
Енисейский кряж
Литолого-геохимический разрез Горбилокской зоны Енисейского кряжа, наиболее полно представленной образцами, показан на рис.41. Результаты геохимических анализов приведены в таблице 30.
Шунтарская свита. Одна из наиболее богатых органическим веществом толщ Енисейского кряжа - шунтарская свита. Бассейн накопления углеродистых отложений шунтарской свиты по данным Е.М.Хабарова (Конторович и др., 1996) представлял собой глубоководную задуговую депрессию с дефицитом кислорода в наддонных водах и, временами, сероводородным заражением. Породы свиты состоят из черных глинистых и известковистых сланцев и известняков, а в Горбилокской зоне еще и хлоритоидных сланцев. В Горбилокской зоне среднее содержание Сорг составляет 2,4% на породу. Наибольшее значение Сорг определено в черных глинистых известняках Вениаминовского профиля (р. Удерей) и достигает 8,3% на породу. В обнажениях на реках Горбилок и Большой Пит концентрации Сорг несколько ниже - от 0,03 до 5,8%, в среднем 1% на породу. В Каменской зоне С0рг в среднем составляет 4,1%, достигая 6,2%, а на юге (пос. Мотыгино) - 8,7% на породу. Наибольшее значение Сорг определено в Глушихинской зоне и составляет 9,5% на породу. Обогащенность ОВ увеличивается в Горбилокской зоне на запад-юго-запад, а в Каменской - на юг-юго-восток, повторяя, по-видимому, рельеф дна палеобассейна. В отложениях шунтарской свиты Тайгинской параметрической скважины на юге Байкиткой антеклизы содержание Сорг в среднем составляет 0,5% в глинистых известняках и 0,9% в мергелях (Баженова и др., 1973).
Несмотря на обогащенность органическим веществом, концентрации хлороформенного битумоида в породах шунтарской свиты очень незначительны -сотые доли процента. Пиролитический анализ материала (см .табл.20) также показывает ничтожное содержание углеводородов в органическом веществе: 0,001 0,008%, иногда до 0,015%. Формы пирограмм схожи между собой - высокий пик в низкотемпературной области (около 200С) и трудноразличимые невыразительные пики или их отсутствие в высокотемпературной. Водородный индекс для всех образцов невысок: 1-5 мгУВ/гСорг, редко 7 мгУВ/гСорг, в среднем около 3 мгУВ/гСорг. Данные пиролитических исследований пород шунтарской свиты свидетельствуют о том, что ОВ подверглось мощной термической обработке, разрушившей водородсодержащие компоненты керогена.
На Енисейском кряже изотопный состав углерода аквагенного нерастворимого ОВ (НОВ) изменяется в широких пределах: от (-34) до (-12)%о (см.рис.37). В породах шунтарской свиты, наиболее обогащенной ОВ, углерод НОВ наиболее изотопно легкий, но интервалы значений для разных зон различны (рис.42). В Горбилокской зоне 5ВСнов принимает значения от (-28) до (-21)%о (в среднем (-26,3)%о), в Каменской - от (-33) до (-26)%о (в среднем (-31,0)%о), в Глушихинской - от (-29) до (-24)%о, (в среднем (-26,0)%о). Отмечается увеличение 5 Снов на запад, что можно объяснить метаморфизмом ОВ, так как породы Горбилокской и Глушихинской зон подверглись гораздо большей термической обработке в сравнении с Каменской, где значения 5 Снов такие же, как в рифейских породах Мадринской скв.156 и породах баженовской свиты Западно-Сибирской плиты (рис.42).
Проанализировано несколько образцов битумоидов шунтарской свиты. В связи с малым содержанием Бхл. образцы объединенные. Преобладающими компонентами в битумоидах Енисей-Байкитского региона являются насыщенные углеводороды (15,4-36,0%) и смолы (60,8-84,6%), которые определены во всех образцах (см.табл.21). Содержание ароматических УВ столь ничтожно, что идентифицировать их не удалось, а в тех образцах, где они определены, отношение насыщ./аром. равно 10-13. Асфальтены в битумоидах шунтарской свиты не идентифицированы.
Проанализирован образец битумоида свиты Серого ключа, перекрывающей шунтарскую, с р. Ангара. Это черный известняк с запахом нефти при раскалывании. В этом битумоиде определены насыщенные (65,1%) и ароматические (16,2%) У В, а также смолы (16,5%) и асфальтены (2,1%). Судя по количеству насыщенных УВ, это эпибитумоид, источником которого могла быть шунтарская свита.
В составе алифатических углеводородов доминируют н. алканы, картина распределения которых в разных образцах различна (см. рис.38). В образцах NN 3 и 9 (шунтарская и сероключевская свиты соответственно) присутствует один максимум в области н-Сі7 - н-Сі9. Один максимум, но в области H-C24 - н-Сгб обнаруживается в н. алканах образцов NN 7, 8 (шунтарская свита). В образцах NN 4, 5, 6 присутствуют два максимума в н. алканах на н-Cig — H-C19 и H-C24 - н-Сгб, причем в двух последних образцах основной максимум приходится на область более высокомолекулярных соединений. Соответственно варьирует отношение H-C27/H-C17 — от 0,2 до 61,9. На всех хроматограммах отмечается легкое повышение концентраций нечетных УВ, что считается характерным для незрелого ОВ (Тиссо, Вельте, 1981). Коэффициент нечетности СРІ около 1. Из разветвленных алифатических углеводородов в изученных битумоидах резко доминируют изопреноидные алканы, 12- и 13-монометилалканы встречены в очень небольших количествах. В ряду изопреноидов С13-С25 преобладает фитан: отношение Pr/Ph l,0 (см.табл.21), лишь в образце сероключевской свиты равно 1,0. В распределении изопреноидов наблюдается разнообразие (см. рис.39): в образцах NN 3-7 (шунтарская свита), кроме основного максимума на изо-Сго, существует повышение концентраций в области ИЗ0-С23-25» а в образцах NN 8, 9 отмечены 3 и 4 максимума соответственно.
Среди полициклических нафтеновых соединений в битумоидах Енисей-Байкитского региона идентифицированы стераны и терпаны. Распределение их концентраций показано на рис.43 и в табл.22-29.
В Среднем В СТеранаХ St27 - St30 ИЗучеННЫХ битуМОИДОВ ДОМИНИруеТ ХОЛеСТаН St27 (32%), близок к нему по содержанию метилхолестан Si28 (30%), этилхолестан St29 и пропилхолестан S130 составляют соответственно 27 и 11% (рис.43Б). Из рисунка 43А видно, что такое распределение присуще не всем образцам - оно отмечено в NN 3-7 (шунтарская свита), а в образце N 8 (шунтарская свита) максимум приходится на этилхолестан (как в древних нефтях (Waples, Machihara, 1990)) и составляет 34,6%, в образце же свиты Серого ключа в максимальных концентрациях присутствуют метилхолестан и пропилхолестан (28,6 и 26,2% соответственно).
Среди изомеров стеранов в холестанах и метилхолестанах большинства изученных битумоидов доминируют диастераны, а в этилхолестанах и пропилхолестанах - аа-стераны (см.табл.23). Отношение диастеранов к регулярным высокое - в среднем 0,59 (см.табл.25). Коэффициенты зрелости Ki и Кг (Петров, 1994) равны в среднем 0,44 и 2,15 соответственно при очень малом разбросе значений (по Петрову ОВ относится к слабозрелому). В изомерах аа преобладает, в основном стеран St27, а в изо- и диастеранах - St28 (см.табл.24).
В изученных битумоидах идентифицированы гопаны, моретаны, а также трицикланы со структурой пергидрофенантрена и тетрацикланы со структурой пергидрохризена (табл.26, рис.43В). Гопаны являются преобладающим компонентом в образцах NN 4-8 (54,4-70,2%), на втором месте по концентрации находятся трицикланы (14,4-36,8%), моретаны и тетрацикланы имеют наименьший процент (4,9-10,3 и 2,9-5,2 соответственно). В образцах NN 3 и 9 доминируют трицикланы (52,2 и 79,1%), доля гопанов составляет 40,7 и 16,5%, содержания моретанов и тетрацикланов не превышают 5%.
Среди гопанов, как это видно из табл.27 и рис.43Г, по концетрации доминируют гопан Нзо и норгопан Nh29 (в образце N9 из свиты Серого на втором месте по концентрации вместо норгопана стоит гомогопан Ніізі), в минимальной концентрации везде, кроме образца N9, присутствует бисноргопан Nh28. Среди гомогопанов их концентрации с ростом молекулярной массы монотонно падают. Исключение составляет опять же образец N9 (свита Серого ключа), в котором концентрация гомогопана HI135 несколько больше, чем гомогопана НЬз4- Как известно (Петров, 1984, Waples, Machihara, 1991, Peters, Moldowan, 1993), отношение концентраций трисноргопанов Ts (18а,21(3) и Tm (17a,21{3) характеризует степень катагенетической преобразованности нафтидов. В изученных докембрийских битумоидах это отношение равно 0,97-1,23 (за исключением образцов NN 7,8), что соответствует, судя по западносибирским материалам (Нефтегазоносные бассейны..., Вып.2, 1994) концу главной фазы нефтеобразования (МК2-МК31) (Ro=l,15-l,20). В образцах NN 7 и 8 отношение Т/Гщ значительно ниже - 0,76 и 0,46 соответственно.
