Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Геологическое строение юго-восточной части западно-сибирского НГБ 8
1.1. Стратиграфия 9
1.2. Тектоника 27
1.3. История геологического развития 37
ГЛАВА 2. Нефтегазоносностб
2.1. Нефтегазоносность юго-восточной части Западной Сибири 51
2.2. Нефтегазоносность месторождений, строение залежей изучаемых нефтей 58
ГЛАВА 3. Геохимия нефтей продуктивных отложений юго-восточной части западной сибири 72
3.1. История изучения геохимии палеозойских нефтей 72
3.2. Использование биомаркеров для геолого-геохимической интерпретации
3.2.1. Строение биомаркеров и их биологических предшественников 79
3.2.2. Использование биомаркеров для реконструкции состава исходного для нефти ОВ и условий его накопления 91
3.2.3. Использование биомаркеров для характеристики условий окислительно-восстановительной среды раннего диагенеза 103
3.2.4. Использование биомаркеров для определения стадии катагенного преобразования ОВ пород, степени созревания нефти
3.3. Изотопный состав углерода органического вещества и нефтей 114
3.4. Методика исследования молекулярного состава нефтей 117
3.5. Типизация нефтей по исходному органическому веществу
и условиям накопления нефтематеринских пород 126
3.6. Катагенетическая зрелость нефтей 151
ГЛАВА 4. Нефтематеринские породы 156
4.1. Девонские нефтематеринские породы 157
4.2. Нижне- среднеюрские нефтематеринские породы 165
4.3. Баженовская свита 167
4.4. Распределение нефней определенного генетического типти палеозойских продуктивных отложениях 169
Заключение 172
Список литературы
- История геологического развития
- Нефтегазоносность месторождений, строение залежей изучаемых нефтей
- Использование биомаркеров для реконструкции состава исходного для нефти ОВ и условий его накопления
- Нижне- среднеюрские нефтематеринские породы
Введение к работе
Актуальность
Изучение свойств и состава нефти продуктивных отложений определенного региона и их генетическая типизация является важным аспектом комплексного геолого-геохимического исследования нефтегазоносное района с целью оценки перспектив и определения дальнейших направлений поиска и разведки залежей углеводородных флюидов (УВ-флюидов).
В юго-восточной части Западной Сибири залежи нефти и газа находятся в основном в юрских отложениях тюменской (J^-^bt, продуктивные пласты Ю2-Ю13) и васюгаиской (J2k-J3ok, пл. Ю|) свит, но значительный объем УВ-флюидов сосредоточен в залежах палеозойского комплекса - коре выветривания палеозоя (пласт М) и породах палеозойского складчатого основания, по которым кора выветривания не развита (пласт М]).
Палеозойский нефтегазоносный комплекс Западно-Сибирского
нефтегазоносного бассейна (НГБ) к настоящему времени, несмотря на многолетнее изучение, все же остается недостаточно изученным объектом, только в редких случаях целенаправленные поиски месторождений углеводородного сырья проводились в нём. Принимая во внимание острую проблему воспроизводства минерально-сырьевой базы крупнейшего нефтегазодобывающего региона России, необходимо детальное изучение палеозойского комплекса, содержащего залежи нефти и газа как во внутри палеозойских резервуарах, так и в верхней части на контакте с мезозойскими отложениями.
В данной работе подробно рассмотрен молекулярный состав нефтей палеозойских и юрских залежей и проведен биомаркерный анализ для обоснования генетической типизации нефтей. На основании геохимической интерпретации молекулярного состава нефтей и данных изотопного состава углерода предпринята попытка установления источников флюидов залежей палеозойского комплекса, подтверждены предположения об источниках У В в залежах тюменской и васюганской свит. Выявление вероятных нефтепроизводящих пород является одной из первоначальных задач системного подхода в поиске новых залежей нефти и газа, поэтому данная работа является актуальной в свете применения полученных данных для разработки методик поиска перспективных объектов в палеозойских отложениях юго-востока Западно-Сибирского НГБ.
Цель работы - выявление нефтепроизводящих толщ в палеозойских и юрских отложениях юго-восточной части Западной Сибири на основании биомаркерного анализа молекулярного состава углеводородов, гетероатомных соединений нефти и изотопного состава насыщенной и ароматической фракций нефти*
В задачи исследования входило:
-
Изучение и обобщение материалов по геологическому строению и нефтегазоносное палеозойских отложений рассматриваемой территории;
-
Изучение молекулярного состава нефтей палеозойских и юрских залежей современными хроматографическими и масс-спектрометрическими методами, а также изотопного состава углерода насыщенной и ароматической фракций;
-
Геолого-геохимическая интерпретация даїшьіх о молекулярном составе нефтей и распределении биомаркеров для определения типов исходного органического вещества (ОВ), условий его накопления, катагенетической зрелости для выделения потенциальных нефтематеринских пород (НМП);
-
Обзор геохимических критериев и биомаркерных параметров, предложенных отечественными и зарубежными исследователями, и выделение из них
наиболее информативных для использования в геолого-геохимической интерпретации и типизации нефтей, а также обобщение геохимических данных о составе ОВ возможных нефтематеринских пород; Фактический материал
Основой диссертационной работы явились результаты исследования молекулярного состава и свойств 15-ти образцов нефтей палеозойских (скважины Северо-Останинская-7, Еллей-Игайская-2, Верх-Тарская-3, Малоичская-2 и -6, Калиновая»6, Нижнетабаганская-4 и -17, Южно-Табаганская-130, Урманская-2) и юрских (скважины Вартовская-300, Верх-Тарская-2, Столбовая-Р-1, Южно-Табаганская-23, Нижнетабаганская-17) отложений юго-восточной части Западно-Сибирского НГБ из коллекции кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ; результаты исследования изотопного состава насыщенной и ароматической фракции 8-ми нефтей из палеозойских коллекторов, выполненные в лаборатории института ГЕОХИ. Исследование нефтей проводилось в рамках проекта по изучению доюрских нефтяных систем Западной Сибири «Программы сотрудничества «Шелл» - МГУ» при непосредственном участии автора. В работе также использована представительная база данных, включившая опубликованные и фондовые материалы ранее выполненных геохимических (пиролитических и химико-битуминологических) исследований ОВ потенциальных нефтепроизводящих пород юго-восточной части Западно-Сибирского НГБ. Научная новизна
впервые для нефтей юго-востока бассейна выполнен биомаркерный анализ насыщенных, ароматических углеводородов (УВ) и гетероатомных соединений;
выявленные особенности молекулярного состава нефтей позволили установить типы исходного ОВ, фациальные условия его накопления и уровень катагенетической зрелости нефтей;
предложена генетическая типизация, где выделены 4 типа нефтей палеозойских и юрских залежей юго-восточной части Западной Сибири, генерированные НМП разного возраста и генезиса;
выбраны наиболее коррелятивные молекулярные параметры в составе нефтей для юго-восточного района Западной Сибири;
впервые на основе молекулярных параметров проведен расчет предполагаемого показателя отражения витринита НМП в период генерации нефти;
впервые установлено, что для нефтей продуктивных отложений данного региона объективнее всего категенетическую зрелость отражают метилфенантреновый индекс (MPI) и изопреноидный коэффициент (Ki).
В работе защищаются следующие основные положения:
1. Продуктивные отложения юго-восточной части Западной Сибири содержат 4 генетических типа нефти, выделенных на основе их молекулярного состава (распределение алканов, изоалканов, стеранов, гопанов, хейлантанов, ароматических стероидов, сераорганических соединений), обусловленного особенностями исходного ОВ и условиями накопления НМП. Для I типа нефти источником является континентальное гумусовое и озерное сапропелевое ОВ, для II - морское сапропелевое ОВ карбонатных нефтепроизводящих пород, для III - морское сапропелевое ОВ глинистых отложений, нефти IV типа сформировались за счет смешения флюидов из разных НМП.
-
Источниками нефтей служат НМП разного генезиса: континентальные озерные и прибрежно-морские глинистые отложения, морские глинисто-кремнистые породы, морские глинисто-карбонатные отложения. Нефти, генетически связанные с глинисто-карбонатными НМП, приурочены к Тарскому мегавалу.
-
На основании биомаркерного анализа и геологического положения залежей изученных нефтей установлено, что НМП для нефтей I типа являются континентальные озерные тоарские глинистые аргиллиты тогурской свиты нижней юры и/или среднеюрские прослои глинистых аргиллитов тюменской свиты континентального и прибрежно-морского генезиса; для II типа -лохковские глинистые известняки нижнего девона; для III типа -нижнефранские карбонатно-глинисто-кремнистые аргиллиты нижнего девона и баженовской свиты верхней юры; нефти смешанного IV типа формировались за счет поступления углеводородных флюидов из НМП разного возраста и генезиса,
Практическая значимость данной работы заключается в научном обосновании методических приемов выделения по молекулярному составу нефтей их нефтематеринских пород в палеозойском разрезе юго-востока Западной Сибири и подтверждении некоторых выводов предыдущих исследователей, что дает возможность более уверенно судить об источниках нефти и газа и их миграции, а следовательно повысить надежность оценки геологического риска проведения дальнейших поисково-разведочных работ и выявления залежей углеводородных флюидов в палеозойских отложениях данного региона. Полученные в ходе исследования данные использовались представительством нефтяной компании «Шелл» в рамках формирования стратегии развития.
Апробация работы
Результаты исследования по теме диссертации докладывались на конференциях: Международный конгресс по органической геохимии «IMOG-2007» (г. Торгуай, Великобритания), Всероссийская научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов «Молодые в геологии нефти и газа» в 2010 г. (ВПИГНИ, г. Москва) «Международная конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Ломоносов-2011» (МГУ, г. Москва). По теме диссертации опубликовано 5 научных работ, включающих тезисы докладов на международных конференциях.
Структура и объем работы
История геологического развития
В Нюрольском структурно-фациальном районе установлены два типа девонского разреза - рифогенный и депрессионный или бассейновый [73]. Первый из них расчленяется на кыштовскую, армичевскую, солоновскую, надеждинскую, герасимовскую и лугинецкую свиты, а второй - на лесную, чузикскую, чагинскую свиты и мирную толщу (рис. 3).
Кыштовская свита выделена на Тюменском совещании в 1990 г. Она названа по нос. Кыштовка в Новосибирской области и изначально была выделена в интервале локковского яруса и представлена снизу вверх карбонатными песчаниками. известняками темно-серого и серого цвета, обломочными, биокластическими, с биостромами, мощностью 400 м.. За ее стратотип принят инт. 2796 - 3194 м в скв. Малоичская-22 [73]. Комплекс фауны датирует возраст свиты локковским (брахиоподы), пражским веками (конодонты Pandorinellina ex gr. exigua philipi(Klapper)) и началом эмса (конодонты Pandorinellina exigua exigua (Phillip)).
Латеральные аналоги кыштовской свиты присутствуют в разрезах многих скважин Нюрольского структурно-фациального района [105].
Армичевская свита названа по р. Армич, левому притоку р. Чузик в Томской области [74]. В строении лучшего разреза армичевской свиты в скв. Западно-Останинская-443 принимают участие темно-серые, глинистые, местами биокластические известняки, мергели и аргиллиты мощностью до 630 м. Определен комплекс фауны: строматопораты, брахиоподы, фораминиферы, остракоды, тентакулиты, конодонты. Возраст пород армичевской свиты следует считать позднелохковско-пражским. Верхняя граница связана с четким переходом от карбонатов к глинистым породам, охарактеризованным такой важной для биостратиграфии эмса формой из конодонтов, как Pandorinellina exigua exigua (Phillip).
Солоновская свита рассматривается в объеме солоновских слоев армичевской свиты [73]. Название свиты дано по одноименной разведочной площади. За ее стратотип принят инт. 2969-3150 м скв. Солоновская-43. Свита представлена обломочными, биокластическими, массивными, серыми известняками с прослоями аргиллитов мощностью до 200 м. В этих породах установлен комплекс фауны, что в целом свидетельствует об нижнеэмсском возрасте [105].
Надеждинская свита названа по пос. Надеждинка на р. Малая Ича, правом притоке р. Тары в Новосибирской области. Ее стратотип установлен в разрезе скв. Малоичская-4 как инт. 2078 - 3722 м. Свита представлена известняками черного и зеленовато-серого цвета, пелитоморфные и обломочные, глинистые, мощностью около 220 м. По табулятам возраст определяется интервалом позднеэмсского века [91].
Герасимовская свита получила название по оз. Герасимово в Томской области. Ее етратотип определен как инт. 2910-2978 м разреза скв. Герасимовская-9, где свита представлена светло-коричневыми, коричневыми, биогермными, биоморфными и биоморфно-биокластическими известняками мощностью около 70 м. Нижняя граница герасимовской свиты в стратотипе связывается со скрытым перерывом [74], который, скорее всего, отвечает тектоническому нарушению. Верхняя граница свиты в стратотипическом разрезе эрозионная. Представление об эйфельско-живетском объеме герасимовской свиты сформировано по разрезам серии скважин. В таком понимании свита подразделена на три подсвиты [91]. Из них нижняя отвечает Эйфелю, а средняя и верхняя под свиты -нижнему и верхнему живету соответственно.
Фаунистические ассоциации подсвит подтверждают отнесение нижней из них к эйфельскому ярусу (D2cf), а средней и верхней - к живету (Dazv).
Лугинецкая свита названа по одноименной разведочной площади в Томской области. В качестве стратотипа свиты определен инт. 2487,1-2978,0 м скв. Лугинецкая-170 [73, 74]. Она сложена светло- и темно-еерыми, кремовыми илистыми известняками и известковистыми аргиллитами, вверху - с прослоями туфолав базальтового состава [91]. Лугинецкая свита подразделяется на две подсвиты. В верхней подсвите присутствуют прослои туфолав. Общая мощность свиты более 600 м. В стратотипическом разрезе она представлена большим комплексом фауны, основу которого составляют фораминиферы (Богуш и др., 1981), но имеются также немногочисленные строматопораты, редкие хитинозои и акритархи. Эта фаунистическая ассоциация свидетельствует о позднедевонском возрасте пород рассматриваемой свиты, нижняя подсвита - ранний фран (Dsf0, а верхняя - поздний фран и фамен (D3f2-fm).
Верхняя граница лугинецкой свиты в ее стратотипическом разрезе в скв. Лугинецкая-170 эрозионная, а нижняя приурочена к зоне дезинтегрированных известняков, возможно, связанной с тектоническим нарушением. Аналоги данной свиты отмечаются в разрезах скважин Нижнетабаганская-4, 20, Западно-Ключевская-66, Малоичская-8, Южно-Тамбаевская-77 и др. [105].
Депрессионный (бассейновый) тип разреза девона в Нюрольском структурно-фациальном районе представлен четырьмя стратонами - лесной, чузикской и чагинской свитами, а также мирной толщей (рис. 3). В разрезах названных стратонов значительную роль играют глинистые породы, свидетельствующие об относительно более глубоководных (или более спокойных) обстановках осадконакопления, чем на карбонатных платформах при рифогенном типе разреза.
Лесная свита получила название по урочищу Лесная Дача, бассейна р. Малая Ича в Новосибирской области [103]. За стратотип свиты принят инт. 2809-3237 м скв. Майзасская-1. Он представлен переслаиванием темно-коричневых и черных, тонкослоистых известняков, мергелей и аргиллитов мощностью до 480 м. Верхняя граница свиты в стратотипе эрозионная, а нижняя евязана с наличием на данном уровне мощного сила. Здесь, в пограничном интервале лесной и майзасской свит. вскрыта серия межпластовых тел, сложенных диабазами (см. характеристику межовской свиты верхнего силура). В типовом разрезе рассматриваемой свиты обнаружены позднелохковский вид Paranowakia obuti Boucek и пражский тентакулит Turkestanella acuaria (Richter), что свидетельствуют о позднелохковско-пражском возрасте слагающих ее пород (Dxh - Dip).
Лесная свита выделена также в разрезе скв. Казанская-8 и отмечается в разрезах разведочных площадей Нюрольского района - Кильсинской, Останинской, Солоновской, Тамбаевской и Южно-Тарской.
Мирная толща названа по оз. Мирное в Томской области. В литературе о ней мало сведений, так как отложения, объединяемые под этим названием, чаще рассматривалась в качестве нижней подсвиты чузикской свиты [74].
В качестве стратотипа толщи рассматривается инт. 3111-3155 м разреза скв. Калиновая-14. Он сложен темно-серыми и черными, глинистыми и глинисто-кремнистыми известняками с прослоями аргиллитов мощностью до 400 м.
Определяющей фауной являются: тентакулиты - Viriatellina galinae Boucek, Styliolina ex gr. nucleala Karpinsky и конодонты - Polygnathus serotinus Telford, P. foliformis Snigireva, P. aff. inversus Klapper et Johnson, P. linguiformis bultyncki Weddige, Belodella devnica (Stauffer), свидельствующие об эмсском возрасте пород (Die).
Мирная толща согласно залегает на лесной и с небольшим стратиграфическим перерывом перекрывается чузикской свитой [105].
Чузикская свита считается возрастным аналогом герасимовской свиты (Решения...,1999). Ее название происходит от р. Чузик в Томской области (Степанов и др., 1985). Стратотип установлен в разрезе скв. Калиновая-13 как инт. 3491-4434 м. Сложена свита глинистыми известняками с прослоями кремнистых аргиллитов, мощностью до 470м.
Нефтегазоносность месторождений, строение залежей изучаемых нефтей
Месторождения нефти и газа, рассматриваемые в данной работе, расположены в Томской области (Калиновое, Еллей-Игайское, Урманское, Нижнетабаганское, Южно-Табаганское, Северо-Останинское, Столбовое и Вартовское) и на севере Новосибирской (Малоичское и Верх-Тарское). Согласно схеме нефтегазогеологического районирования (под ред. СП. Максимова, 1987) все, за исключением двух, месторождения расположены в пределах Каймысовской нефтегазоносной области (НГО), Северо-Останинское и Вартовское месторождения -Васюганская НГО [83]. В районе исследования выделяются палеозойский, нижне-среднеюрский (тюменская свита) и верхнеюрский (васюганская свита) нефтегазоносные комплексы (НГК). Впервые нефтегазоносность доюрского основания на юго-востоке бассейна была установлена в 1954 г., когда были получены пленки нефти из базальных горизонтов осадочного чехла в Колпашевской опорной скважине. В начале 60-х годов прошлого века в складчатом основании Западно-Сибирского бассейна были выделены два структурных этажа [30]; породы верхнего этажа рассматривались как потенциально нефтегазоносные с точки зрения обнаружения залежей УВ, генерированных вышележащими мезозойскими отложениями [22]. После того, как в 1963 г на Медведевской площади в палеозойских отложениях была обнаружена нефть, на юго-востоке плиты начались поиски и разведка залежей нефти и газа в верхней части выступов фундамента, сложенных трещиноватыми и кавернозными известняками [113]. Целенаправленно нефтегазоносность коренного палеозоя стали изучать лишь с 1974 г., когда на Малоичской площади был получен первый промышленный приток нефти из карбонатных пород фундамента с глубины более 4 км. В середине 70-х годов в ведущими исследователями Сибири было принято решение выделить два самостоятельных поисковых объекта в доюрском основании -отложения коренного палеозоя и эрозионно- -тектонические выступы палеозойских пород (разновозрастный нефтегазоносный горизонт зоны контакта - НГГЗК (по терминологии А.Э.Конторовича, отождествляемый в ряде случаев с термином «кора выветривания») и отложения коренного палеозоя.
Проблемой нефтегазоносности занимались и занимаются многие геологи Сибири: В.С.Бочкарев, А.М.Брехунцов, В.И.Биджаков, В.С.Вышемирский, В.А.Гавриков, О.Г.Жеро, Н.П.Запивалов, И.А.Иванов, А.Э.Конторович, А.Н.Леонов, Ф.К.Салманов, Л.В.Смирнов, О.Ф.Стасова, В.С.Сурков, А.А. Трофимук, А.С.Фомичев, Ф.З.Хафизов, Г.П.Худорожков и др. Большой вклад в изучение строения резервуаров доюрского основания внесли О.О.Абросимова, Е.В.Белова, Т.Ф.Балабанова, Г.Е.Белозерова, П.Н.Страхов, В.С.Славкин, Н.Н.Бакун, Е.А.Копилевич, А.В.Гончаров, В.А.Бененсон, В.А.Конторович, С.Ф.Хафизов и другие.
На юго-востоке бассейна притоки нефти и газа в отложениях коренного палеозоя получены на Малоичской, Еллей-Игайской и Тамбаевской площадях; большее количество залежей открыть в НГГЗК - Арчинское, Герасимовское, Калиновое, Лугинецкое, Нижнетабаганское, Останинское, Северо-Калиновое, Южно-Табаганское, Урманское, Чкаловское и другие месторождения [23].
На севере Западно-Сибирского бассейна известны Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение и проявление нефти, газа и газоконденсата в палеозойских отложениях на Бованенковской площади. Залежь нефти Новопортовского месторождения связана с резервуарами в разрезе палеозойского складчатого основания (трещиноватые известняки, доломиты, сланцы, песчаники), перекрытого глинами левинского горизонта юры, а Бованенковского месторождения -с терригенными отложениями верхней перми.
Залежи и проявления УВ, связанные с корой выветривания палеозойского фундамента известны на месторождениях Шаимского мегавала и Березовской моноклинали Приуральской НЕО) (Мулымьинское, Мортымья-Тетеревское, Даниловское, Березовское и др.), Красноленинского свода и прилегающих поднятий Фроловской НГО (Талинская, Каменная, Ем-Еговская площади, Рогожниковское и др. месторождения). В этих случаях кора выветривания развита по вулканогенным породам (порфириты, базальты, диориты, туффиты). На площадях Красноленинского свода в некоторых случаях проводились совместные испытания палеозойских нижне-среднеюрских коллекторов, где были получены высокие дебиты. В.С. Сурков и др. (1987 г.) отмечают, что в указанных случаях палеозойские коллекторы не являются самостоятельными объектами, а создают дополнительный объем коллекторов. В Широтном Приобье открыты залежи в коре выветривания Северо-Варьеганского, Советского, Вахского месторождений [108].
Значительных по запасам залежей в палеозойских отложениях Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна обнаружено не было. Геологическое строение палеозойских комплексов и закономерности распределения залежей УВ очень специфичны и требуют комплексного подхода, включающего геолого-геофизические и геохимические методы. Прогнозирование новых залежей УВ в глубоко погруженных палеозойских отложениях на юго-востоке Западной Сибири возможно при обнаружении зон развития рифовых массивов в нижне-среднедевонских породах, примерами которых являются Малоичская и Еллей-Игайская карбонатные банки, где получены притоки нефти и газа. Согласно литолого-фациальной модели палеозойских отложений юга Нюрольской впадины, предложенной учеными ВНИГНИ (В.С. Славкин, Н.Н. Бакун, Е.А. Копилевич, 2001) рифовые постройки нижнего и среднего девона с высокой долей вероятности могут существовать в пределах Нижне-Табаганской (скв. 3) и Калиновой (скв. 16), что повышает перспективы нефтегазоносности нижнего комплекса палеозойских отложений [98].
НГГЗК, во многих случаях совпадающий с корой выветривания палеозоя, более широко изучен, многие месторождения юго-востока бассейна содержат залежи именно в данном горизонте. При этом наибольший интерес вызывает Чузикско-Чижапская зона нефтегазонакопления, расположенная на территории Парабельского района Томской области, т.к. именно здесь сосредоточены залежи зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений.
Исследования последних лет, выполненные в Институте геологии нефти и газа СО РАН (Конторович В.А., Бердникова С.А. и др., 2006) на основании интерпретации сейсморазведочных материалов и данных глубокого бурения в Чузикско-Чижапской зоне нефтегазонакопления, позволили сделать прогноз перспектив нефтегазоносности отложений зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений. Уже открытые залежи НГГЗК данной зоны в коре выветривания палеозоя (пласт М) и в отложениях коренного палеозоя (пласт Mi). Авторами детально проанализирован вещественный состав пород верхних горизонтов доюрского основания, и выявлено, что залежи коры выветривания (горизонта М) приурочены к глинисто-кремнистым отложениям, формирование которых могло происходить за счет разрушения и дезинтеграции силикатосодержащих пород, образовавшихся в бассейновых условиях [68]. В зонах, где наиболее интенсивно происходили процессы физического и химического выветривания, коллекторские свойства глинисто-кремнистых пород лучше и больше мощность коры выветривания. Поэтому именно в пределах наиболее контрастных эрозионно-тектонических выступов доюрского основания, сложенных кремнистыми известняками, сформировались наибольшие по толщине коры выветривания; к таким отложениям приурочены залежи НГГЗК на Еерасимовской, Калиновой, Останинской площадях [68, 69]. Продуктивный горитоит М сложен органогенными известняками и доломитами, которые в процессе дезинтеграции и карстообразования формировали высокоемкие кавернозно-трещиноватые коллекторы. В процессе физического и химического выветривания по органогенным известнякам, как правило, формируются непроницаемые брекчированные коры выветривания, которые бесперспективны в отношении развития коллекторов и способны препятствовать образованию каверн и пустот в подстилающих их известняках. Поэтому наиболее перспективными в отношении обнаружения залежей в органогенных известняках и доломитах являются те участки, где кора выветривания отсутствует либо ее толщина нс превышает 10 м. Такие залежи известны на Арчинском. Урманском, Тамбаевском. Северо-Останииском и других месторождениях [68, 69].
Использование биомаркеров для реконструкции состава исходного для нефти ОВ и условий его накопления
История взглядов на генезис нефтей в отложениях палеозоя берет свое начало с конца 50-х годов XX века, когда был получен незначительный приток нефти из подошвы мезозойских отложений на Колпашевской площади в скв. 2-Р. Первые сведения о составе колпашевской нефти (метанового типа, практически без легких фракций, с очень большим количеством твердых парафинов) в связи с проблемой нефтегазоносности Западно-Сибирской плиты вызвали дискуссию о ее генезисе.
В.А. Успенский (1959), основываясь на результатах проведенных им анализов колпашевской нефти, предположил ее генетическую связь с нижележащими палеозойскими отложениями. Подобная точка зрения высказывалась и другими исследователями - Ф.Г. Гурари, СМ. Домрачевым, А.А. Романченко, Н.П. Запиваловым, К.А. Шпильманом и др. - на основе имеющихся битуминологических, гидрохимических и геолого-геофизических материалов.
Геохимия органического вещества (ОВ) наиболее детально была изучена в юго-восточной части бассейна, причем информация получена не только по ОВ верхов доюрских отложений, но и более глубоких частей разреза (скважины Малоичская-4, Лемок-1, Вездеходная-4 и др.). Резюмируя результаты этих исследований, ученые (Н.П.Запивалов, 1975, 1980; А.Н.Фомин, 1982, 1998; Е.А. Костырева и др., 1999, 2005) отмечают, что палеозойские отложения формировались в широком диапазоне фациальных обстановок - от карбонатных фаций открытого моря до пестроцветных терригенных континентальных. Это обусловило и значительные вариации содержаний ОВ в палеозое - обычно от сотых долей до 1%. Выявляются существенные различия содержаний Сорг по литологическим типам пород. Так, в отложениях среднего и верхнего палеозоя Сорг возрастает в ряду песчаник - известняк - аргиллит (по средним данным соответственно 0,09, 0,43 и 0,70%). По фациально-генетическому типу ОВ рассматриваемого комплекса преимущественно сапропелевое или гумусово-сапропелевое. Оно присутствует как в тонкодисперсном, так и во фрагментарном и сорбированном виде. Катагенез ОВ охватывает интервал градаций МК2-АК3 [70, 71, 116,117].
В южной и юго-восточной частях Западно-Сибирской плиты в палеозойской толще присутствуют отложения, обогащенные ОВ, катагенетически преобразованным до градаций среднего мезокатагенеза и способным генерировать как жидкие, так и газообразные УВ. В Верхнехетском районе наличие нефтегазоматеринских пород (НГМП) в палеозое и развитие процессов генерации углеводородов (УВ), в том числе жидких, прогнозируется на основании выявленных в ряде скважин нафтидопроявлений. На большей части территории центральных и северных районов Западной Сибири ОВ палеозоя катагенетически преобразовано до градаций позднего мезокатагенеза-апокатагенеза и исчерпало свой нефтегенерационный потенциал [118].
Таким образом, о происхождении нефти в палеозойских отложениях юго-востока Западной Сибири были выдвинуты две основные точки зрения: 1) палеозойские отложения рассматриваются как самостоятельный нефтегенерирующий и нефтеаккумулирующий комплекс; 2) формирование залежей в палеозое обязано генерации нефти в юрских нефтегазоматеринских породах (НГМП).
Многие ученые исследовали палеозойские нефти и по полученным результатам были сделаны те или иные выводы, причем взгляды менялись в течение времени в связи с появлением новых аналитических методов и приборной техники изучения вещества углеводородных флюидов.
В 60-х годах XX века впервые отмечено, что нефтепроизводящими для нефтей базальных горизонтов были богатые сапропелевым и гумусово-сапропелевым ОВ нижне-среднеюрские отложения тогурской и тюменской свит [50, 64]. Эти выводы были подтверждены в дальнейшем в работе А.Э. Конторовича, Е.Л. Берман, Л.И. Богородской и др. (1971), отмечается, что нефти залежей верхних горизонтов палеозоя генерировались катагенно измененными нижне-среднеюрскими нефтематеринскими породами (НМП) [51]. В начале 70-х годов прошлого века В. С. Вышемирский по изотопному составу углерода нефтей и их оптической активности, убедительно подтверждают «мезозойское» происхождение подавляющего числа нефтей залежей подошвы мезозоя, но предполагает, что отдельные нефтепроявления в базальных пластах мезозоя и верхней части палеозоя обязаны нефтегенерации в палеозойских отложениях [18, 19].
На Малоичской площади в Новосибирской области в мае 1974 г. был впервые получен промышленный приток нефти из глубоко погруженных карбонатных пород коренного палеозоя. Состав нефти существенно отличался от состава флюидов базальных горизонтов осадочного чехла и самостоятельность палеозоя как углеводородогенерирующего комплекса уже не вызывала сомнений [44].
Также в середине 70-х г.г. XX века при сопоставлении состава и свойств палеозойских нефтей с характеристиками мезозойских генотипов, выделенных А.Э. Конторовичем, А.А. Трофимук и В.С. Вышемирский обособляют палеозойские нефти в самостоятельный генотип [61, 114].
Заметные отличия палеозойских и мезозойских нефтей по соотношению хемофоссилий были обнаружены И.И. Плуманом и Н.П. Запиваловым (1977). Эти ученые отвергали точку зрения о миграции юрской нефти в палеозойские коллекторы, говоря о генетической самостоятельности доюрских нефтей. В качестве подтверждения Н.П. Запивалов приводит результаты палинологических исследований нефти, полученной из верхней части разреза скв. Малоичская-2, проведенных в ИГиРГИ. На основании выделенного комплекса акритарх установлен палеозойский возраст данной нефти; характерной особенностью является также отсутствие наземных форм - спор и пыльцы [89].
В конце 70-х годов XX в. новосибирскими учеными под руководством А.Э. Конторовича проведены геохимические исследования палеозойских и юрских нефтей и рассеянного органического вещества палеозойских пород [59, 63]. В палеозойских нефтях было выделено два различных генетических типа - А и С. Тип А - нефти коры выветривания - генетически связаны с угленосными отложениями тюменской свиты, тип С - нефти глубокозалегающих горизонтов - с собственно палеозойскими отложениями. Кроме вышеуказанных источников предполагаются еще два: ОВ тогурской свиты и смешанное ОВ тогурской свиты и собственно палеозоя. Изучение же содержания и состава битумоидов палеозойских отложений привело А.Э. Конторовича с соавторами (1980) к заключению, что в составе нижне-среднепалеозойских отложений преобладает аквагенное ОВ, а в верхнепалеозойских -террагенное (по терминологии А.Э. Конторовича).
В 1980 г. в геохимиками ВНИГНИ совместно с Н.П. Запиваловым проведены комплексные исследования нефтей из отложений девона Урманской, Малоичской, Верх-Тарской площадей и из юрских отложений юга Западной Сибири. Выявленные различия в групповом, структурно-групповом составах и структуре парафиновых и ароматических УВ, а также данные по изотопному составу углерода и серы, позволили прийти к заключению, что нефти палеозоя имеют свои характерные особенности, отличающие их от мезозойских нефтей, что указывает на их независимый источник. По мнению авторов, в палеозойских отложениях исследованных районов Западной Сибири существует самостоятельный нефтегенерационный источником. В работе отмечено также наличие в палеозойском комплексе нескольких нефтегенерирующих толщ, что повыщает перспективность рассматриваемых отложений для поисков залежей нефти [40, 43].
Нижне- среднеюрские нефтематеринские породы
В настоящее время большинство геохимиков приходит к выводу, что состав соединений нефти, в частности основных биомаркеров, формируется главным образом в стадию «предыстории», а в залежи изменения менее существенны. Тем не менее, геохимики выделяют по составу и строению УВ «молодое» и «зрелое» ОВ, и по аналогии - нефти низкой и высокой степени «зрелости» (катагенной превращенности), что основывается на особенностях строения органических молекул и их пространственной конфигурации [100].
Специфической характеристикой распределения н-алканов, широко используемой в органической геохимии, является коэффициент нечетности, о котором говорилось выше (CPI, гл.3.2.2.). Коэффициент нечетности - это отношение концентраций н-алканов с нечетным и четным числом атомов углерода в цепи. Живые организмы синтезируют н-алканы с четным числом атомов углерода. В ОВ, особенно в наземном, современных осадков и в протокатагенезе начинают преобладать нечетные нормальные алканы, и коэффициент становится существенно больше единицы. С ростом катагенеза этот показатель уменьшается и приближается к единице, а в нефтях, образовавшихся из наземного ОВ, чуть больше единицы [94]. Коэффициент нечетности в области С24-С31 применяется для приближенной оценки нефтегазоносного потенциала рассеянного ОВ пород [122, 137]. CPI больше 1,2 указывает на недостаточную зрелость РОВ и его низкий потенциал.
В органической геохимии применяются различные показатели нормальных алканов и изопреноидов, но наиболее часто - Рг/н-Сп, РЬ/н-Cig, на основе которых строится график Кеннона-Кессоу, упоминаемый выше в гл. 3.2.2., и К; (изопреноидный коэффициент) = (Рг + Рк)/(н-С17 + н-С18) (по Петрову Ал.А., 1984).
Для оценки зрелости по стеранам чаще всего используются регулярные стераны состава С29, поскольку они менее чувствительны к перекрыванию пиков на масс-хроматограммах. Наиболее важный показатель зрелости - отношение 20R- и 20S ооа-стеранов С29. С повышением пластовых температур термодинамически менее устойчивые биологические изомеры стеранов, имеющие при двадцатом углеродном атоме R-конфигурацию, трансформируются в более стабильные с 208-конфигурацией. В связи с этим соотношение стереохимических эпимеров аа-стеранов (коэффициент миграции по Петрову Ал.А. (1991) Ki = 20S/(20S + 20R), как правило, состава С29, применяется для оценки степени катагенетической преобразованное ОВ и генерируемой им нефти (ранняя, основная, зрелая) [85]. Этот параметр увеличивается
от нуля в незрелом ОВ до 0,20-0,25 в слабо преобразованном и достигает на средних стадиях катагенеза 0,50-0,55, что соответствует равновесным 55 % 208 и 45 % 20К [85, 86, 143]. Дальнейшее преобразование ОВ не приводит к изменению значений параметра выше достигнутого равновесного уровня. В качестве индикатора зрелости параметр используется для катагенно-мягких условий (до главной зоны нефтеобразования).
Одним из важнейших показателей катагенного превращения нефтей является соотношение между новообразованными в катагенезе изостеранами и исходными биологическими а-стеранами (коэффициент созревания по Петрову (1984) К2 = №(S+R)/aa(R). Этот параметр на первом этапе созревания нефтей (незрелые нефти) незначителен, в катагенно слабозрелых нефтях (начало "нефтяного" этапа) он равен о,6-0,7, в зрелых - 3,0-5,5. По мнению Ал.А. Петрова, он более эффективен при более высоких градациях катагенеза ОВ по сравнению с отношением 208/(208 + 20К)-эпимеров а -стеранов. Также для стеранов состава С29 применяется так называемый коэффициент изомеризации №/(аа+(3(3) [143]. Этот коэффициент возрастает от 0 в незрелом ОВ и достигает равновесного значения 0,67-0,71 на средних стадиях катагенеза [137].
В 17а-гопанах с ростом катагенеза происходит стереохимическая перестройка у атома С-22, приводящая к увеличению более устойчивой 8-конфигурации по отношению к К. Этот процесс активизируется со стадии мезокатагенеза МКь в «нефтяном окне» достигается термодинамическое равновесие. Для корреляции используется соотношение эпимеров 22S/(22S+22R), как правило, для гопанов Сзі или Сз2. Значение коэффициента 0,57 - 0,62 говорит о том, что основная фаза генерации нефти уже миновала [142]. В нормально-зрелых нефтях, как правило, величина соотношения 8/К в С32 составляет 60/40 [85].
В С29-С35 гопанах в С-17 и С-21 положениях начальная конфигурация в биогопанах представлена главным образом 17f3(Н),2ip(Н) - ([Зр). /3/3 изомер менее термоустойчив, чем 17р(Н),21сс(Н) или 17а(Н),21р(Н) изомер и быстро преобразуется в смесь последних двух изомеров. С увеличением температуры 17Р(Н),21а(Н) (Ра) изомер почти полностью преобразуется в более устойчивый 17а(Н),21р(Н) - (аР) изомер, так что в заключительной равновесной смеси преобладает последний [100].
Как уже говорилось выше, соединения структуры аР называются гопанами, а Ра - моретанами, поэтому в качестве катагенетического параметра используется отношение моретанов к гопанам состава С29 и/или С30 (т29+т30)/(Н29+Н30), т29/(т29+Н29), т29/Н29, тЗО/(тЗО+НЗО), тЗО/НЗО [137]. Эти коэффициенты уменьшаются с ростом термической зрелости ОВ и нефтей от 0,8 в слабо преобразованном ОВ и нефтях, до 0,15 на средних стадиях катагенеза, достигая минимума в 0,05 в высокозрелом веществе [142].
Среди тритерпанов широко используется в качестве индикатора уровня катагенеза соотношение Ts/(Ts+Tm) или Ts/Tm- 17о21/3-трисноргопана (Тт) к 18сШ/3-триснорнеогопану (Ts). Считается, что Тт-гопан - биоструктура, а Ts-гопан произошел из Тт либо посредством диагенетических, либо термальных процессов, или же посредством тех и других. Таким образом, показатель Ts/Tm увеличивается с повышением степени зрелости и в главной зоне нефтеобразования составляет единицу, а на поздних стадиях катагенеза - 5 - 10. Однако в последнее время появился ряд работ, где показаны значительные вариации этого параметра при близкой степени зрелости [2, 137], что свидетельствует о влиянии в изменении этого соотношения не столько термальных условий преобразования, сколько литофациальных условий осадконакопления. Так, по данным авторов Philp (1985), Rullkotter, Marzi, (1988), низкие значения соотношения Ts/Tm характерны для нефтей из карбонатных пород, по К.М. Робинсону (1987) значения этого показателя низки для континентальных нефтей. По мнению Дж. Молдована (1985), этот параметр контролируется окислительно-восстановительным потенциалом. Значения отношения Ts/Tm увеличиваются при наличии глинистых минералов (катализаторов) в породах, гиперсолености вод, низких значениях Eh и уменьшаются при более высоких значениях рН среды осадконакопления. Поэтому, применение этого показателя для оценки степени зрелости нефтей желательно проводить только для групп нефтей, генерированных в единых фациальных условиях [70].
Аналогично коэффициенту Ts/(Ts+Tm), в качестве молекулярного параметра зрелости может также использоваться соотношение 18а-30-норнеогопана (C29TS) и 17а-30-норгопана (Н29о0) - C29Ts/(C29Ts+H29al3), т.к. C29TS более устойчив, чем норгопанС29[137].
Как уже говорилось выше (см. З.2.1.), триароматические стероиды образуются из моноароматических стероидов при ароматизации всех циклогексановых колец и потере метильных групп. Это происходит под влиянием роста температуры и глубины залегания пород. Поэтому соотношение новообразованных три- и моноароматических стероидов используется в качестве катагенетического параметра - ТАг ТАгв+МАг?) [137].
