Изучению нефтей и газов древнейших отложений Сибирской платформы посвящено значительное количество работ [4, 5, 7-9, 11-13].

Ботуобинский геологический район [10] в тектоническом отношении охватывает северо- восточную часть Непско Ботуобинской антеклизы и прилегающие территории ( рис. 1 ). В его пределах выявлен ряд газовых с нефтяными оторочками и газовых (с конденсатом) месторождений, отмечено широкое распространение нефтегазопроявлений по площади и разрезу.

Промышленная газоносность связана с венд рифейскими терригенно-карбонатными отложениями, а также с карбонатным комплексом нижнего кембрия. Газовые месторождения имеют многопластовый характер и отличаются сложным геологическим строением. Большинство залежей характеризуется аномально низкими пластовыми давлениями (на 4-7 МПа ниже условных гидростатических). Но также имеются залежи, где пластовые давления близки к нормальным и даже выше.

Наиболее древние горизонты терригенно-карбонатного комплекса (вилючанский, талахский) развиты в юго-восточной части и продуктивны на Верхневилючанском, Вилюйско-Джербинском и Талаканском месторождениях. Харыстанский горизонт прослеживается на Верхневилючанском и Хотого-Мурбайском месторождениях. На Среднеботуобинском продуктивен ботуобинский горизонт, залегающий в верхней части комплекса. В карбонатном комплексе нефтегазоносен осинский горизонт (Среднеботуобинское месторождение) и стратиграфически более древний юряхский горизонт (Верхневилючанское и Вилюйско-Джербинское).

Газы Ботуобинского района. По составу газы залежей и проявлений - углеводородные и в целом близки к газам газовых и нефтегазовых залежей других районов страны ( табл. 1 ).

По сравнению с газами мезозойско-палеозойских отложений Вилюйской синеклизы газы Ботуобинского района содержат больше азота и особенно гелия, причем концентрация последнего растет с увеличением глубины залегания.

Отношения (С₂ + высш.) 100/CH₄ (коэффициент жирности - Кж) в газах Ботуобинского района колеблются от 2,3 до 15,9, в среднем равны 5,7. Для сравнения отметим, что для нефтяных и газонефтяных залежей отложений венда и нижнего кембрия рядом расположенного Непского свода значения Кж превышают 18 [12, 13].

Наблюдается определенная закономерность изменения Кж газов по площади района (см. рис. 1 ). В восточной части, где расположены газовые (газоконденсатные?) залежи (Верхневилючанское, Вилюйско-Джербинское месторождения), значения Кж изменяются от 2 до 5 (Верхневилючанская - 4,9, Иктехская - 4,6, Вилюйско-Джербинская - 2,3, Мирнинская - 2,9). В западном и юго-западном направлениях, где выявлены газовые с нефтяными оторочками (нефтегазовые?) залежи, значения Кж увеличиваются до 5-15 (Среднеботуобинская - 7,1, Таас-Юряхская - 9,8, Хотого-Мурбайская - 9,8, Бюк-Танарская - 9,8).

Изменяется состав газов по площади и разрезу отдельных месторождений. Так, в осинском горизонте Среднеботуобинского месторождения концентрация гелия в среднем в 2 раза ниже, чем в ботуобинском; по площади залежей содержание гелия меняется в 2-3 раза. В осинском горизонте концентрация тяжелых УВ (Кж = 8.4) выше по сравнению с ботуобинским (Кж=5,7), что, видимо, отражает характер нефтенасыщенности этих отложений; по площади залежей наблюдаются значительные вариации углеводородного состава (в осинском Кж = 4,5-15,9, в ботуобинском 2-10).

Изотопный состав углерода метана газов отложений венда и нижнего кембрия колеблется от -3 до -3,8 (изотопный состав приводится в процентных значениях величины d¹³С относительно стандарта РДВ, погрешность определений ±0,05%) и близок к газам газовых и нефтегазовых залежей других районов страны. Для сравнения отметим, что в нефтяных и газонефтяных залежах отложений венда и нижнего кембрия Непского свода значения d¹³С метана составляют -4- -4,3; в газовых и газоконденсатных залежах палеозойско-мезозойских отложений Вилюйской синеклизы -2,9- -3,2 [2, 5, 7], т. е. газы залежей Ботуобинского района по значениям d¹³С занимают промежуточное положение между газами типично нефтяных и газовых залежей.

Наблюдается определенная зональность значений d¹³С метана по площади Ботуобинского района. По значениям d¹³С выделяются две группы площадей: первая на востоке, где установлены преимущественно газовые (с конденсатом) залежи (Вилюйско-Джербинская, Верхневилючанская), со значениями d¹³C -3--3,1 и вторая на западе и юго-западе, где установлены преимущественно газовые с нефтяной оторочкой (нефтегазовые?) залежи (Среднеботуобинская, Хотого-Мурбайская, Бюк-Танарская), со значениями d¹³С -3,5--3,8. Следует отметить, что далее на юго-запад, в районе Непского свода, где установлены преимущественно нефтяные, газонефтяные и газоконденсатные залежи, значения d¹³С достигают -4- -4,3 (Ярактинское, Аянское, Преображенское месторождения) [2, 7].

Из приведенных данных видно, что вариация значений d¹³С метана по площади в целом отражает изменение характера нефтегазонасыщенности (нефть или газ) отложений венда и нижнего кембрия, что проявляется также в поведении Кж газов и подтверждается результатами поисково-разведочного бурения. Граница зон с различными значениями d¹³С и Кж проходит по линии Мирный - Иктех и в тектоническом плане соответствует погружению фундамента и увеличению мощности венд-рифейских отложений в восточном и юго-восточном направлениях ( рис. 1 и рис. 2 ).

Значения d¹³С газов осинского и ботуобинского горизонтов Среднеботуобинского месторождения практически одинаковы, что позволяет говорить о генетическом единстве этих газов. Стабильность значений d¹³С и Кж газов в широком стратиграфическом диапазоне разреза Верхневилючанского месторождения (см. рис. 2 , табл. 1 ) свидетельствует о формировании залежей в результате процессов вертикальной миграции, чему способствуют тектонические нарушения, наличие которых подтверждается результатами глубокого бурения. Близость состава газов по разрезу Верхневилючанского месторождения также подтверждает вывод о широком развитии процессов вертикальной миграции.

Нефти и конденсаты Ботуобинского района. Вендские и нижнепалеозойские нефти Сибирской платформы по составу и свойствам являются весьма своеобразными и отличаются от нефтей более молодых продуктивных комплексов Якутии [4, 8, 9, 11]. По классификации А.Э. Конторовича и О.Ф Стасовой, они относятся к типу В [8].

Анализ нефтей и конденсатов проводился согласно общепринятому рациональному комплексу методов исследования, включая газожидкостную хроматографию, а также УФ- и ИК спектроскопию.

Для характеристики структурно-группового состава нефракционированных нефтей по ИК-спектрам использовали не относительные величины спектральных коэффициентов, рассчитанных как отношение оптической плотности поглощения одной полосы (Д₁) к оптической плотности другой (Д₂): C₁ = Д₁₆₁₀/Д₇₂₀, С₂ = Д₇₅₀/Д₇₂₀; С₃= Д₇₂₀/Д₁₃₈₀ и А₁=Д₈₁₅/Д₇₅₀, А₂ = Д₈₇₅/₇₅₀, А₃ = Д₈₁₅/Д₈₇₅[1] или как отношение площади полосы поглощения одной полосы (S₁) к другой (S₂): A=S₁₆₁₀/S₇₂₀ [3], a абсолютные величины спектральных коэффициентов поглощения, представляющих собой значение оптической плотности (Д) определенной полосы поглощения (v), приведенное к единице поглощающего слоя K_v=Д_v/d, где d - толщина поглощающего слоя в мм

Спектральные коэффициенты, соответствующие поглощению длинных метиленовых цепей - К₇₂₀, ароматических структур - К₇₅₀, К₈₁₀, K₈₈₀ и К₁₆₀₀ и карбонильных групп - K₁₇₀₀, на наш взгляд, более информативны по сравнению с коэффициентами С₁, С₂, С₃ и т.д. при выделении генетических типов нефтей [3], кроме того, они позволяют сравнивать результаты различных исследователей.

Конденсаты характеризуются небольшой плотностью (0,67-0,7 г/см³), что, видимо, объясняется низкими пластовыми температурами (на глубине 1500 м +6 - +10°, а 2000 м +12 - +14° С) и невысокими пластовыми давлениями. В таких условиях в газовую фазу переходят только наиболее легкие УВ, а более тяжелые составляют жидкую фазу нефтяных оторочек, в чем, возможно, одна из причин повышенной плотности нефтей. В углеводородном составе конденсатов преобладают метановые УВ (Среднеботуобинское месторождение, осинский горизонт - 82,8%, ботуобинский - 84,8%; Верхневилючанское, юряхский - 79,5%, харыстанский - 82,4 %, вилючанский-60,2 %). Потенциальное содержание в газе тяжелых УВ (С₅ + высш. от 18,1 до 25,6 г/м³) и выход стабильного конденсата (от 17 до 21,6 г/м³) по всем выявленным залежам изменяются незначительно, наиболее высокое содержание конденсата (свыше 25 г/м³) установлено в вилючанском и харыстанском горизонтах на Верхневилючанском месторождении. Исследованные нефти венда и нижнего кембрия характеризуются средней и повышенной плотностью (в отложениях венда 0_?83-0,89 г/см³, нижнего кембрия 0,86 - 0,9), низким содержанием парафинов, сравнительно высоким - серы и повышенным - асфальтово-смолистых компонентов, значительны вариации выхода бензиновых фракций ( табл. 2 ). Характерной отличительной чертой нефтей, так же как и конденсатов, является преобладание метанового ряда, как в бензиновых, так и во фракциях, выкипающих выше 200 °С (см. табл. 2 ). Это согласуется с данными ИКС нефракционированных нефтей, в структурно-групповом составе которых в большом количестве встречаются длинные метиленовые цепи (К₇₂₀), а содержание ароматических структур (К₇₅₀, К₈₁₀, К₈₈₀, К₁₆₀₀) невелико (см. табл. 2 ).

Алифатический характер присущ также бензольным и спиртобензольным смолам нефтей, в ИК-спектрах которых присутствует интенсивная полоса поглощения длинных метиленовых цепей 720 см^-1, преобладающая над ароматическим триплетом 750, 810, 880 см^-1. К характерной особенности смолистых компонентов следует отнести появление интенсивной полосы 1040 см^-1, связанной, видимо, с поглощением S = O групп.

Сравнительное изучение ИК-спектров нефракционированных нефтей и смол (бензольных и спиртобензольных) позволило выявить весьма интересную зависимость. Оказывается, что величина коэффициента окисленности (К₁₇₀₀), отражающего содержание карбонильных групп в нефтях, определяется не только количеством смол в составе нефтей, но существенно зависит от степени обогащенности карбонильными группами самих смолистых компонентов.

Величина относительного коэффициента поглощения карбонильных групп (Д₁₇₀₀/Д₁₄₆₀) изменяется от 0,2 до 0,6 в спиртобензольных смолах и от 0,07 до 0,6 - в бензольных.

Изучение углеводородного состава нефтей, а также структурно-группового состава отдельных фракций показало, что нефти нижнекембрийских и вендских отложений Ботуобинского района достаточно близки между собой, т. е. они могли быть генерированы ОВ единого типа.

Для выяснения генетической природы нефтей проведено сопоставление их состава с составом хлороформенных битумоидов (ХБ) РОВ отложений венда и нижнего кембрия, находящегося на ПК-MK₁ стадии катагенеза. Для сравнения отобраны образцы наименее измененные под влиянием диагенеза и гипергенеза [14].

В результате сопоставления нефтей с сапропелевым ОВ одноименных отложений установлена близость их углеводородного состава, сходство реликтовых (н-алканов и изопреноидов) и нафтеново-ароматических УВ ( табл. 3 , табл. 4 ; рис. 3 ). По данным ИКС установлено, что в составе ХБ РОВ, так же как и в масляной части нефтей, преобладают алифатические структуры, а содержание ароматического углерода не превышает 10 % для нефтей и 16 % для ХБ РОВ. Нафтеново-ароматические УВ нефтей и РОВ характеризуются гибридным строением. На долю ароматического углерода в них приходится не более 31 % в нефтях и 34 % в РОВ, т.е. основная доля углерода связана с нафтеновыми циклами (970 см-¹ ), метиленовыми цепями различной длины (720- 725 см-¹) и метальными группами (1380 см^-1). В составе нафтеново-ароматических УВ содержание полициклических ароматических ядер низко и не превышает 2 % (см. табл. 3 ).

В структурно-групповом составе смол РОВ, так же как и в нефтях, наряду с ароматическими циклами (750, 810, 880, 1600 см^-1) значительно участие длинных метиленовых цепей (720 см^-1). В метаново-нафтеновых УВ находятся как длинные метиленовые цепи (720 см-¹), так и изоалифатические структуры (1170 см^-1 и 1378 см^-1).

Одним из признаков, определяющих сапропелевую природу РОВ, является характер распределения реликтовых УВ.

В составе н-алканов ХБ РОВ преобладают (до 80%) относительно низкомолекулярные УВ, максимум распределения в которых, как правило, приходится на n-С₁₇ и n-C₁₉, что свидетельствует об их генетической связи с насыщенными кислотами, свойственными планктоногенному материалу. В изопреноидных УВ основная доля приходится на фитан, что, видимо, обусловлено преобладанием фитопланктона в исходном материале. Подобное распределение алканов отмечается и в нефтях (см. табл. 4 ). Особо характерно для нефтей Ботуобинско-го района так же как и для РОВ, наличие насыщенных УВ реликтовых структур 12-метил- и 13-метилалканов состава C_19-30, которые впервые были обнаружены В.М. Макушиной, О.А. Арефьевым и др. (1978 г.) в древнейших нефтях Восточной Сибири. Установленное сходство состава изученных нефтей и битумоидов позволяет говорить об их генетическом единстве, а также выявить характерные черты нефтей, генерированных сапропелевым ОВ древних отложений рассматриваемого района.

В некоторых пробах нефтей и конденсатов Среднеботуобинского месторождения был определен изотопный состав углерода ( табл. 5 ). Отличительной чертой изученных нефтей является высокое содержание легкого изотопа углерода, что характерно для нефтей протерозойских и кембрийских толщ, в том числе и Сибирской платформы [2, 4, 7, 15]. Легким изотопом углерода обогащены не только нефти, но и битумоиды пород Ботуобинского района (см. табл. 5 ).

Следует отметить, что в Среднеботуобинском месторождении углерод конденсата несколько легче углерода нефти, в то время как в других районах страны углерод конденсатов обычно несколько тяжелее (на 0,1-0,2 %) углерода нефтей [2]. Такое распределение изотопов углерода в нефтях и конденсатах Среднеботуобинского месторождения, видимо, объясняется “вторичной” природой конденсата, образование которого связано с процессами растворения нефти месторождения в сжатом газе, в результате чего в газовый раствор переходят более растворимые изотопно-легкие метановые УВ.

Выводы

Комплексное изучение газов, нефтей и конденсатов отложений венда и кембрия Ботуобинского района позволило установить особенности химического и изотопного состава УВ и условия формирования их залежей. Полученные данные в целом согласуются с результатами исследований нефтей и газов и условий формирования их залежей в отложениях венда и кембрия Сибирской платформы [4, 5, 8-13], развивают и детализируют их для Ботуобинского района.

Для венд-рифейских нефтей характерно преобладание длинных метиленовых цепей в структурно-групповом составе масел и смол, пониженное содержание ароматического углерода в масляной части, гибридное строение ароматических УВ, в составе которых очень низкое содержание полиядерных ароматических структур, превалирование относительно низкомолекулярных н-алканов, наличие 12-метил- и 13-метилалканов.

Особенности состава нефтей и битумоидов, в которых преобладают изотопно-легкие алифатические структуры, в какой-то мере объясняют обогащение нефтей, конденсатов и битумоидов древнейших отложений легким изотопом углерода, хотя еще не все вопросы достаточно ясны.

Газообразные УВ, видимо, не сингенетичны вмещающим породам, так как ОВ вмещающих отложений, находящееся на ПК- MK₁ стадии катагенеза не могло генерировать изотопно-тяжелый метан со значениями d¹3С до -3,0- -3,2 (особенно в восточной части района). Такой изотопно-тяжелый метан, видимо, генерирован ОВ на более высокой стадии катагенеза [2].

Закономерная пространственная взаимосвязь значений d¹³С метана, состава газов и характера нефтегазоносности дают возможность провести более детальное районирование территории по характеру нефтегазонасыщения: восточная и юго-восточная ее части оцениваются как перспективные на поиски газовых и газоконденсатных залежей, а западная и юго-западная - газонефтяных и нефтегазовых.

Проведенные исследования позволяют также сделать вывод, что вследствие преобразования ОВ древних толщ (рифей - нижний кембрий) могут формироваться как нефтяные, так и газовые залежи, причем для последних характерен изотопно-тяжелый метан, а углерод нефтей обогащается легким изотопом.

1. Ботнева Т.А., Шулова Н.С., Грайзер Н.М. Применение ИК-спектроскопии при геохимических исследованиях нефтей. - Труды ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1977, вып 122, с. 16-21.
2. Галимов Э.М. Изотопы углерода в нефтегазовой геологии. М., Недра, 1973.
3. Глебовская Е.А. Применение инфракрасной спектроскопии в нефтяной геохимии. Л., Недра, 1971.
4. Голышев С.И., Конторович А.Э., Стасова О.Ф. Геохимия стабильных изотопов углерода в нефтях Сибири. - Тез. докл. VIII Всесоюз. симпозиума по стабильным изотопам в геохимии. М., ГЕОХИ АН СССР, 1980, с. 26-28.
5. Грубов Л.А., Лобков В.А., Прасолов Э.М. О газовой зональности Лено-Вилюйской нефтегазоносной области - Труды ВНИГРИ. Л., 1976, вып. 385, с. 26-40.
6. Зуева И.Н. Об информативности спектральных коэффициентов нефтей. НТИ, Сер. Геология и полезные ископаемые Якутии. Якутск, ЯФ СО АН СССР, 1978, с. 31-35.
7. Изотопная характеристика нефтей и газов отложений венда и кембрия Сибирской платформы /В.С. Лебедев, Т.А. Крылова, Г.Г. Блохина, Вал. С. Лебедев. - Тез. докл. VI Всесоюз. семинара “Органическое вещество в современных и ископаемых осадках”. М., МГУ, 1979, с. 190-191.
8. Конторович А.Э., Стасова О.Ф. Типизация нефтей в осадочной оболочке Земли. - Геология и геофизика, 1978, № 8, с. 3-13.
9. Конторович А.Э., Дробот Д.И., Преснова Р.Н. Нормальные алканы в нефтях венда и кембрия Сибирской платформы. - Геология нефти и газа, 1974, № 5 , с. 48-52.
10. Нефтегеологическое районирование Западной Якутии /В.В. Забалуев, В.Е. Бакин, Д.П. Сидоров, В.С. Ситников. - Труды ВНИГРИ, Л., 1976, вып. 385, с. 21-25.
11. Нефти Ботуобинской седловины /О.Ф. Стасова, М.М. Калганова, А.Н. Изосимова и др. - В кн.: РОВ горных пород и методы его изучения. Новосибирск, 1977, с. 94-101.
12. Рекомендации по исследованию газовых компонентов для выявления условий миграции и формирования залежей нефти и газа на юге Сибирской платформы. Иркутск, ВостСибНИИГГиМС, 1977.
13. Самсонов В.В. Иркутский нефтегазоносный бассейн. Иркутск, Вост.-Сиб. кн. изд-во, 1975.
14. Специфические особенности битумоидов сапропелевого органического вещества древнейших отложений Якутии /А.Н. Изосимова, О.Н. Чалая, Н.А. Уткина и др. - Тез. докл. VI Всесоюз. семинара “Органическое вещество в современных и ископаемых осадках”. М., МГУ, 1979, с. 160-162.
15. Стабильные изотопы в геохимии нефти /Н.А. Еременко, Р.Г. Панкина, Т.А. Ботнева и др. М., Недра, 1974.

Таблица 1

Характеристика газов Ботуобинского района

Физико-химические свойства, групповой углеводородный состав и спектральная характеристика верхнедокембрийских-нижнепалеозойских нефтей Ботуобинского района

Таблица 3

Сравнительная спектральная характеристика нефтей и РОВ кембрийских и вендских отложений Ботуобинского района

Таблица 4

Распределение нормальных и изопреноидных алканов в нефтях и РОВ нижнекембрийских и вендских отложений Ботуобинского района

Таблица 5

Изотопный состав углерода нефтей, конденсатов и битумоидов Ботуобинского района

Рис. 1. Тектоническая схема и зональность распространения газовых и нефтегазовых залежей северо-восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы.

1 - границы крупнейших тектонических элементов; 2 - структуры 1 порядка и их границы (I - Пеледуйский свод, II - Мирнинский, III - Нижнечонский, IV - Сюльдюкарский выступ фундамента, V-Сунтарский свод, VI- Ыгыаттинская впадина, VII - восточная часть Тунгусской синеклизы); 3 - нефтегазовые месторождения (цифры на схеме: 1 - Среднеботуобинское, 2 - Хотого-Мурбайское, 3 - Талаканское с предполагаемой по геохимическим данным нефтеносностью); 4 - газовые месторождения (4 - Верхневилючанское, 5 - Вилюйско-Джербинское); 5 - отдельные притоки газа и газопроявления на площадях глубокого бурения (а - Бюк-Танарской, б - Таас-Оряхской, в - Мирнинской, г - Иктехской); 6 - геохимическая характеристика природных газов (в числителе - изотопный состав углерода метана, в знаменателе - коэффициент жирности газов); геохимическая зона распространения залежей: 7 - газовых, 8 - нефтегазовых; структуры: 9 - находящиеся в бурении, 10 - подготовленные к бурению, 11 - выявленные перспективные, 12 - выведенные из бурения, 13 - линии тектонических нарушений

Рис. 2. Геолого-геохимический профиль Талаканское поднятие - Вилюйско-Джербинское месторождение.

Отложения: 1 - терригенные нижней юры, 2 - карбонатно-глинистые ордовика - верхнего среднего кембрия, 3 - галогенно-карбонатные нижнего кембрия, 4 - карбонатные нижнего кембрия - венда, 5 - терригенные (карбонатно-терригенные) венда - верхнего протерозоя; 6 - породы архейско-протерозойского кристаллического фундамента; залежи: 7 - газовые, 8 - нефтегазовые; 9 - отдельные притоки газа; 10- силлы диабазов; 11 - разрывные тектонические нарушения; 12- геохимическая характеристика газов (в числителе - изотопный состав углерода метана, в знаменателе - коэффициент жирности газа)

Рис. 3. Хроматограммы метаново-нафтеновых фракций среднеботуобинской нефти (а - скв. Р-37, 1464-1612 м, возраст - нижний кембрий) и ХБ сапропелевого РОВ (б - куонамская свита, возраст - нижний кембрий).

1 - 7-метил- и 6-метилоктадекан; 2 - 8-метил- и 7-метилнонадекан; 3 - 9-метил- и 8-метилэйкозан; 4 - 10-метил- и 9-метилгенэйкозан; 5 - 11-метил- и 10-метилдикозан; 6 - 12 метил- и 11-метилтрикозан; 7 - 12-метилтетракозан; 8 - 12-метил- и 12-метилпентакозан