К оглавлению журнала

 

УДК 553.982:550.4(571.16)

© С.М. Рыжкова, Ж.О. Бадмаева, 1990

О природе нефтей палеозойского Нюрольского осадочного бассейна

С.М. РЫЖКОВА, Ж.О. БАДМАЕВА (ИГиГ СО АН СССР)

В комплексе работ по оценке перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений Западно-Сибирской НГП важную роль играют геохимические исследования нефтей и ОВ пород, позволяющие выявить нефтематеринские породы. Наиболее уверенно их диагностика осуществляется при сопоставлении (корреляции) вещественного и изотопного состава нефтей и ОВ (его битумоидной фракции) породы.

О генетической природе нефтей палеозойских отложений Нюрольского осадочного бассейна, расположенного на юго-востоке Западной Сибири, существуют два основных представления. Согласно одному из них большинство известных на сегодняшний день нефтей изучаемой территории сингенетичны вмещающим отложениям. Согласно второму – нефти верхней части палеозойского разреза в основном генетически связаны с ОВ угленосных и субугленосных образований ранне-среднеюрского возраста (тюменская свита).

В настоящей работе диагностика нефтематеринских отложений проводилась на основе сопоставления в системах нефть – нефть и нефть – ОВ пород по набору показателей, генетическая информативность которых подтверждена многими исследователями. Сравнивались нефти (отбензиненная часть) и хлороформенные битумоиды (ХБ) палеозойских и ранне-среднеюрских отложений Нюрольской впадины и прилегающих районов (таблица).

Нефти верхней части палеозойского разреза (средний девон – нижний карбон) по комплексу генетических показателей дифференцируются на две основные группы: нефти центральных (Фестивальная, Урманская, Нижнетабаганская, Верхтарская площади) и окраинных районов Нюрольского осадочного бассейна (Мыльджинская, Черемшанская, Еллей-Игайская, Калиновая, Герасимовская, Останинская, Малоичская площади). Для нефтей первой группы характерна относительная обогащенность среднемолекулярными н-алканами (С12–С19) с максимумом концентрации в интервале С14–C16. Содержание пристана (i-C19) и фитана (i20) ниже, чем низкомолекулярных гомологов (Si14-16/ i19+i-C20= 1,4–4,8), отношение пристава к фитану (П/Ф) больше единицы, но не превышает двух (1,4–2). Оптическая активность дистиллята [a]d нефтей первой группы (+0,16 - +0,40°) превосходит [a]d второй группы (0 - +0,05°) за счет повышенного содержания у последних левовращающих соединений. Нефтям второй группы свойственно бимодальное распределение н-алканов с максимумами концентраций в интервалах С15–C16 и C19С21, незначительное преобладание пристана над фитаном (1,1–1,2). Эти нефти более обогащены тяжелым изотопом углерода (d|3С= –29,9 -–27,9 °/оо), чем нефти центральных районов бассейна (d13С = –31,94 - – 29,4 %о).

В ранне-среднеюрских отложениях (тюменская свита) нефти, приуроченные к Нюрольской впадине (Нижнетабаганская, Калиновая, Лугенецкая, Останинская площади), по комплексу рассмотренных параметров отличаются от нефтей за пределами впадины (Мыльджинская, Соболиная, Казанская, Веселовская площади). Они обогащены циклическими УВ (Me/Na–Аr= 0,24–0,44). В составе их н-алканов существенно преобладают УВ с нечетным числом атомов углерода в молекуле и максимумы концентраций приходятся на нечетные УВ в области C19–С25. Среди изопреноидных УВ содержание пристана и фитана, как правило, выше, чем низкомолекулярных гомологов. Отношение П/Ф (0,96– 1,09) низкое. Эти нефти обогащены легким изотопом углерода (d13С= – 32,2 - –29,8 °/оо) и обладают низкой [a]d ( + 0,1 - +0,2°).

За пределами Нюрольской впадины (юго-западная часть Парабельского мегавала, Средневасюганский, Пудинский мегавалы, Казанский вал) у нефтей ранне-среднеюрских отложений значительно возрастает относительное содержание метановых УВ (Me/Na–Ar=0,86–1,64). В составе изопреноидных УВ уменьшается концентрация пристана и особенно фитана (Si=C14-18/i-C19–i-C20=l,33–2,34; П/Ф=2,01–5,6). Повышаются обогащенность тяжелым изотопом углерода (d13С = – 31,7 - – 28,5 °/оо) и [a]D ( + 0,55 - +1,23°). В составе высокомолекулярных н-алканов (C19– С30) преобладают УВ с нечетным числом атомов углерода в молекуле.

По комплексу рассмотренных параметров нефти палеозойских отложении отличаются от нефтей ранне-среднеюрских. Исключение составляют нефти ранне-среднеюрских отложений на Тамбаевской (центральная часть Нюрольской впадины) и Герасимовской (юго-восточное погружение Пудинского мегавала) площадях. Так, у нефти из скв. 1 Тамбаевской в составе н-алканов преобладают УВ с четным числом атомов углерода в молекуле и максимум концентрации н-алканов приходится на С14. Она относительно обогащена тяжелым изотопом углерода (d13С= –29 °/оо). Среди изопреноидных УВ содержание пристана, и особенно фитана, низкое (Si14_18/ i-C19+i-C20=3,34; П/Ф= 1,12). Нефть из скв. 2 Герасимовской обеднена метановыми УВ (Me/Na– Аr=0,54) и отношения П/Ф=1,2. Она более обогащена тяжелым изотопом углерода (d13С = –28,9 °/оо). По особенностям УВ-состава и изотопного состава углерода эти нефти близки к нефтям среднепалеозойских отложений окраинных районов Нюрольского осадочного бассейна (см. таблицу).

Известно, что сопоставление изотопного состава суммарного углерода нефтей или ОВ иногда малоинформативно из-за сложных процессов изотопного фракционирования, которые сопровождают геохимическое превращение ОВ. Поэтому нередки случаи, когда нефти или ОВ, имеющие различную генетическую природу, мало различаются по этому признаку. Э.М. Галимовым было предложено сопоставлять нефть–нефть или нефть–ОВ по изотопному составу углерода фракций разной полярности [2]. Этот подход основан на фундаментальном свойстве биологических систем проявлять зависимость изотопного состава углерода биомолекул от того, с каким атомом-партнером он образует химические связи [1]. Диагенетические и катагенетические превращения в итоге формируют характерный для данного ОВ тип распределения изотопов между фракциями разной полярности, который затем наследуется нефтью.

В настоящей работе все изученные нефти сравнивались по изотопному составу семи фракций, следующих в порядке увеличения полярности от фракции УВ до асфальтенов. На рисунке (кривые а – г) показаны особенности распределения изотопов углерода по фракциям повышающейся полярности у выделенных групп нефтей ранне-среднеюрских и верхнепалеозойских отложений.

Нефти ранне-среднеюрских отложений Нюрольской впадины и верхнепалеозойских центральной части Нюрольского осадочного бассейна слабо различаются по изотопному составу суммарного углерода. Но они имеют различный характер распределения изотопов углерода по фракциям повышающейся полярности (кривые а, в). Нефтям тюменской свиты свойственна сублинейная форма изотопной кривой, отображающая утяжеление углерода от фракции УВ до асфальтенов, с характерным минимумом d13С на бензольных смолах. Для нефтей палеозойских отложений характерна серповидная форма кривой с максимумом d13С на бензольных смолах.

Нефти палеозойских отложений окраинных районов бассейна изотопно тяжелее (d13С= –29,9– –27,9 °/оо) нефтей ранне-среднеюрских отложений как Нюрольской впадины (d13С= –32,2 - –29,8 %о), так и районов, обрамляющих впадину (d13С= –31,74 – –29,5 °/оо). Им также свойственна тенденция к утяжелению углерода от фракции УВ к асфальтенам (кривые г, д), но в отличие от нефтей юрских отложений у них бензольные смолы наравне с асфальтенами обогащены тяжелым изотопом углерода.

Отмеченное отличие по параметрам УВ-состава нефтей тюменской свиты Герасимовской и Тамбаевской площадей от остальных нефтей этой свиты дополняется различием в особенностях изотопных кривых (е, ж). И по этому параметру названные нефти следует отнести к группе нефтей палеозойских отложений окраинных районов Нюрольского осадочного бассейна.

Таким образом, на изученной территории выделено две группы нефтей в верхней части среднепалеозойской толщи и ранне-среднеюрских отложениях. Поскольку деление нефтей на группы производилось по комплексу генетических критериев, можно сделать вывод о генетической самостоятельности каждой из выделенных групп.

Сравнение исследованных нефтей с битумоидами палеозойских и ранне-среднеюрских отложений показало, что и в тех, и в других нефти обеих групп, как правило, коррелируются с битумоидами пород вмещающих отложений (см. таблицу). Исключение составляют нефти из тюменской свиты на Тамбаевской и Герасимовской площадях, которые проявляют генетическую связь с битумоидами палеозойских отложений.

Нефти и сингенетичные битумоиды из предполагаемых нефтематеринских отложений имеют близкие значения отношений П/Ф, Me/Na – Аr, нч/ч (в интервале н-C19 – н-С30). Относительное отклонение в значении этих параметров у нефтей и битумоидов в данном случае не превышает 15-20 %.

Сопоставление изотопного состава суммарного углерода нефтей и битумоидов показало, что в каждой нефтеносной толще отмечается закономерное облегчение углерода у нефтей по сравнению с битумоидами пород вмещающих отложений. Наряду с этим наблюдается согласованное изменение d13С у нефтей и битумоидов при переходе от одной нефтеносной толщи к другой.

Оптическая активность суммарной УВ-фракции (масел) битумоидов пород вмещающих отложений значительно выше, чем у дистиллята нефтей.

Вместе с тем изменение этого параметра у нефтей и битумоидов происходит согласованно по разрезу и по простиранию.

Полученные результаты сопоставления нефтей и битумоидов позволяют сделать вывод о том, что наиболее вероятным источником нефтей из верхней части среднепалеозойской толщи в изученном регионе является ОВ палеозойских отложений. Для нефтей же из ранне-среднеюрских отложений на Тамбаевской и Герасимовской площадях нефтематеринскими также являются палеозойские отложения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Галимов Э.М. Природа биологического фракционирования изотопов.– М.: Наука.– 1981.
  2. Галимов Э.М., Фрик М. Г. Изотопный метод диагностики нефтематеринских отложений // Геохимия.– 1985.– № 10.–С. 1474–1485.
  3. Канторович А.Э., Парпарова Г.М., Трушков П.А. Метаморфизм органического вещества и некоторые вопросы нефтегазоносности (на примере мезозойских отложений Западно-Сибирской низменности) // Геология и геофизика.– 1967.– № 2.– С. 16–29
  4. Фомин А.Н. Катагенез и перспективы нефтегазоносности палеозоя на юго-востоке Западно-Сибирской плиты.– Новосибирск: Наука.– 1982.

Abstract

Genetically independent groups of oils have been identified in the upper part of the Middle Paleozoic Series and in the Early-Middle Jurassic (Tyumen' Suite) on the south of the West Siberian province. The results obtained permitted the conclusion that the most likely source of the oils is the organic matter from Paleozoic sediments.

Возраст вмещающих отложений

Катагенез РОВ*

Образец

П/Ф

Me/Na– Аr

Нч/ч (С19–С20)

Si-C14-18/(i-C19+C20)

d13С, %0

[a]D, град.

Центральная часть Нюрольского осадочного бассейна

J1-2

МК2– МК3МК3

Нефть

0,96–1,08/ 1,02

0,24–0,44/ 0,34

1,07–1,32/ 1,28

0,38–1,08/ 0,89

–32,2 - – 29,8/ –31,2

+0,1- +0,2 +0,15

J1-2

МК2– МК3, МК3

ХБ

0,84–0,88/ 0,86

0,22–0,27/ 0,26

1,4–1,4/ 1,4

–27,6 - 24,6 –26,7

0 - +5,5 +2,1

D2С1

МК3

Нефть

1,4-2/ 1,8

0,30–0,55/ 0,42

1,03–1,04/ 1,04

1,4–4,8/ 2,8

-31,9- -29,4/ -30,5

+0,16 - +0,4 +0,22

D2-C1

МК3

ХБ

1,4–1,8/ 1,62

0,30–0,42/ 0,38

1,06–1,07/ 1,06

-28,4 - - 23,4/ -26,8

+4,5 - + 8,5 + 6,5

Окраинные районы Нюрольского осадочного бассейна

J1-2

МК2

Нефть

2,01–5,6/ 3,2

0,86–1,64/ 1,21

1,14–1,19/ 1,18

1,33–2,34/ 1,96

–31,7 – 29,5 –30,6

+0,55 - + 1,23 +0,89

J1-2

МК2

ХБ

2-3.2/2,5

0,54–1,42/ 1,02

1,15–1,28/ 1,2

–26,3 – 24,4 –25,4

+ 2 - +23 +9,7

D2-C1

МК3

Нефть

1,1 – 1,2/1,2

0,32–0,54/ 0,41

1,07–1,11/ 1,08

1,5–2,4/ 2,1

–29,9 –– 27,9 –29

0 - +0,05 + 0,03

D2-C1

МК3

ХБ

0,9–1,2/ 1,1

0,33–0,42/ 0,39

1,07–1,19/ 1,09

–254 - -19,3 –24,1

– 10,0 - + 7,6 –0,53

Тамбаевская площадь

J1-2

Нефть

1,12

0,42

0,89

3,34

-29

+0,02

Герасимовская площадь

J1-2

Нефть

1,2

0,5

1,1

1,8

–28,9

0

* Данные взяты из работ [3, 4]

Распределение изотопов углерода по фракциям разной полярности у нефтей палеозойских и ранне-среднеюрских отложений юга Западно-Сибирской плиты:

1 – УВ; смолы: 2 – гексан-четыреххлористоуглеродные, 3 – четыреххлористоуглеродные, 4 – бензол-четыреххлористоуглеродные, 5 – бензольные, б – спиртобензольные; 7 – асфальтены; нефти, полученные из скважин (J1-2): a – 422 Останинской, б – 32 Мыльджинской, е – 2 Герасимовской, ж – 1 Тамбаевской; D2-3: в – 3 Верхтарской, г – 6 Калиновой, д – 5 Герасимовской