Scientific journal
Modern problems of science and education
ISSN 2070-7428
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 0,940

GEOCHEMICAL CHARACTERISTICS OF CRUDE OILS AND DISPERSED ORGANIC MATTER OF ROCKS OF BASEMENT FROM DEPOSIT WHITE TIGER (VIETNAM)

Vu Kh.V. 1 Serebrennikova O.V. 1, 2 Savinykh Yu.V. 2 Stakhina L.D. 2
1 National Research Tomsk Polytechnic University
2 Institute of Petroleum Chemistry SB RAS
Four crude basement oil samples and two rocks of basement from White Tiger deposit (Vietnam) were chosen for this study. The crude oils and dispersed organic matter of rocks were fractionated by medium pressure liquid chromatography into saturated hydrocarbons, aromatic hydrocarbons and polar compounds. The saturated hydrocarbons of crude oils and dispersed organic matter of rocks were determined by gas chromatography (GC) and gas chromatography/mass spectrometry (GC/MS). The results of evaluation suggest that oils from fractured basement of White Tiger deposit generated from terrestrial origin in sub oxidative and oxidative conditions, and for dispersed organic matter of rocks on the depositional environment. A majority of the parameters, which are characterrized "maturity" of dispersed organic matter of basement rocks below one of basement crude oils. In general, the composition of biomarker indicates a lack of genetic connection between rocks and crude oils of basements from White Tiger deposit.
deposit
crude oil
dispersed organic matter
biomarker
Введение

Месторождение Белый Тигр (Bach Ho) расположено на южном шельфе Вьетнама в 120 км к юго-востоку от города-порта Вунгтау в пределах Меконгской впадины. Залежи нефти присутствуют в нижнемиоценовых и олигоценовых песчано-алевролитовых отложениях, а также в трещиноватых гранитоидных коллекторах фундамента. Отнюдь не часто встречающийся случай обнаружения промышленных скоплений нефти в кристаллических породах привлекает к нефтям месторождения Белый Тигр особое внимание.

Существует две основных гипотезы формирования залежей нефти в фундаменте месторождения Белый Тигр. Считают, что залежи образовались за счет  миграции нефти из нижнеолигоценовых осадочных пород, прилегающих к выступам гранитного фундамента [4, 5]. Альтернативная точка зрения на нефтегазоносность фундамента основана на  геодинамическом подходе к проблеме происхождения гранитов и геологической эволюции литосферы в целом [2]. Она заключается в том, что в период формирования «гранитного» слоя за счет гранитизации первично-осадочных толщ (вероятно, юрского и мелового возраста) в условиях жесткого термобарического режима происходил процесс трансформации рассеянного органического вещества (ОВ) в углеводороды (УВ) нефтяного ряда, которые и составили основу нефтяной залежи в фундаменте месторождения Белый Тигр. При этом важным источником УВ-флюидов в зоне субдукции могли служить также органические остатки, содержащиеся в осадках поддвигаемой литосферной плиты, которые в результате термолиза трансформировались в нефтяные УВ. УВ-флюиды, возгонявшиеся вверх из зон поддвига вместе с водоминеральными потоками, при изменении термобарических условий «оседали» в магматических и осадочных породах, а по трещинам и другим каналам жидкие УВ фундамента могли проникать в нижнеолигоценовые отложения, где смешивались с «родной» нефтью этого комплекса [2].

Цель исследования. В этой работе мы проводим результаты исследования состава насыщенных углеводородов рассеянного органического вещества пород и нефтей месторождения Белый Тигр, залегающих в трещиновато-кавернозным фундаменте.

Материалы и методы исследования

Распределение и определение группового состава нефти и рассеянного органического вещества (РОВ) пород проводилось после выделения асфальтенов методом жидкостной хроматографии на комплексной колонке Al2O3/SiO2 (с отношением 1:2); проводили растворителями увеличивающейся полярности: гексан, смесью гексана и бензола в соотношении 2:1 и смесью бензона и метанола в соотношении 1:1. В результате чего выделялось 3 отдельные группы нефтяных компонентов: насыщенные УВ, ароматические УВ и смолы. Детальный анализ компонентного состава насыщенных углеводородов осуществлен с помощью квадрупольного хромато-масс-спектрометра «NERMAG R-10-10C» (Франция). Разделение проводили на капиллярной хроматографическй колонке фирмы «Supelco» с неподвижной фазой CPB-5 (длина колонки 30 м, внутренний диаметр 0,32 мм, толщина пленки неподвижной фазы 0,25 мкм). Отдельные соединения идентифицировали по полным масс-спектрам с использованием сведений, опубликованных в работах [1,8].

Результаты и обсуждение

Были изучены  2 образца керна и 4 образца нефти фундамента, залегающие в интервале глубин 3712-4783 м. Групповый состав нефти и рассеяного органического вещества (РОВ) пород (насыщенный УВ, ароматический УВ, смол и асфальтен) приведены в таблице 1.

В нефтях и РОВ пород месторождения Белый Тигр идентифицированы н-алканы от С12 до С35. Из рис.1 видно, что в нефтях молекулярно-массовое распредление н-алканов биомодпльно с максимумом для гомологов C15-C19, и дополнительным максимумом - для гомологов С23, С25, С27. Это сведетельствует о существенной роли прибежных водорослей или наземных растений при формировании состава исходного ОВ нефтей, залегающих в фундаменте месторождения Белый Тигр. А в РОВ пород характерно бимодальное распределение н-алканов с преобладанием высомолекулярных гомологов над низкомолекулярными, и максимумы приходятся на алканы состава С25 и С27 (рис. 1).

Рис. 1. Распределение н-алканов в нефтях и РОВ пород месторождения Белый Тигр

Величина коэффициентов «нечетности» (CPI) всех нефтей и РОВ пород изменяется в пределах от 1,05 до 1,07, т. е. показывает, что для нефтей месторождения Белый Тигр характерна достаточная зрелость.

Отношение пристана к фитану (П/Ф) в нефтях изменяется в пределах от 1,84 до 1,89 (табл. 1). Этот показатель уменьшается по глубине. Высокое значение этого показателя приходится на нефти скважины БТ-1 и БТ-2, а низкое значение на нефти скважины БТ-4 (в глубине 4368м). Это указывает на премущественно субокислительные условия, существовавшие в бассейне при накоплении ОВ, генерировавшего впоследствии указанные нефти. В РОВ пород месторождения Белый Тигр этот показатель варьирует от 0,62 до 1,35.

Таблица 1. Характеристики нефтей и РОВ пород месторождения Белый Тигр

№ скважин

Нефти

РОВ пород

БТ-1

БТ-2

БТ-3

БТ-4

БТ-5

БТ-6

Глубина, м

3712

3910

4203

4368

4318

4783

Насыщенный УВ, % мас.

89,98

89,27

89,93

91,17

62,95

59,50

Ароматический УВ, % мас.

6,03

6,44

6,62

5,50

7,24

7,16

Асфальтен, % мас.

2,31

2,32

2,48

1,83

26,63

30,54

Смол, % мас.

1,08

1,97

0,97

1,50

3,18

2,80

П/Ф

1,89

1,89

1,85

1,84

1,35

0,62

П/н-C17

0,43

0,43

0,42

0,43

0,51

0,53

Ф/н-C18

0,25

0,25

0,25

0,25

0,29

0,33

CPI-1

1,07

1,06

1,05

1,05

1,06

1,07

C15+C17, % отн.

37,6

40,0

39,1

37,2

10,0

3,1

C21+C23, % отн.

32,0

32,4

32,2

32,5

42,1

28,8

C27+C29, % отн.

30,4

27,6

28,7

30,3

47,9

48,1

В органической геохими применяются различные показатели норманых алканов и изопреноидов, но наиболее часто - Пристан/н-С17(П/н-С17) и Фитан/н-С18. На диаграмме Дж. Коннана и A. M. Kaccoy нефти в месторождении Белый Тигр характерны зрелое ОВ в окислительных условиях (рис. 2).

Рис. 2. Нефти и РОВ пород в плокости соотношения изопреноидных и нормальных алканов

Стераны образуются в нефтях преимущественно морского происхожденения, и невысокое их содержание характерно для озерных и приберно-морских условий. Поэтому отношение стеранов к гопанам используют как показатель фациальных условий осаднакопления. Соотношение гопанов к стеранам для нефтей составляет 0,81-0,83. Для РОВ пород этот показатель очень высокий (0,96-0,98).

Индикатором типа исходного органического вещества (ОВ) считается распределение стерановых УВ состава С27, С28, С29. Преобладаие гомолога С29 указывает на большой вклад в исходное ОВ наземной растительности, доминирование же стеранов С27 свидетельствует о значительном вкладе водорослевого ОВ [8]. В исследованных нефтях всех комплексов наблюдается преобладание стеранов С27. А в РОВ пород стераны С27 и С29 присуствуют в близких концентрациях с незначительным преобладанием (37,96:40,10). В РОВ пород БТ-6 наблюдаются равновеликие значения этого показателя С2729=35,63:35,93). Таким образом, можно говорить о смешанном типе исходного ОВ, накапливающегося в открытых морях со значительным вкладом материалов в мелководно-морских условиях.

Рассчитаны соотношения по 18α(Н)-22,29,30-триснеогопану (Ts) и 17α(Н)-22,29,30-трисноргопану (Tm). Этот параметр контролируется не только литологией и окислительно-восстановительными условиями осадконакопления [7], но также зависит от зрелости. Ts более термально устойчив, чем Tm [7]. Отношение параметров Ts/Tm к 29Ts/29Tm стеранам является величиной для определения термической зрелости нефтей. На рис. 3 показано, что достоточные зрелые нефти - месторождения Белый Тигр.

Рис. 3. Преобразованность исследованных нефтей по составу гопанов

Трициклические терпаны были обнаружены в мембране липидов бактерий (прокариотических) [3]. Хотя происхождение трициклических терпанов до конца еще не выяснено, в работе [6] показали, что эти соединения присутствовали в нефтяных образцах терригенного происхождения, а в работе [9] отметили, напротив, отсутствие трициклических терпанов в нефтях Австралии, которые имели терригенный вклад в состав ОВ. Преобладание трициклических терпанов  С2326 показывает морские и озерные условия осадконакопления и преобразования нефтей, а преобладание трициклических терпанов С1920 и С2831 - это континентальные.  В проведенном исследовании трициклические терпаны присутсвуют практически во всех нефтях и РОВ пород. Во всех исследованных образцах в составе трициклических терпанов преобладают С23, С24, С27 и С28. Это указывает, что нефти с повышенным вкладом терригенной составляющей.

В качестве индикатора оценки окислительно-востановительной обстановки в седиментогенезе и диагенезе используется относительное распределение гомогопанов С3135. Значение соотношения гомогопанов С35/(С3135)  называют гомогопановым индексом [3]. Относительно высокие концентрации гомогопана С35 указывают на морские условия диагенеза, относительно низкие концентрации С35 - на субокислительные или слабовосстановительные условия. В ряде исследований этот показатель ниже (0,01-0,03).

18α(Н) олеонан образуется из пентациклических тритерпенов ангиосперм [3]. Установлены корреляции между содержанием высшей растительности в ОВ и олеонановым индексом. В наших исследованиях олеонан обнаружен в низкой концентрации (0,01-0,14 % отн.).

Выводы

При изучении составов алканов, терпанов и стеранов нефтей и РОВ пород месторождения Белый Тигр  можно делать некоторые результаты:

  • По молекулярно-массовое распредление н-алканов, нефти, генерированные ОВ, заметный вклад в который вносили смеси прибежных водорослей или наземных растений, а условия его седиментации были субокислительными и окислительными.
  • По параметрам биомакеров, показывали, что нефти в месторождении Белый Тигр характерны достаточно зрелые.
  • Рерультаты исследований показали, что геохимические параметры углеводородов-биомакеров для РОВ гранитов и нефти имеют большие отличия. В первую очередь в РОВ гранитов С29 стеран преобладает С27 стеран, а в нефтях наоборот. Другие параметры, отражающие состав первичного ОВ и условия осадконакопления, также в значительной степени отличны для нефти и РОВ гранитов. Это свидетельствует о том, что породы фундамента не имеют никакого отношения к генерации нефти, заполняющей фундамент.

Рецензенты:

  • Поцелуев А. А., д.г-м.н., профессор, зав. кафедрой общей геологии и землеустройства Национального исследовательского Томского политехнического университета, г. Томск.
  • Чернышов А. И., д.г-м.н., профессор, зав. кафедрой петрографии Национального исследовательского Томского государственного университета, г. Томск.