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 С27:С29=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 С23-С26 показывает морские и озерные условия осадконакопления и преобразования нефтей, а преобладание трициклических терпанов С19-С20 и С28-С31 - 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 С31-С35. Значение соотношения гомогопанов С35/(С31-С35) 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.