Сетевое издание
Современные проблемы науки и образования
ISSN 2070-7428
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 0,940

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ НЕФТЕЙ И РАССЕЯННОГО ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА ПОРОД ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР (ВЬЕТНАМ)

Ву Х.В. 1 Серебренникова О.В. 1, 2 Савиных Ю.В. 2 Стахина Л.Д. 2
1 Национальный исследовательский Томский политехнический университет
2 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН)
Четыре образца нефти и два образца керна фундамента месторождения Белый Тигр (Вьетнам) были выбраны для исследования. Нефти и рассеянные органические вещества (РОВ) пород были разделены методом жидкостной адсорбционной хроматографии на насыщенные углеводороды, ароматические углеводороды и полярные компоненты. Состав насыщенных углеводородов нефтей и рассеянного органического вещества пород анализировали с помощью методов газовой хроматографии (ГХ) и хромато-масс-спектрометрии (ГХ-МС). Результаты исследования показывали, что нефти из и трещиноватого фундамента месторождения Белый Тигр генерированы из терригенных фаций в субокислительных и окислительных условиях, а для рассеянного органического вещества пород в восстановительной обстановке. Большиство параметров, характеризующих «зрелость» ОВ, для рассеянного органического вещества пород фундамента ниже для нефти фундамента. В целом состав биомакеров свидетельствует об отсутствии генетической связи между РОВ гранитов и нефти залежи фундамента.
месторождение
нефть
рассянное органическое вещество
биомаркер
1. Богомолова А. И., Темянко М. Б., Хотынцовой Л. И. Современные методы исследования нефтей. - Л.: Недра, 1984. - 154 с.
2. Гаврилов В. П. Нефтегазоносность гранитов // Геология нефти и газа. - 2000. - № 6. -С. 44-49.
3. Костырева Е. А. Геохимия и генезис палеозойских нефтей юго-востока Западной Сибири. - Новосибирск: Изд-во Новосибирск, 2003. - 284 с.
4. Поспелов В. В., Шнип О. А. Геологическое строение и нефтегазоносность Зондского шельфа // Геология нефти и газа. - 1997. - № 8. - С. 32-37.
5. Тьен Х. В. Условия нефтегазообразования и формирования углеводородных скоплений в кайнозойских осадочных бассейнах континентального шельфа СРВ: Автореф. дис. д-ра геол.-минер. наук. - М., 1999.
6. Aquino Neto, Trendel F.R., Restle J.M., Connan A., Albrecht P. Occurrence and formation of tricyclic and tetracyclic terpanes in sediments and petroleum // Organic Geochemistry. - 1983. -P. 659-667.
7. Peters K.E., Moldowan J.W., Schoell M. and Hempkins W.B. Petroleum isotopic and biomarker composition related to source rock organic matter and depositional environment // Organic Geochemistry. - 1986. - № 10. - P.17-27.
8. Peters К. E., Walters C. C., Moldowan J. М. The Biomarker Guide: Biomarkers and isotopes in petroleum systems and Earth History. - Cambridge: University Press, 2005. - V.2. - 1155 р.
9. Philp R. P., Gilbert T. D. Biomarker distribution in Australian oilspredominantly derived from terrigenous source material // Organic Geochemistry. - № 10. - P. 73-84.
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.

Библиографическая ссылка

Ву Х.В., Серебренникова О.В., Савиных Ю.В., Стахина Л.Д., Серебренникова О.В. ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ НЕФТЕЙ И РАССЕЯННОГО ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА ПОРОД ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР (ВЬЕТНАМ) // Современные проблемы науки и образования. – 2012. – № 4. ;
URL: https://science-education.ru/ru/article/view?id=6633 (дата обращения: 25.09.2021).

Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
(Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления)

«Фундаментальные исследования» список ВАК ИФ РИНЦ = 1.074