Сетевое издание

Современные проблемы науки и образования

ISSN 2070-7428

"Перечень" ВАК

ИФ РИНЦ = 1,006

• Авторы
• Резюме
• Файлы
• Ключевые слова
• Литература

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.

Статья в формате PDF

618 KB

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.

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

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.

Библиографическая ссылка