Углеводородные скопления Западной Сибири
Пунанова С.А.
Институт проблем нефти и газа РАН
Статья посвящена изучению корреляционной связи комплекса микроэлементов, идентифицированных в нефтях крупных месторождений Ханты-Мансийской автономной области Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна,
с составом земной коры разного уровня: верхней, нижней и средней. На основе результатов исследования выявлены дополнительные возможные показатели прогноза источников нефти и газа в глубинных горизонтах осадочного чехла,
что может способствовать увеличению прогнозных ресурсов.
с составом земной коры разного уровня: верхней, нижней и средней. На основе результатов исследования выявлены дополнительные возможные показатели прогноза источников нефти и газа в глубинных горизонтах осадочного чехла,
что может способствовать увеличению прогнозных ресурсов.
Введение
Продолжены исследования по изучению корреляционных связей содержания
микроэлементов (МЭ) в нефтях различных регионов с составом биоты и составом земной коры разного уровня [1, 2]. Представлены результаты анализа коэффициентов корреляции микроэлементного состава нефтяных проб месторождений двух регионов Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО): по Шаимскому нефтегазоносному району (НГР) и Среднеобской нефтегазоносной области (НГО) (аналитический материал [3–5]).
Проанализирована база аналитических данных по содержанию 60 МЭ в 40 пробах нефтей. Глубины и возраст продуктивных комплексов, из которых были отобраны пробы нефтей, существенно различаются [6, 7]. Залежи нефти и газа в Шаимском НГР приурочены к трем продуктивным комплексам: келловей-верхнеюрскому (вогулкинской толще), среднеюрскому (тюменской свите)
и доюрскому (трещиноватым породам фундамента и коре выветривания). Среднеобская нефтегазоносная область (Сургутский и Нижневартовский НГР) характеризуется гигантскими и уникальными по запасам углеводородов (УВ) мегарезервуарами в нижнемеловых неокомских отложениях (валанжин, готтерив, баррем). Глубины отобранных проб нефтей изменяются от 1500 м практически до трех километров [3, 4].
микроэлементов (МЭ) в нефтях различных регионов с составом биоты и составом земной коры разного уровня [1, 2]. Представлены результаты анализа коэффициентов корреляции микроэлементного состава нефтяных проб месторождений двух регионов Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО): по Шаимскому нефтегазоносному району (НГР) и Среднеобской нефтегазоносной области (НГО) (аналитический материал [3–5]).
Проанализирована база аналитических данных по содержанию 60 МЭ в 40 пробах нефтей. Глубины и возраст продуктивных комплексов, из которых были отобраны пробы нефтей, существенно различаются [6, 7]. Залежи нефти и газа в Шаимском НГР приурочены к трем продуктивным комплексам: келловей-верхнеюрскому (вогулкинской толще), среднеюрскому (тюменской свите)
и доюрскому (трещиноватым породам фундамента и коре выветривания). Среднеобская нефтегазоносная область (Сургутский и Нижневартовский НГР) характеризуется гигантскими и уникальными по запасам углеводородов (УВ) мегарезервуарами в нижнемеловых неокомских отложениях (валанжин, готтерив, баррем). Глубины отобранных проб нефтей изменяются от 1500 м практически до трех километров [3, 4].
Обсуждение результатов
Результаты статистического исследования представлены на рисунке 1, где показано изменение коэффициентов корреляции в нефтях Шаимского НГР (Шаим, 5 проб) и Среднеобской НГО (Ср. Обск., 4 пробы: 3 пробы Сургутский свод (Сург.) и одна проба Нижневартовский (Н.Варт.) свод)
с дифференциацией по возрасту и глубине отложений отбора пробы (в интервалах от коры выветривания до нижнемеловых нефтегазоносных комплексов).
с дифференциацией по возрасту и глубине отложений отбора пробы (в интервалах от коры выветривания до нижнемеловых нефтегазоносных комплексов).
Рис. 1. Изменение корреляционных зависимостей между МЭ составами нефтей ХМАО и континентальной коры
Полученные результаты демонстрируют, с одной стороны, высокие связи большого комплекса МЭ
в нефтях с составом коры разного уровня, с другой стороны, различный характер этих связей относительно нефтей двух изученных регионов. Можно отметить, что МЭ состав нефтей Шаимского НГР характеризуется более высокими коэффициентами корреляции с составом нижней коры,
по сравнению с составом верхней, большим диапазоном их различия. МЭ состав нефтей верхнеюрских залежей теснее связан с составом морской биоты (r = 0,74), чем с составом наземной
биоты (r = 0,69), в связи с сапропелевым типом исходного органического вещества (ОВ). МЭ состав нефтей Среднеобской НГО, как правило, имеет более низкие корреляционные зависимости
с составом земной коры, но более высокие с составом наземной биоты, вероятно, из-за смешанного сапропелево-гумусового типа ОВ (r = 0,81), при том что связь с верхней корой чаще становится выше относительно связи с составами нижней коры, либо диапазон их разницы невелик. Тому факту, что МЭ состав нефтей Среднеобской НГО, особенно из верхних нижнемеловых отложений, имеет большую близость к составу верхней коры, соответствует и зафиксированный
в работе [8] европиевый минимум в распределении лантаноидов в нефтях Повховского
и Ватьеганского месторождений из пластов БВ8 и БВ6, тогда как в нефтях Шаимского НГР отмечен, как правило, европиевый максимум, что соответствует влиянию глубинных гидротермальных растворов.
в нефтях с составом коры разного уровня, с другой стороны, различный характер этих связей относительно нефтей двух изученных регионов. Можно отметить, что МЭ состав нефтей Шаимского НГР характеризуется более высокими коэффициентами корреляции с составом нижней коры,
по сравнению с составом верхней, большим диапазоном их различия. МЭ состав нефтей верхнеюрских залежей теснее связан с составом морской биоты (r = 0,74), чем с составом наземной
биоты (r = 0,69), в связи с сапропелевым типом исходного органического вещества (ОВ). МЭ состав нефтей Среднеобской НГО, как правило, имеет более низкие корреляционные зависимости
с составом земной коры, но более высокие с составом наземной биоты, вероятно, из-за смешанного сапропелево-гумусового типа ОВ (r = 0,81), при том что связь с верхней корой чаще становится выше относительно связи с составами нижней коры, либо диапазон их разницы невелик. Тому факту, что МЭ состав нефтей Среднеобской НГО, особенно из верхних нижнемеловых отложений, имеет большую близость к составу верхней коры, соответствует и зафиксированный
в работе [8] европиевый минимум в распределении лантаноидов в нефтях Повховского
и Ватьеганского месторождений из пластов БВ8 и БВ6, тогда как в нефтях Шаимского НГР отмечен, как правило, европиевый максимум, что соответствует влиянию глубинных гидротермальных растворов.
Зависимость между составами нефтей и коры с учетом возраста отложений проявляется не столь четко, однако в каждом регионе можно проследить некоторую тенденцию увеличения связи корреляционных показателей вниз по разрезу от меловых и юрских отложений до коры выветривания по палеозою и с возрастанием глубины отбора пробы. Подобная зависимость была описана нами ранее при изучении нефтей Ромашкинского месторождения [2].
Абсолютные концентрации суммы «биогенных» МЭ в нефтях Шаимского НГР и редкоземельных элементов (РЗЭ) (по аналитическим данным [4, 5]) в возрастном диапазоне нефтепродуктивных комплексов от мела до коры выветривания свидетельствуют о большей массе биогенных элементов по сравнению с глубинными и о некоррелируемости их содержаний (рис. 2).
Абсолютные концентрации суммы «биогенных» МЭ в нефтях Шаимского НГР и редкоземельных элементов (РЗЭ) (по аналитическим данным [4, 5]) в возрастном диапазоне нефтепродуктивных комплексов от мела до коры выветривания свидетельствуют о большей массе биогенных элементов по сравнению с глубинными и о некоррелируемости их содержаний (рис. 2).
Рис. 2. Соотношение содержаний суммы V, Ni и Fe и РЗЭ в нефтях Шаимского района
Эти результаты подтверждают независимое поступление МЭ в нефть из различных источников,
т.е. полигенный характер, свидетельствуют о возможно глубинных факторах, о проникновении
и влиянии гидротермальных глубинных растворов, поставляющих дополнительные МЭ в состав нафтидов. Именно высокие связи МЭ состава нефтей с составами земной коры, особенно
с составом нижней, увеличивающиеся в регионе с более активным тектоническим режимом и более интенсивно прогретом, возрастающие в более глубинных горизонтах и в более древних отложениях, могут свидетельствовать о миграции по проницаемым зонам, о дополнительных источниках УВ, возможно, из значительно преобразованных палеозойских отложений, залегающих на фундаменте.
т.е. полигенный характер, свидетельствуют о возможно глубинных факторах, о проникновении
и влиянии гидротермальных глубинных растворов, поставляющих дополнительные МЭ в состав нафтидов. Именно высокие связи МЭ состава нефтей с составами земной коры, особенно
с составом нижней, увеличивающиеся в регионе с более активным тектоническим режимом и более интенсивно прогретом, возрастающие в более глубинных горизонтах и в более древних отложениях, могут свидетельствовать о миграции по проницаемым зонам, о дополнительных источниках УВ, возможно, из значительно преобразованных палеозойских отложений, залегающих на фундаменте.
Стоит отметить, что исследованные регионы существенно отличаются тектонической активностью, палеопрогревом недр и временем консолидации фундамента, а следовательно, и процессами онтогенеза УВ скоплений, что отразилось на содержании МЭ и, соответственно, на результатах корреляционных зависимостей. Основываясь на различной интенсивности протекания процессов катагенного преобразования осадочных толщ Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ) в зависимости от глубины и возраста консолидации фундамента, изученных
А.Э. Конторовичем, А.Н. Фоминым и др. [9, 10], автор прогнозирует глубины протекания процессов генерации УВ в соответствии с палеотемпературным градиентом [11, 12]. Для области распространения добайкалид, к которой относятся Сургутский и Нижневартовский своды Среднеобской НГО и для которой характерен низкий температурный градиент и медленное нарастание катагенеза органического вещества с глубиной, нижние границы генерации нефти составляют 4 200 м, а легкой нефти и конденсатов — 5 200 м.
Для области распространения герцинид и каледонит, широко развитых на территории региона, глубины генерации нефти — 3 650 м, а конденсатов — 4 400 м. В областях расположения триасовых рифтов, крупных гранитных массивов или флюидопроводящих разломов в фундаменте, например, Шаимского свода, где нарастание катагенеза с глубиной происходит наиболее интенсивно, глубины вероятностного обнаружения УВ скоплений значительно меньше: для нефти 3200 м, а для газоконденсатов — 4 050 м. Возможно, с различным возрастом консолидации фундамента и, следовательно, с различной интенсивностью прогрева толщ в бассейне связано участие собственно палеозойских отложений в процессах нефтегазообразования.
А.Э. Конторовичем, А.Н. Фоминым и др. [9, 10], автор прогнозирует глубины протекания процессов генерации УВ в соответствии с палеотемпературным градиентом [11, 12]. Для области распространения добайкалид, к которой относятся Сургутский и Нижневартовский своды Среднеобской НГО и для которой характерен низкий температурный градиент и медленное нарастание катагенеза органического вещества с глубиной, нижние границы генерации нефти составляют 4 200 м, а легкой нефти и конденсатов — 5 200 м.
Для области распространения герцинид и каледонит, широко развитых на территории региона, глубины генерации нефти — 3 650 м, а конденсатов — 4 400 м. В областях расположения триасовых рифтов, крупных гранитных массивов или флюидопроводящих разломов в фундаменте, например, Шаимского свода, где нарастание катагенеза с глубиной происходит наиболее интенсивно, глубины вероятностного обнаружения УВ скоплений значительно меньше: для нефти 3200 м, а для газоконденсатов — 4 050 м. Возможно, с различным возрастом консолидации фундамента и, следовательно, с различной интенсивностью прогрева толщ в бассейне связано участие собственно палеозойских отложений в процессах нефтегазообразования.
Работа выполнена в рамках плана НИР ИПНГ РАН (тема «Научно-методические основы поисков и разведки скоплений нефти и газа, приуроченных к мегарезервуарам осадочного чехла», номер государственной регистрации 122022800253-3).
Проведено исследование корреляционных зависимостей МЭ составов различных геологических сред и нефтей крупных месторождений ХМАО. Выполнен подсчет коэффициентов корреляции для выявления влияния экзогенного и эндогенного факторов на процесс нефтеобразования, что позволяет оценивать вклады нижней, средней и глубинной коры на элементный состав нефти и наличие в связи с этим дополнительных источников УВ из глубинных зон осадочного чехла.
Полигенный источник МЭ в нефтях, а также высокие связи МЭ состава нефтей с составами земной коры, особенно с составом нижней, увеличивающиеся в регионе с более активным тектоническим режимом и более интенсивно прогретом, возрастающие в более глубинных горизонтах и в более древних (Шаимский НГР относительно Среднеобской НГО), могут свидетельствовать о миграции по проницаемым зонам, о дополнительных источниках УВ за счет гидротермальных воздействий, возможно, из палеозойских отложений, залегающих на фундаменте и имеющих с ним непосредственную связь. Полученные выводы являются дополнительным аргументом к широкому развертыванию научно-исследовательских работ на юрские и глубокие доюрские горизонты Западно-Сибирского НГБ — нижний этаж нефтегазоносности.
1. Родкин М.В., Пунанова С.А. Корреляционные зависимости микроэлементного состава природных объектов // Геология нефти и газа. 2022. № 4. С. 99–107.
2. Пунанова С.А., Родкин М.В. Геохимическая характеристика состава нефтей Ханты-Мансийского региона и её связь с нефтегазоносностью // Пути реализации нефтегазового потенциала Западной Сибири. Ханты-Мансийск: АУ «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана», 2023. С. 127–133.
3. Федоров Ю.Н., Иванов К.С., Ерохин Ю.В., Ронкин Ю.Л. Неорганическая геохимия нефти Западной Сибири (первые результаты изучения методом ICP-MS) // Доклады Академии наук. 2007. Т. 414. № 3. С. 385–388.
4. Ронкин Ю.Л., Федоров Ю.Н., Алексеев В.П. Неорганические микроэлементы в сырых нефтях и их тяжелых фракциях Даниловского и Кечимовского нефтегазовых месторождений Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области //
ЕЖЕГОДНИК-2012. Тр. ИГГ УрО РАН. 2013. Вып. 160. С. 280–287.
5. Ivanov K.S., Erokhin Yu.V., Kudryavtsev D.A. Inorganic geochemistry of crude oils of Northern Eurasia after ICP-MS data as clear evidence for their deep origin. Energies, 2022, Vol. 15, issue 1, 18 p. (In Eng).
6. Пунанова С.А., Самойлова А.В. Углеводородные мегарезервуары апт-сеноманских отложений северных регионов Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 4. С. 15–19.
7. Пунанова С.А., Добрынина С.А., Самойлова А.В. Типизация скоплений углеводородов по величине геологических запасов в юрских нефтегазоносных комплексах севера Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 7. С. 14–20.
8. Готтих Р.П., Писоцкий Б.И., Журавлев Д.З. Геохимические особенности нефти различных регионов и возможный источник металлов в ней // Доклады Академии наук. 2008. Т. 42. № 1. С. 88–92.
9. Конторович А.Э., Фомин А.Н., Красавчиков В.О., Истомин А.В. Катагенез органического вещества мезозойских и палеозойских отложений Западной Сибири. Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности. СПб.: ВНИГРИ, 2008. С. 68–77.
10. Фомин А.Н. Катагенез органического вещества и перспективы нефтегазоносности осадочных отложений триаса Западно-Сибирского мегабассейна // Горные ведомости. 2011. № 9. С. 11–15.
11. Пунанова С.А., Шустер В.Л. Новый взгляд на перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих доюрских отложений Западной Сибири // Георесурсы. 2018.
Т. 20. № 2. С. 67–80.
12. Дмитриевский А.А., Шустер В.Л., Пунанова С.А. Доюрский комплекс Западной Сибири — новый этаж нефтегазоносности. Проблемы поиска, разведки и освоения месторождений углеводородов. Saarbruchen (Germany): Lambert Academic Publishing, 2012. 135 c.
2. Пунанова С.А., Родкин М.В. Геохимическая характеристика состава нефтей Ханты-Мансийского региона и её связь с нефтегазоносностью // Пути реализации нефтегазового потенциала Западной Сибири. Ханты-Мансийск: АУ «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана», 2023. С. 127–133.
3. Федоров Ю.Н., Иванов К.С., Ерохин Ю.В., Ронкин Ю.Л. Неорганическая геохимия нефти Западной Сибири (первые результаты изучения методом ICP-MS) // Доклады Академии наук. 2007. Т. 414. № 3. С. 385–388.
4. Ронкин Ю.Л., Федоров Ю.Н., Алексеев В.П. Неорганические микроэлементы в сырых нефтях и их тяжелых фракциях Даниловского и Кечимовского нефтегазовых месторождений Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области //
ЕЖЕГОДНИК-2012. Тр. ИГГ УрО РАН. 2013. Вып. 160. С. 280–287.
5. Ivanov K.S., Erokhin Yu.V., Kudryavtsev D.A. Inorganic geochemistry of crude oils of Northern Eurasia after ICP-MS data as clear evidence for their deep origin. Energies, 2022, Vol. 15, issue 1, 18 p. (In Eng).
6. Пунанова С.А., Самойлова А.В. Углеводородные мегарезервуары апт-сеноманских отложений северных регионов Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 4. С. 15–19.
7. Пунанова С.А., Добрынина С.А., Самойлова А.В. Типизация скоплений углеводородов по величине геологических запасов в юрских нефтегазоносных комплексах севера Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 7. С. 14–20.
8. Готтих Р.П., Писоцкий Б.И., Журавлев Д.З. Геохимические особенности нефти различных регионов и возможный источник металлов в ней // Доклады Академии наук. 2008. Т. 42. № 1. С. 88–92.
9. Конторович А.Э., Фомин А.Н., Красавчиков В.О., Истомин А.В. Катагенез органического вещества мезозойских и палеозойских отложений Западной Сибири. Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности. СПб.: ВНИГРИ, 2008. С. 68–77.
10. Фомин А.Н. Катагенез органического вещества и перспективы нефтегазоносности осадочных отложений триаса Западно-Сибирского мегабассейна // Горные ведомости. 2011. № 9. С. 11–15.
11. Пунанова С.А., Шустер В.Л. Новый взгляд на перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих доюрских отложений Западной Сибири // Георесурсы. 2018.
Т. 20. № 2. С. 67–80.
12. Дмитриевский А.А., Шустер В.Л., Пунанова С.А. Доюрский комплекс Западной Сибири — новый этаж нефтегазоносности. Проблемы поиска, разведки и освоения месторождений углеводородов. Saarbruchen (Germany): Lambert Academic Publishing, 2012. 135 c.
Пунанова С.А.
Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук, Россия, Москва
punanova@mail.ru
Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук, Россия, Москва
punanova@mail.ru
Проведено количественное сравнение вклада разных компонент земной коры: нижней, средней и верхней, а также биоты в микроэлементную составляющую нефтей на основе корреляционного анализа. Для подобного проекта автор использовал аналитические материалы многих исследователей, полученные методом масс-спектрометрии с индуктивно связанной плазмой (ICP-MS) (Р.П. Готтих, Б.И. Писоцкий и др., Ю.Н. Федоров, К.С. Иванов, Ю.В. Ерохин, А.В. Маслов, Ю.Л. Ронкин и др.).
крупные месторождения, микроэлементный состав нефтей, коэффициенты корреляции, континентальная кора, биота, Западная Сибирь
Пунанова С.А. Геохимические особенности углеводородных скоплений северных регионов Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 3. С. 15–18. DOI: 10.24412/2076-6785-2024-3-15-18
15.04.2024.
УДК 553.98
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-2-15-21
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-2-15-21
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88