georesГеоресурсыGeoresources1608-50431608-5078Georesursy LLC10.18599/grs.2021.2.10geores-200Research ArticleСтатьиГеолого-геохимические условия формирования состава нефтей залежей пермского и юрского нефтегазоносных комплексов впадины Фукан (бассейн Джунгария)Geological and geochemical conditions for the formation of the oil composition in the deposits of the Permian and Jurassic oil and gas complexes in the Fukang depression (Junggar basin)ЯнХ.YangH.

Хоуцян Ян – аспирант кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых

119234, Москва, Ленинские горы, д. 1

Houqiang Yang – PhD student, Petroleum Geology Department

1, Leninskie gory, Moscow, 119234

yanghouqiang@qq.comСоболеваЕ. В.SobolevaE. V.

Елена Всеволодовна Соболева – кандидат геол.-мин. наук, доцент кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых

119234, Москва, Ленинские горы, д. 1

Elena Vsevolodovna Soboleva – PhD (Geology and Mineralogy), Associate Professor, Petroleum Geology Department

1, Leninskie gory, Moscow, 119234

Московский государственный университет имени М.В. ЛомоносоваРоссияLomonosov Moscow State UniversityRussian Federation202118042024232110119Copyright © Ян Х., Соболева Е.В., 20242024Ян Х., Соболева Е.В.Yang H., Soboleva E.V.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://www.geors.ru/jour/article/view/200

В пределах восточной части впадины Фукан основные продуктивные горизонты приурочены к пермскому и юрскому нефтегазоносным комплексам (НГК), в которых выделяются среднепермские (вордский-кептенский ярусы) и нижне-среднеюрские (геттангский-батский ярусы) нефтегазоматеринские породы (НГМП). В статье рассматриваются нефтегазоматеринские свойства среднепермских и нижне-среднеюрских пород, молекулярный состав битумоидов НГМП и нефтей, а также интерпретируются особенности состава биомаркеров в них с позиций осадочно-миграционной теории генерации нефти. объяснены причины различия свойств и состава нефтей разных НГК. Показано, что состав углеводородных флюидов залежей определяется не только геолого-геохимическими условиями седиментации нефтегазоматеринских отложений, но также связан с процессами миграции и последующими вторичными изменениями в скоплении. По составу и свойствам выделены три группы нефтей: пермские и юрские тяжелые нефти с легким изотопным составом углерода и наличием β-каротана и гаммацерана, они подверглись биодеградации разной степени, что зависело от геологических условий существования залежей; пермские средние по плотности (0,84 и 0,87 г/см3 ) нефти, состав биомаркеров которых очень близок к аналогичному составу первой группы и юрские легкие нефти с высоким содержанием твердых парафинов и более тяжелым изотопным составом углерода, почти не содержат β-каротана и концентрации гаммацерана низкие.

Within the eastern part of the Fukang depression, the main productive series are confined to the Permian and Jurassic oil and gas complexes (OGC), in which the Middle Permian and Lower-Middle Jurassic oil and gas source rocks (OGSRs) are distinguished. The article discusses in detail the oil and gas source characteristics of the Middle Permian and Lower-Middle Jurassic rocks, the molecular composition of oils and bitumoids from the OGSRs, and also interprets the characteristics of the biomarkers in them from the standpoint of the sedimentary-migration theory of oil generation. An attempt is made to explain the reasons for the difference in the properties and composition of oils from different OGCs. It is shown that the composition of hydrocarbon fluids of deposits is determined not only by the geological and geochemical conditions of sedimentation of oil and gas source deposits, but also associated with migration processes and subsequent secondary changes in the accumulation. In terms of composition, three groups of oils were identified: Permian and Jurassic heavy oils with a light carbon isotopic composition and the presence of β-carotene and gammacerane, they underwent different degrees of biodegradation, which depended on the geological conditions of the deposits; Permian medium oils in density (0.84 and 0.87 g/cm3 ), the composition of biomarkers of which is very close to that of the first group, and Jurassic light oils with a high content of solid paraffins and a heavier carbon isotopic composition, almost do not contain β-carotene and gammacerane concentrations are low.

пиролиз Rock-Evalгенерационный потенциалуглеводородные флюидыусловия седиментациигеолого-геохимические условиянефтегазоматеринские породыформирование залежеймолекулярный составбиомаркерывпадина ФуканДжунгарский нефтегазоносный бассейн.Rock-Eval pyrolysisgeneration potentialhydrocarbon fluidssedimentation conditionsgeological and geochemical conditionssource rocksdeposits formationmolecular compositionbiomarkersFukang depressionJunggar oil and gas basinReferencesГалимов Э.М. (1986). Изотопный метод выявления нефтематеринских отложений на примере месторождений ряда регионов ссср. Изв. АН СССР. Сер. геол., 4, c. 3–21.Bao Jianping, Zhu Junzhang, Zhu Cuishan et al. (2007). A biodegradation experiment of crude oils in laboratory. Petroleum Exploration and Development, 34(1), pp. 43–47.Соболева Е.В., Гусева А.Н. (2010). Химия горючих ископаемых. Москва: Изд. Московский университет, 312 с.Chen Jianping, Wang Xulong, Deng Chunping et al. (2016). Oil and gas source, occurrence and petroleum system in the Junggar Basin, Northwest China. Acta Geologica Sinica, 90(3), pp. 421–450.Ян Хоуцян, Соболева Е.В. (2020). Юрские нефтегазоматеринские породы углеводородных залежей в восточной части впадины Фукан (Джунгарский нефтегазоносный бассейн). Вестник Московского университета. Серия 4: Геология, 5, с. 55–63.Galimov, E.M. (1986). The isotopic method of identifying oil-source beds applied to several regions of the USSR. Izv. Akad. Nauk SSSR, Ser. Geol., 4, pp. 3–21. (In Russ.)Bao Jianping, Zhu Junzhang, Zhu Cuishan et al. (2007). A biodegradation experiment of crude oils in laboratory. Petroleum Exploration and Development, 34(1), pp. 43–47.He Dengfa, Zhang Lei, Wu Songtao et al. (2018). Tectonic evolution stages and features of the Junggar Basin. Oil & Gas Geology, 39(5), pp. 845–861. https://doi.org/10.11743/ogg20180501Chen Jianping, Wang Xulong, Deng Chunping et al. (2016). Oil and gas source, occurrence and petroleum system in the Junggar Basin, Northwest China. Acta Geologica Sinica, 90(3), pp. 421–450.Huang Difan, Li Jinchao, Zhang Dajiang. (1984). Kerogen types and study on effectiveness, limitation and interrelation of their identification parameters. Acta Sedimentologica Sinca, 2(3), pp. 18–33.He Dengfa, Zhang Lei, Wu Songtao et al. (2018). Tectonic evolution stages and features of the Junggar Basin. Oil & Gas Geology, 39(5), pp. 845–861. https://doi.org/10.11743/ogg20180501Huang W.Y., Meinschein W.G. (1979). Sterols as ecological indicators. Geochimica et Cosmochimica Acta, 43(5), pp. 739–745. https://doi.org/10.1016/0016-7037(79)90257-6Huang Difan, Li Jinchao, Zhang Dajiang. (1984). Kerogen types and study on effectiveness, limitation and interrelation of their identification parameters. Acta Sedimentologica Sinca, 2(3), pp. 18–33.Liu Gang, Wei Yanzhao, Chen Gang et al. (2019). Genetic mechanism and distribution characteristics of Jurassic-Cretaceous secondary reservoirs in the hinterland of Junggar Basin. Acta Petrolei Sinica, 40(8), pp. 914–927. https://doi.org/10.7623/syxb201908003Huang W.Y., Meinschein W.G. (1979). Sterols as ecological indicators. Geochimica et Cosmochimica Acta, 43(5), pp. 739–745. https://doi.org/10.1016/0016-7037(79)90257-6Lu Jungang, Chen Shijia, Wang Xulong et al. (2010). Maturity study of the strong biodegradation viscous oil: taking the Santai-Beisantai area of Junggar Basin as an example. Petroleum Geology & Experiment, 32(4), pp. 373–376.Liu Gang, Wei Yanzhao, Chen Gang et al. (2019). Genetic mechanism and distribution characteristics of Jurassic-Cretaceous secondary reservoirs in the hinterland of Junggar Basin. Acta Petrolei Sinica, 40(8), pp. 914–927. https://doi.org/10.7623/syxb201908003Peters K.E., Moldowan J.M. (1993). The biomarker guide: interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments. US: Prentice Hall, 363 p.Lu Jungang, Chen Shijia, Wang Xulong et al. (2010). Maturity study of the strong biodegradation viscous oil: taking the Santai-Beisantai area of Junggar Basin as an example. Petroleum Geology & Experiment, 32(4), pp. 373–376.Peters K.E., Walters C.C., Moldowan, J.M. (2005). The Biomarker Guide, Volume 2: Biomarkers and Isotopes in Petroleum Exploration and Earth History. New York: Cambridge University Press, 700 p.Peters K.E., Moldowan J.M. (1993). The biomarker guide: interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments. US: Prentice Hall, 363 p.Soboleva E.V., Guseva A.N. (2010). Chemistry of combustible minerals. Moscow: Moscow University Publ., 312 p. (In Russ.)Peters K.E., Walters C.C., Moldowan, J.M. (2005). The Biomarker Guide, Volume 2: Biomarkers and Isotopes in Petroleum Exploration and Earth History. New York: Cambridge University Press, 700 p.Wang J, Cao Yc, Wang Xt et al. (2018). Sedimentological constraints on the initial uplift of the West Bogda Mountains in Mid-Permian. Sci Rep 8, 1453. https://doi.org/10.1038/s41598-018-19856-3Wang J, Cao Yc, Wang Xt et al. (2018). Sedimentological constraints on the initial uplift of the West Bogda Mountains in Mid-Permian. Sci Rep 8, 1453. https://doi.org/10.1038/s41598-018-19856-3Wang Yutao (1991). Petroleum accumulation predicted from biodegradation of the crude oil. Petroleum Exploration and Development, 5, pp. 31–37.Wang Yutao (1991). Petroleum accumulation predicted from biodegradation of the crude oil. Petroleum Exploration and Development, 5, pp. 31–37.Wu Qingfu (1986). Growth stage, classification of structural units and cause of partial tectonic of Junggar Basin. Xingjiang Petroleum Geology, 7(1), pp. 29–37.Wu Qingfu (1986). Growth stage, classification of structural units and cause of partial tectonic of Junggar Basin. Xingjiang Petroleum Geology, 7(1), pp. 29–37.Yang Houqiang, Soboleva E.V. (2020). The Jurassic Oil and Gas Source Rocks of Hydrocarbon Deposits in the Eastern Part of the Fukang Depression (Junggar Oil and Gas Basin). Moscow Univ. Geol. Bull., 75, pp. 600–608. https://doi.org/10.3103/S0145875220060071)Zhao Bai (1992). The formation and evolution of Junggar Basin. Xingjiang Petroleum Geology, 13(2), pp. 191–196.Zhao Bai (1992). The formation and evolution of Junggar Basin. Xingjiang Petroleum Geology, 13(2), pp. 191–196.

The authors declare that there are no conflicts of interest present.