Выявление особенностей органического вещества нефтей и нефтегазоматеринских толщ путём сопоставления результатов геохимического анализа со статистическим анализом, основанным на методах машинного обучения (на примере одного из месторождений Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна)

Идеей данной работы является сравнение результатов двух видов анализа – геохимического и статистического – при изучении органического вещества экстрактов нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) и образцов нефтей. объектом исследования послужили НГМТ тутлеймской и тюменской свит и нефти викуловской свиты и юрско-доюрских отложений в западной части Западно-сибирского бассейна. среди методов статистического анализа НГМТ использовались метод главных компонент и метод случайного леса, а в качестве средств визуализации – тепловая карта корреляций. Метод главных компонент помог обнаружить явное различие органического вещества тутлеймской и тюменской НГМТ, а привлечение метода случайного леса и тепловой карты корреляций позволило не только выявить геохимические параметры, по которым наблюдаются наибольшие различия толщ, но и расшифровать геологические факторы, из-за которых это различие стало явным. Так, тюменская НГМТ имеет большую зрелость и относительно больший вклад наземной растительности относительно тутлеймской НГМТ. Тот же набор методов вместе с методом k-ближайших соседей применен для корреляции нефть-НГМТ. Нефти викуловской свиты по типу керогена, очевидно, происходят из тутлеймской НГМТ. Нефти юрских и доюрских пластов близки к тутлеймской НГМТ, хотя схожесть с тюменской НГМТ может достигать 30% в отдельных образцах. Нефти викуловских пластов менее зрелые, чем нефти из юрских и доюрских пород. Это может свидетельствовать о продолжающейся подпитке углеводородами юрских и доюрских отложений и о прекращении миграции в прошлом в вышележащие апт-альбские отложения (викуловская свита). Геохимический анализ также позволил выявить свойства НГМТ, отвечающие за зрелость и тип органического вещества. он подтвердил выводы, сделанные на основе применения методов статистического анализа.

1. Атлас «Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа» (2004). ред. Э.А. Ахпателов, В.А. Волков, В.Н. Гончарова, В.Г. Елисеев, В.И. Карасев, А.Г. Мухер, Г.П. Мясникова, Е.А. Тепляков, Ф.З. Хафизов, А.В. Шпильман, В.М. Южакова. екатеринбург: ИздатНаукасервис, 148 с.

2. Ступакова А.В. (2011). Структура и нефтегазоносность БаренцевоКарского шельфа и прилегающих территорий. Геология нефти и газа, 6, с. 99–115.

3. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. (2005a). The Biomarker Guide. Second Edition. I. Biomarkers and Isotopes in the Environment and Human History. New York: Cambridge University Press, 492 p. https://doi.org/10.1017/CBO9780511524868

4. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. (2005b). The Biomarker Guide. Second Edition. II. Biomarkers and Isotopes in Petroleum Systems and Earth History. New York: Cambridge University Press, 704 p. https://doi.org/10.1017/CBO9781107326040

5. Tissot B.P., Welte D.H. (1984). Petroleum Formation and Occurrence. Second Revised and Enlarged Edition. Berlin: Springer-Verlag Berlin Heidelberg, 702 p. https://doi.org/10.1007/978-3-642-87813-8