Изменчивость состава углеводородных соединений в юрских нефтегазоматеринских толщах Каменной вершины Красноленинского свода (Западная Сибирь)

В работе приведены результаты изучения углеводородных соединений из открытых и запечатанных смолисто-асфальтеновыми соединениями пор пород тутлеймской свиты (стратиграфический аналог баженовской свиты) и нижележащих юрских отложений на территории Каменной вершины Красноленинского свода. Целью работы было не только изучить возможную миграцию углеводородов по разрезу и площади, но и оценить изменчивость состава битумоидов пород относительно структурного плана изучаемого участка по разрезу, а также нетрадиционных коллекторах. Показано, что разные обстановки осадконакопления, связанные со структурным планом площади, и дополнительный прогрев пород приводят к изменениям состава углеводородов не только в открытых, но и в запечатанных порах, как по площади распространения тутлеймской свиты, так и в отдельных интервалах одной скважины. установлено, что в отложениях может накапливаться органическое вещество, которое может несколько отличаться по природе в пределах толщи, что приводит к различиям в протекании процессов генерации, аккумуляции и миграции углеводородных соединений. Показано, что на состав битумоидов в породах тутлеймской свиты также влияют процессы миграции углеводородов из нижележащих отложений.

1. Билибин С.И., Калмыков Г.А., Ганичев Д.И., Балушкина Н.С. (2015). Модель нефтесодержащих пород баженовской свиты. Геофизика, 3, с. 5–14.

2. Калмыков Г.А., Балушкина Н.С. (2017). Модель нефтенасыщенности порового пространства пород баженовской свиты Западной сибири и её использование для оценки ресурсного потенциала. Москва: Геос, 247 с.

3. Кирюхина Т.А., Большакова М.А., Ступакова А.В. и др. (2015). Литолого-геохимическая характеристика доманиковых отложений Тимано-Печорского бассейна. Георесурсы, 2(61), с. 87–100. https://doi.org/10.18599/grs.61.2.8

4. Конторович А.Э., Костырева Е.А., Родякин С.В. и др. (2018). Геохимия битумоидов баженовской свиты. Геология нефти и газа, 2, с. 79–88. https://doi.org/10.31087/0016-7894-2018-2-79-88

5. Костенко О.В. (2014). Блокирующий характер распределения высокомолекулярных соединений битумоида в поровой системе баженовской свиты (Западно-сибирский бассейн). Нефтегазовая геология. Теория и практика, 9 (1), с. 1–13. https://doi.org/10.17353/2070-5379/12_2014

6. Ступакова А.В., Фадеева Н.П., Калмыков Г.А., и др. (2015). Поисковые критерии нефти и газа в доманиковых отложениях Волгоуральского бассейна. Георесурсы, 2(61), с. 77–86. https://doi.org/10.18599/grs.61.2.7

7. Тихонова М.С., Иванова Д.А., Калмыков А.Г. и др. (2019) Методика ступенчатой экстракции пород высокоуглеродистых формаций для изучения компонентного распределения битумоидов и изменчивости их основных геохимических параметров. Георесурсы, 2(21), с. 172–182. https://doi.org/10.18599/grs.2019.2.172-182

8. Фомин А.Н. (2004). Катагенетические условия нефтегазообразования в палеозойских отложениях Западно-сибирского мегабассейна. Геология и геофизика, 45(7), с. 833–842.

9. Хотылев О.В., Балушкина Н.А., Вишневская В.С., и др. (2019). Модель накопления радиоляритовых слоев в баженовской свите Западной сибири. Вестник Московского университета. Серия 4. Геология, 1, с. 89–94. https://doi.org/10.3103/S0145875219020054

10. Farrimond P., Bevan J.C., Bishop A.N. (1999). Tricyclic terpane maturity parameters: response to heating by an igneous intrusion. Organic Geochemistry, 30(8), pp. 1011–1019. https://doi.org/10.1016/S0146-6380(99)00091-1

11. Hughes W.B., Holba A.G., Dzou L.I. (1995). The ratios of dibenzothiophene to phenanthrene and pristane to phytane as indicators of depositional environment and lithology of petroleum source rocks. Geochimica et Cosmochimica Acta, 59(17), pp. 3581–3598. https://doi.org/10.1016/0016-7037(95)00225-O

12. Lopatin N.V., Zubairaev S.L., Kos I.M. et al. (2003) Unconventional oil accumulations in the Upper Jurassic Bazhenov Black Shale Formation, West Siberian Basin: A selfsourced reservoir system. J. Petrol. Geology, 26(2), pp. 225–244. https://doi.org/10.1111/j.1747-5457.2003.tb00027.x

13. Mohnhoff D., Littke R., Krooss B., Weniger P. (2016). Flow-through extraction of oil and gas shales under controlled stress using organic solvents: implications for organic matter-related porosity and permeability changes with thermal maturity. International Journal of Coal Geology, 157, pp. 84–99. https://doi.org/10.1016/j.coal.2015.09.010

14. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan, J.M. (2005). The biomarker guide. Cambridge University Press, 1155 p. https://doi.org/10.1017/CBO9780511524868

15. Price L.C., Clayton J.L. (1992). Extraction of whole versus ground source rocks: Fundamental petroleum geoche.mical implications including oil-source rock correlation. Geochimica et Cosmochimica Acta, 56(3), pp. 1213–1222. https://doi.org/10.1016/0016-7037(92)90057-P

16. Sajgó C.S., Maxwell J.R., Mackenzie A.S. (1983). Evaluation of fractionation effects during the early stages of primary migration. Organic Geochemistry, 5(2), pp. 65–73. https://doi.org/10.1016/0146-6380(83)90004-9

17. Schwark L., Stoddart D., Keuser C. et al. (1997). A novel sequential extraction system for whole core plug extraction in a solvent flow-through cell-application to extraction of residual petroleum from an intact pore-system in secondary migration studies. Organic Geochemistry, 26, pp. 19–31. https://doi.org/10.1016/S0146-6380(96)00163-5

18. Spiro B. (1984). Effects of mineral matrix on the distribution of geochemical markers in thermally affected sedimentary sequences. Organic Geochemistry, 6, pp. 543–559. https://doi.org/10.1016/0146-6380(84)90077-9

19. Tao S., Wang C., Du J., et al. (2015). Geochemical application of tricyclic and tetracyclic terpanes biomarkers in crude oils of NW China. Marine and Petroleum Geology, 67, pp. 460–467. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2015.05.030

20. Wilhelms A., Horstad I., Karlsen D. (1996). Sequential extraction – a useful tool for reservoir geochemistry. Organic Geochemistry, 24, pp. 1157–1172. https://doi.org/10.1016/S0146-6380(96)00100-3