Особенности молекулярного состава битумоидов в баженовских отложениях в северной части Западно-Сибирской платформы

Данная работа является продолжением цикла статей, посвященных исследованию молекулярного состава углеводородных соединений (УВС) в поровом пространстве пород баженовского горизонта. Исследование проводилось на образцах нефтегазоматеринской толщи (НГМТ) с органическим веществом (ОВ) смешанного и континентального состава, отобранных из двух скважин Г5 и Г6, расположенных в северной части Западной сибири. Биомаркерный анализ битумоидов из открытых, запечатанных и закрытых пор показал существенные различия в составе УВС, что позволило выделить их в две группы. различия величин биомаркерных параметров, характеризующих условия осадконакопления оВ, предполагают наличие миграционных УВС в открытых порах исследуемых образцов. Предполагаемые миграционные битумоиды обладают составом, характерным для окислительных обстановок осадконакопления материнского ОВ преимущественно континентального происхождения. Битумоиды из закрытых пор, напротив, формировались из ОВ преимущественно морского генезиса, накапливавшегося в восстановительных условиях. При этом отмечается, что миграционные битумоиды в скважинах имеют разный источник, что дополнительно подтверждается параметрами зрелости. Величины Ts/(Ts+Tm), Ts/C30, 4MDBT/1MDBT,TAI/(I+II) для миграционных битумоидов Г5 и Г6 характеризуют стадии катагенеза МК1 и МК2-3 соответственно, УВС закрытых пор – ПК3-МК1.

1. Балушкина Н.С., Калмыков Г.А., Кирюхина Т.А., Коробова Н.И., Корост Д.В., Соболева Е.В., Ступакова А.В., Фадеева Н.П., Хамидуллин Р.А., Шарданова Т.А. (2013). Закономерности строения баженовского горизонта и верхов абалакской свиты в связи с перспективами добычи нефти. Геология нефти и газа, (3), с. 48–61.

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

3. Калмыков Г. А., Балушкина Н. С. (2017). Модель нефтенасыщенности порового пространства пород баженовской свиты Западной Сибири и ее использование для оценки ресурсного потенциала. М.: ГЕОС.

4. Конторович А.Э., Пономарева Е.В., Бурштейн Л.М., Глинских В.Н., Ким Н.С., Костырева Е.А., Павлова М.А., Родченко А.П., Ян П.А. (2018). Распределение органического вещества в породах баженовского горизонта (Западная Сибирь). Геология и геофизика, 59(3), с. 357–371.

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), 12. https://doi.org/10.17353/2070-5379/12_2014

6. Ступакова А.В., Калмыков Г.А., Фадеева Н.П., Богомолов А.Х., Кирюхина Т.А., Коробова Н.И., Мальцев В.В., Пронина Н.В., Сауткин Р.С., Суслова А.А., Шарданова Т.А. (2015). К оценке ресурсов и запасов сланцевой нефти. Вестник Московского университета. Серия 4. Геология, 3, c. 3–10.

7. Ступакова А.В., Калмыков Г.А., Коробова Н.И., Фадеева Н.П., Гатовский Ю.А., Суслова А.А, Сауткин Р.С., Пронина Н.В., Большакова М.А., Завьялова А.П., Чупахина В.В., Петракова Н.Н., Мифтахова А.А (2017). Доманиковые отложения Волго-Уральского бассейна – типы разреза, условия формирования и Перспективы нефтегазоносности. Георесурсы, (Спецвыпуск), с. 112–124. http://doi.org/10.18599/grs.19.12

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

9. Тихонова М.С., Калмыков А.Г., Иванова Д.А., Видищева О.Н., Хомячкова И.О., Большакова М.А., Рязанова Т.А., Сауткин Р.С., Калмыков Г.А. (2021a). Изменчивость состава углеводородных соединений в юрских нефтегазоматеринских толщах Каменной вершины Красноленинского свода (Западная Сибирь). Георесурсы, 23(2), c. 158–169. https://doi.org/10.18599/grs.2021.2.16

10. Тихонова М.С., Калмыков А.Г., Иванова Д.А., Видищева О.В., Калмыков Г.А., Борисов Р.С. (2021b). Модель распределения углеводородных соединений в пустотном пространстве баженовского горизонта. Вестник Московского университета. Серия 4. Геология, (6), с. 98–109.

11. Cassani F., Gallango O., Talukdar S., Vallejos C., & Ehrmann U. (1988). Methylphenanthrene maturity index of marine source rock extracts and crude oils from the Maracaibo Basin. Organic Geochemistry In Petroleum Exploration, pp. 73–80, Pergamon. https://doi.org/10.1016/B978-0-08-037236-5.50013-0

12. Connan J., Cassou A.M. (1980). Properties of gases and petroleum liquids derived from terrestrial kerogen at various maturation levels. Geochimica et Cosmochimica Acta, 44(1), pp. 1–23. https://doi.org/10.1016/0016-7037(80)90173-8

13. Didyk B.M., Simoneit B.R. T., Brassell S.T., Eglinton G. (1978). Organic geochemical indicators of palaeoenvironmental conditions of sedimentation. Nature, 272(5650), pp. 216–222. https://doi.org/10.1038/272216a0

14. 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

15. Farrimond, P., Eglinton, G., Brassell, S. C., & Jenkyns, H. C. (1988). The Toarcian black shale event in northern Italy. Organic geochemistry, 13(4-6), pp. 823–832. https://doi.org/10.1016/0146-6380(88)90106-4

16. Kruge M.A., Hubert J.F., Akes R.J., Meriney P.E. (1990). Biological markers in Lower Jurassic synrift lacustrine black shales, Hartford basin, Connecticut, USA. Organic Geochemistry, 15(3), pp. 281–289. https://doi.org/10.1016/0146-6380(90)90006-L

17. Liu H., Zhang M., Li X. (2014). Genesis study of high abundant 17α (H)-diahopanes in Lower Cretaceous lacustrine source rocks of the Lishu Fault Depression, Songliao Basin, Northeast China. Chinese Journal of Geochemistry, 33, pp. 201–206. https://doi.org/10.1007/s11631-014-0679-x

18. Mohnhoff D., Littke R., Krooss B.M., 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

19. Peters K.E., Moldowan J.M. (1991). Effects of source, thermal maturity, and biodegradation on the distribution and isomerization of homohopanes in petroleum. Organic geochemistry, 17(1), pp. 47–61. https://doi.org/10.1016/0146-6380(91)90039-M

20. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. (2005). The biomarker guide. Cambridge university press, Vol 1. https://doi.org/10.1017/CBO9780511524868

21. Philp P. et al. (2021). Possible explanations for the predominance of tricyclic terpanes over pentacyclic terpanes in oils and rock extracts. Organic Geochemistry, 155, 104220. https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2021.104220

22. Price L.C., Clayton J.L. (1992). Extraction of whole versus ground source rocks: Fundamental petroleum geochemical 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

23. 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

24. Wilhelms A., Horstad I., Karlsen D. (1996). Sequential extraction—a useful tool for reservoir geochemistry. Organic Geochemistry, 24(12), pp. 1157–1172. https://doi.org/10.1016/S0146-6380(96)00100-3

25. Winters J.C., Williams J.A. (1969). Microbiological alteration of crude oil in the reservoir. Symposium on Petroleum Transformation in Geologic Environments, American Chemical Society, Division of Petroleum Chemistry, Paper PETR, 86, E22-E31.

26. Zhusheng J., Philp R.P., Lewis C.A. (1988). Fractionation of biological markers in crude oils during migration and the effects on correlation and maturation parameters Organic Geochemistry In Petroleum Exploration, pp. 561–571. https://doi.org/10.1016/B978-0-08-037236-5.50062-2