НЕФТЕХИМИЯ, 2014, том 54, № 6, с. 407-414
УДК 550.84:551.83
ОСОБЕННОСТИ СОСТАВА УГЛЕВОДОРОДОВ ПАЛЕОЗОЙСКИХ НЕФТЕЙ ЮГО-ВОСТОКА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
© 2014 г. Д. Ю. Чиркова1, Н. А. Красноярова1-2, О. В. Серебренникова1, 2, Ву Ван Хай1
Институт химии нефти СО РАН, Томск 2Национальный исследовательский Томский политехнический университет Е-таИ: natalex@ipc.tsc.ru Поступила в редакцию 07.05.2014 г.
Изучен состав биомаркеров 8 образцов палеозойских нефтей Западной Сибири отобранных с месторождений, приуроченных к Пудинскому мегавалу, Нюрольской впадине, их зоне сочленения и Красноленинскому своду. Выявлено несколько показателей состава нефтей, значение которых изменяется в зависимости от геологической структуры, в пределах которой располагается месторождение. Эти отличия могут являться свидетельством различных локальных условий образования нефтяных углеводородов (УВ). По данным о составе ароматических УВ исходное органическое вещество (ОВ) всех исследованных нефтей отлагалось в морских условиях, а накопление ОВ Нюрольской впадины и зоны сочленения протекало в фотической зоне эвксинного бассейна, о чем свидетельствует наличие арил-изопреноидов. Данные о составе насыщенных УВ указывают на солоноватоводные прибрежно-морские субокислительные условия седиментации и основные биопродуценты — морские водоросли.
Ключевые слова: палеозойские нефти, Западная Сибирь, состав насыщенных углеводородов, арил-изопреноиды.
Б01: 10.7868/80028242114060033
Вопрос о происхождении нефтей в отложениях палеозоя Западной Сибири до сих пор остается дискуссионным, хотя постановка вопроса о перспективах нефтегазоносности этих отложений не нова и имеет длительную историю [1]. Нефтегазо-носность эрозионно-тектонических выступов палеозойских пород может быть связана с высоким нефтегазогенерационным потенциалом перекрывающих их нижне-среднеюрских отложений [2, 3]. С другой стороны, палеозойские залежи могут иметь собственные нефтематеринские породы с совершенно иными, чем юрские, условиями накопления органического вещества (ОВ). От ответа на этот вопрос во многом зависит эффективность поиска и разведки новых и пополнение дебитов уже разведанных площадей. В связи с этим исследование особенностей состава нефтей, залегающих в отложениях палеозоя и коры выветривания Западной Сибири, по-прежнему актуально.
Наиболее полно на современном молекулярном уровне [4, 5] было выполнено сравнительное исследование геохимии палеозойских нефтей, приуроченных к Нюрольскому осадочному бассейну и Предъенисейской части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, идентифицированы насыщенные углеводороды-биомаркеры, и по ним проведено разделение нефтей на се-
мейства с близкими свойства: нефти морского происхождения, полигенной природы и континентального генезиса. Тем не менее, данные о составе присутствующих в нефтях моноароматических биомаркеров отсутствуют, между тем, эта группа соединений в совокупности с насыщенными структурами позволяет более точно судить об особенностях источника нефтей в палеозое Западной Сибири.
В настоящей статье рассматриваются результаты детального изучения молекулярного состава насыщенных и ароматических углеводородов 7 палеозойских нефтей юго-востока Западной Сибири. Для сравнения исследована также нефть, залегающая на западе территории.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
Были исследованы нефти Герасимовского (скв. 18), Калинового (скв. 10 и 21), Урманского (скв. 10 и 11), Северо-Останинского (скв. 5), Ма-лоичского (скв. 6) и Пальяновского (скв. 53) месторождений, расположенных в пределах Нюроль-ской впадины, Пудинского мегавала и зоны их сочленения, а также Красноленинского свода.
Выделение концентрата углеводородов (УВ) проводили методом адсорбционной хроматогра-
Таблица 1. Групповой состав углеводородных фракций исследованных нефтей
Структурный элемент Нефть Содержание, отн. %
алканы АЦ терпаны стераны арены
Пудинский мегавал Северо-Останинская 5 86.02 6.54 0.94 0.14 6.36
Зона сочленения Пудин-ского мегавала и Нюроль-ской впадины Герасимовская 18 Калиновая 21 73.35 77.56 5.31 4.88 5.6 1.94 1.53 0.24 14.21 15.38
Калиновая 10 70.9 9.49 3.37 0.12 16.13
Нюрольская впадина Малоичская 6 85.41 3.85 0.92 0.18 9.65
Урманская 11 73.52 12.02 1.08 0.04 13.33
Урманская 10 78.37 8.87 2.03 0.09 10.64
Красноленинский свод Пальяновская 53 69.14 11.5 1.11 0.04 18.21
фии на колонке с окисью алюминия IV степени активности (подвижная фаза — гексан). Детальный анализ компонентного состава осуществляли с помощью магнитного хромато-масс-спек-трометра DFS фирмы "Thermo Scientific" (Германия). Газовый хроматограф с кварцевой капиллярной колонкой фирмы "Thermo Scientific" (внутренний диаметр 0.25 мм, длина 30 м, толщина фазы 0.25 мкм, неподвижная фаза — TR-5MS, газ-носитель — гелий). Температура испарителя — 250°C, интерфейса — 250°C. Программа нагрева термостата хроматографа: Тнач = 80°C, изотерма в течение 2 мин, затем нагрев со скоростью 4 град/мин до Тмакс = 300°C. Метод ионизации — электронный удар, энергия ионизирующих электронов — 70 эВ; температура ионизационной камеры — 250°C; диапазон регистрируемых масс — 50—500 а.е.м., длительность развертки спектра — 1 с.
Хроматограммы УВ получены по общему ионному току (TIC) и характеристическим фрагмент-ным ионам (SIM). Идентификацию индивидуальных УВ проводили компьютерным поиском в библиотеке Национального Института Стандартов NIST-05, по литературным данным и реконструкцией структур по характеру ионной фрагментации при электронном ударе. Содержание отдельных групп УВ рассчитывали по суммарной площади отдельных пиков с учетом поправочных коэффициентов, определенных для характеристических ионов каждого класса соединений: для молекулярных ионов би- (m/z 128, 142, 156, 170, 184), три- (m/z 178, 192, 206, 220), тетра- (m/z 202, 216, 230) и пентаароматических (m/z 252, 266) УВ, для фрагментных ионов три-, тетра- и пентацик-лических терпанов (m/z 191), бициклических терпа-нов и секогопанов (m/z 123), алканов (m/z 57), ал-килциклогексанов (m/z 83 и 97), стеранов (m/z 217 и
218), н-алкилбензолов и арилизопреноидов (m/z 92 и 133 соответственно).
РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ
Месторождения исследованных нефтей приурочены к различным геологическим структурам, выделенным в юрском осадочном комплексе [6]. Корректность использования юрских структур рельефа для группировки палеозойских нефтей определяется тем, что юрский комплекс повторяет палеорельеф доюрского фундамента.
Среди алифатических УВ исследованных неф-тей алканы нормального строения составляют 69—86% (табл. 1) с преобладанием низкомолекулярных гомологов С12—С15, что говорит об основном вкладе морских водорослей в формирование исходного ОВ. Отмечены пониженные концентрации гомолога С19 для всех нефтей. Коэффициент нечетности (СР1) близок к 1 (0.96—1.07), что свидетельствует о зрелости ОВ, пристан преобладает над фитаном (1,1—3,84), а величина соотношения н-С27/н-С17 меньше единицы (0.15—0.46). На долю алкилциклогексанов (АЦ) состава С10—С37 приходится до 12% от суммы идентифицированных УВ. Метилалкилциклогексаны (МАЦ) представлены гомологами от С11 до С36 и присутствуют во фракции УВ также в довольно высокой концентрации (2.8—4.7 отн. %).
Суммарное содержание терпанов в смеси идентифицированных УВ, представленных би- (сескви-терпаны), три-, тетра- и пентациклическими структурами, изменяется в пределах 0.92—5.6% (табл. 2). Идентификация терпанов проведена в соответствии с [7]. Сесквитерпаны включают изомеры нордримана, дримана и гомодримана. Их вклад в содержание терпанов достигает 97.14% в палья-новской нефти и варьирует от 39% до 96% в неф-
Таблица 2. Состав терпанов в исследованных нефтях
Содержание, отн. %
Структурный элемент Нефть бицик-лические трицик-лические тетра-циклические пента-циклические секогопа-ны
Пудинский мегавал Северо-Останинская 5 61.6 6.8 0.6 28.9 2.1
Зона сочленения Герасимовская 18 52.9 8.9 1.5 35.3 1.3
Калиновая 21 79.9 8.1 0.6 10.4 1.0
Калиновая 10 90.8 2.3 0.1 6.5 0.3
Нюрольская впадина Малоичская 6 39.2 12.5 1.1 47.2 0
Урманская 11 96.2 0.9 0.1 2.7 0.2
Урманская 10 91.1 4.0 0.2 4.3 0.4
Красноленинский свод Пальяновская 53 97.1 1.0 0.0 1.6 0.2
тях юго-востока Западной Сибири. Все исследованные нефти характеризуются преобладанием дриманов, только для нефти Пудинского мегава-ла отмечено преобладание гомодриманов.
Отмечена достаточно высокая концентрация С23 трициклического терпана для нефти Калиновая 21, что может указывать на известковую среду седиментации [8, 9]. Показатель отношения три-циклических терпанов С26/С25, возрастающий при увеличении вклада озерной органики [5], для неф-тей зоны сочленения изменяется в интервале от 0.46—0.64, для Нюрольской впадины — 0.6—0.72, для Красноленинского свода — 0.87, а для Пудинского мегавала достигает 0.99.
Пентациклические терпаны представлены соединениями ряда гопана и гаммацераном. Параметры состава гопанов используются для оценки степени катагенетических преобразований в неф-тях, так как под воздействием температуры не происходит перестройка основного углеродного скелета гопанов, но отдельные представители обладают различной термической устойчивостью [10]. По показателю 27Ts/27Tm (5.3) пальянов-ская нефть является в большей степени термически преобразованной, а остальные нефти — менее зрелые (0.7—2.2).
8,14-Секогопаны состава С27, С29-С32 были обнаружены во всех образцах нефтей, кроме мало-ичской. Их доля не превышает 2.1% от общего содержания терпанов в исследованных нефтях (табл. 2). Величина отношения содержания секо-гопанов (по m/z 123) к С30 гопану (по m/z 191) максимальна на Калиновой площади и достигает 12.8, а для остальных нефтей это отношение не превышает 3.9. Повышение содержания секого-
панов по сравнению с гопанами может быть обусловлено их большей термической устойчивостью. По мере термического преобразования нефти происходит снижение доли гопановых структур [11]. Полученные данные указывают на большую катагенетическую преобразованность нефти Калиновой площади по сравнению с остальными. Такое различие в определении термической зрелости н
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.