Геохимия, 2021, T. 66, № 12, стр. 1077-1105

Современные представления о геохимии органического вещества и нафтидов мезозойских отложений арктических районов Западной Сибири

Е. А. Фурсенко ab*, А. И. Бурухина ab**, Н. С. Ким ab***, А. П. Родченко a****

a Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН
630090 Новосибирск, пр. академ. Коптюга, 3, Россия

b Новосибирский государственный университет
630090 Новосибирск, ул. Пирогова, 1, Россия

* E-mail: fursenkoea@ipgg.sbras.ru
** E-mail: burukhinaai@ipgg.sbras.ru
*** E-mail: kimns@ipgg.sbras.ru
**** E-mail: rodchenkoap@ipgg.sbras.ru

Поступила в редакцию 05.08.2020
После доработки 05.11.2020
Принята к публикации 22.12.2020

Полный текст (PDF)

Аннотация

В работе приведен аналитический обзор исследований, в которых обсуждаются вопросы геохимии органического вещества юрско-мелового комплекса арктических районов Западной Сибири и генетически связанных с ними нефтей, конденсатов и углеводородных газов. Основными нефтематеринскими толщами в этом регионе считают верхнеюрскую баженовскую свиту, одновозрастные гольчихинскую (верхняя часть) и яновстанскую (средняя часть) свиты. В отличие от классической баженовской свиты центральных районов Западной Сибири верхнеюрское нефтематеринское аквагенное органическое вещество (ОВ) арктического региона характеризуется примесью террагенной органики и окисленностью в диагенезе, что отражается на его составе и на составе генетически связанных с ним нефтей и конденсатов. Эти УВ флюиды аккумулированы главным образом в залежах нижнего мела. Нефтематеринскими являются также нижнесреднеюрские обогащенные смешанным высокозрелым органическим веществом зимняя, шараповская, китербютская, лайдинская и малышевская свиты. В Енисей-Хатангском районе и на востоке п-ва Гыдан нефти и конденсаты, генерированные этими толщами, обнаружены в среднеюрских залежах, а на п-ве Ямал и на западе п-ва Гыдан – в юрских и в меловых залежах. Способными к нефтегенерации считают обогащенные аквагенным органическим веществом глинистые прослои слабоизученных верхнеюрских сиговской и абалакской свит, низы нижнего мела (нижнехетская, шуратовская и ахская свиты). Практически весь юрско-меловой комплекс пород обладает газоматеринскими свойствами. В качестве основных источников углеводородных газов выделяют нижнесреднеюрские отложения, а также верхнеюрские породы с высокозрелым ОВ. Источником изотопно легких сухих газов апт-альб-сеноманских залежей рассматривают террагенное (углистое) ОВ меловых отложений ранних стадий катагенеза. Вопрос о вкладе раннекатагенных газов в газоносность региона является дискуссионным. Очаги нефтегазогенерации арктических районов Западной Сибири локализованы в наиболее погруженных, депрессионных зонах рассматриваемого района и к югу от него. Следует отметить, что значительный объем опубликованных исследований по геохимии ОВ весьма разнороден, соответственно, существует необходимость в детализации геохимических исследований юрско-меловых отложений этого района в целом, и в первую очередь для его наиболее северных участков.

Ключевые слова: п-ов Ямал, п-ов Гыдан, Енисей-Хатангский район, органическая геохимия, органическое вещество, нефть, конденсат, углеводородный газ, нефтегазоматеринская толща, биохемофоссилии, пиролиз, главная зона нефтеобразования, глубинная зона газообразования

ВВЕДЕНИЕ

На сегодняшний день в связи с возрастающей интенсификацией освоения месторождений нефти и газа в арктических районах Западной Сибири исследования, направленные на оценку перспектив нефтегазоносности этих районов, являются весьма актуальными. Значительное место в таких исследованиях занимает геохимическое изучение органического вещества (ОВ), нефтей, газоконденсатов и углеводородных (УВ) газов. Как известно, одним из необходимых условий нефтегазоносности является присутствие в осадочном бассейне нефтегазоматеринских толщ (НГМТ). Способность этих пород к нефтегазогенерации и ее масштабы определяют в соответствии с современным комплексом геохимических показателей. На начальном этапе катагенеза и в условиях главной зоны нефтеобразования (ГЗН) аквагенный (сапропелевый) фациально-генетический тип ОВ продуцирует, главным образом, нефти, а образование преимущественно газообразных УВ происходит за счет террагенного (гумусового) ОВ на всех этапах катагенеза (Конторович, 1976; Peters et al., 2005). Основными параметрами, по которым реконструируют фациально-генетический тип ОВ, являются изотопный состав углерода и молекулярно-массовое распределение органических соединений-биохемофоссилий в составе битумоидов. Распределение Сорг (% на породу) в породах и количество продуктов, высвобождающихся при термическом воздействии на ОВ пород (пики S1 (десорбция) и S2 (крекинг керогена), водородный индекс HI) (Лопатин, Емец, 1987; Peters et al., 2005), используют для оценки масштабов нефтегазообразования. Пиролитический показатель Tmax, углепетрографическая информация и биомаркерные параметры позволяют определять уровень зрелости ОВ, т.е. их соответствие основным этапам его термокаталитического преобразования: раннекатагенное образование, преимущественно газообразных УВ; нефте- и газогенерация в ГЗН; образование УВ газов за счет термического крекинга ОВ в высокотемпературной глубинной зоне газообразования (ГЗГ). Геохимические характеристики ОВ позволяют определять способность НГМТ к нефтегазогенерации, за счет которой формируются промышленные скопления УВ флюидов. Сопоставление особенностей их состава с геохимией ОВ НГМТ дают возможность выявлять очаги нефтегазогенерации и оценивать ее масштабы.

Рассматриваемый район (рис. 1) охватывает западную часть Енисей-Хатанского региона, п-в Гыдан и Ямал, которые согласно нефтегазогеологическому районированию Западной Сибири и северо-западных районов Восточной Сибири соответствуют одноименным нефтегазоносным областям (НГО) (Конторович и др., 1994а, 1994б). На северо-западе Ямальская НГО граничит с Южно-Карской преимущественно газоносной областью. В южной части рассматриваемый район охватывает северные окраины (с запада на восток) Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО. В Западной Сибири, включая ее арктические районы, нефтегазоносными являются юрско-меловые отложения, которые характеризуются благоприятным чередованием проницаемых толщ и флюидоупоров. В этом возрастном диапазоне выделяют нижне-среднеюрский (1300–2400 м, до 500 м над выступами фундамента), верхнеюрский (до 200 м на п-ве Ямал; до 950 м на п-ве Гыдан; 750–1300 м в Енисей-Хатангском районе), ниженемеловые берриас-аптский (700–1250 м на п-ве Ямал; 1250–1400 м на п-ве Гыдан; 200–3500 м в Енисей-Хатангском районе) и апт-альб-сноманский (до 1000 м на п-ве Ямал; 650–1500 м на п-ве Гыдан; 300–1000 м в Енисей-Хатангском районе) нефтегазоносные комплексы (Конторович и др., 1994а, 1994б; Скоробогатов и др., 2003; Решение…, 2004; Скоробогатов, Строганов, 2006). Юрско-меловые нефтегазоносные отложения залегают на вулканогенно-осадочных и терригенных породах триаса и палеозоя, и перекрываются непроницаемыми морскими глинами верхнего мела. Общая мощность осадочного плитного комплекса изменяется от 500 м на выступах фундамента и зонах поднятий до 10–12 км на погруженных участках (Конторович и др., 1975; Скоробогатов и др., 2003; Скоробогатов, Строганов, 2006; Ступакова и др., 2014). В отличие от центральных районов арктическая часть Западной Сибири является зоной преимущественного газонакопления (Конторович и др., 1994а, 1994б; Казаненков и др., 2014). Жидкие нафтиды обнаружены, главным образом, в виде газоконденсатных оторочек газовых залежей или как самостоятельные газоконденсатные скопления, намного реже встречаются нефтяные оторочки газоконденсатных и газовых залежей, самостоятельные нефтяные залежи. В рассматриваемом районе месторождения с крупными нефтяными залежами локализованы в основном в его юго-восточной части (Ванкорское, Сузунское, Находкинское и Мессояхские месторождения) (рис. 1) (Клещев, Шеин, 2010). В Ямальской и Гыданской НГО в отложениях нижнего мела встречаются единичные самостоятельные нефтяные залежи (Западно-Тамбейское, Геофизическое, Новопортовское, Ростовцевское, Утреннее (Салмановское) месторождения) (Клещев, Шеин, 2010). В нижнесреднеюрских породах открыты залежи газов и газоконденсатов, главным образом, на п-ве Ямал. На Бованенковском и Новопортовском месторождениях УВ залежи обнаружены на всех стратиграфических уровнях мезозойского нефтегазоносного комплекса.

Рис. 1.

Обзорная карта-схема рассматриваемого района.

НЕФТЕГАЗОГЕНЕРАЦИОННЫЙ ПОТЕНЦИАЛ И ОРГАНИЧЕСКАЯ ГЕОХИМИЯ ТРИАСОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

Согласно принятой стратиграфической схеме мезозоя Западной Сибири на п-ве Ямал в объеме нижнего триаса выделяют вулканогенно-осадочную тиутейскую серию, сложенную известняками, мергелями, углистыми аргиллитами, базальтами (Казаков и др., 2002; Решение…, 2004). Восточнее, в Енисей-Хатангском районе и на п-ве Гыдан этот возрастной диапазон характеризует преимущественно вулканогенная красноселькупская серия. Вулканогенно-осадочные образования нижнего триаса перекрываются терригенной тампейской серией, в том числе угленосными породами среднего и верхнего триаса. При этом, согласно (Казаков и др., 2002; Решение…, 2004), с запада на восток условия седиментации изменяются от континентальных до прибрежно-морских. В работе (Скоробогатов, Строганов, 2006) отмечается, что в Енисей-Хатангском районе триас может быть представлен значительным объемом пород морских фаций. Особенности геохимии ОВ триаса в арктических районах не изучались, т.к. эти толщи вскрыты единичными скважинами. Преимущественно континентальные и прибрежно-морские условия формирования, наличие углистых остатков и прослоев, указывают, что возможно обогащенные террагенным ОВ породы этого возраста могли быть газоматеринскими. Единичные замеры отражательной способности витринита, установленные региональные закономерности изменения катагенеза ОВ и его глубинная зональность позволили А.Н. Фомину (2011) определить, что зрелость ОВ триаса арктических районов соответствует, главным образом, апокатагенезу. Таким образом, имеющиеся свидетельства присутствия в триасе рассматриваемого района террагенного ОВ и его высокая катагенетическая преобразованность не позволяют высоко оценивать его нефтегазогенерационные свойства.

НЕФТЕГАЗОГЕНЕРАЦИОННЫЙ ПОТЕНЦИАЛ И ОРГАНИЧЕСКАЯ ГЕОХИМИЯ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

На триасовых осадочных породах плитного комплекса и палеозойском фундаменте залегают юрские отложения. Нижнесреднеюрский разрез арктических районов начинается с мощной толщи песчаников с подчиненными прослоями алевролитов и глин зимней свиты (J1h-p, до 600 м) (рис. 2) (Решение…, 2004; Казаненков и др., 2014). Далее, снизу вверх по разрезу, выделяют последовательно чередующиеся преимущественно глинистые (левинская (J1p, 10–80 м), китербютская (J1t, 40–60 м), лайдинская (J2a, 45–100 м), леонтьевская (J2b, 75–475 м)) и песчаные (шараповская (J1p, 100–200 м), надояхская (J1t, 185–300 м), вымская (J2b, 70–250 м), малышевская (J2bt, 200–300 м)) свиты. На п-ве Ямал на песчаниках малышевской свиты залегают аргиллиты абалакской (J2bt – J3v, 10–40 м) или нурминской (J2bt – J3v, 50–100 м), выше по разрезу, баженовской (J3v – K1b, 7–90 м) свит (рис. 2). В крайних южной и юго-западной частях полуострова в объеме келловея‑верхней юры выделяют глинистую даниловскую свиту (до 120 м). На п-ве Гыдан и на северо-западе Енисей-Хатангского района келловей-верхнеюрский разрез представлен гольчихинской свитой (J2bt – K1b, до 950 м) (рис. 2), сложенной аргиллитами с прослоями алевролитов и песчаников. В юго-западной части рассматриваемого района, объем верхнего бата-келловея характеризует глинистая точинская свита (J2bt – J2k, 25–200 м) с подстилающей ее пахомовской песчаной пачкой. Выше по разрезу залегают преимущественно песчаники сиговской свиты (J2k – J3km, 40–400 м), которая перекрывается глинами яновстанской свиты (J3km – K1b, до 700 м). По всему юрскому разрезу наблюдается чередование пород разного литотипа, которое объясняют эвстатическими колебаниями уровня моря: формирование преимущественно песчаных проницаемых толщ соответствует прибрежно-морским и континентальным (на периферии бассейна, например, на юго-западе п-ва Ямал) условиям осадконакопления, а глинистых слабопроницаемых отложений – преимущественно морским условиям максимумов трансгрессивных этапов развития бассейна седиментации (Конторович и др., 1975; Решение…, 2004; Никитенко, 2009; Конторович и др., 2013а). Мощности юрских отложений значительно различаются: увеличиваются в зонах тектонического опускания и резко уменьшаются в зонах поднятий (Конторович и др., 1994а, 1994б; Решение…, 2004; Строганов, Скоробогатов, 2006).

Рис. 2.

Принципиальная схема строения юрского продуктивного комплекса арктической части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (соответствует работе (Казаненков и др., 2014) с сокращениями). Примечание: 1 – глубокие скважины; 2 – региональные фациальные замещения; 3 – региональные нефтепроизводящие отложения; 4 – региональные флюидоупоры; 5 – региональные проницамые комплексы; 6 – доюрский комплекс пород; 7 – газоконденсатные залежи; 8 – свиты согласно (Решения…, 2004); 9 – НГО (названия см. на рис. 1); 10 – линия разреза.

Нижнеюрские отложения и лайдинская свита (J2a) северных и арктических районов Западной Сибири геохимическими исследованиями охарактеризованы довольно скудно (табл. 1). Средние содержания Сорг в аргиллитах и алевритистых аргиллитах этого возрастного диапазона составляют 0.8–1.9% на породу, при этом доля образцов с Сорг ниже 1% варьирует от 32 до 65% (Филипцов и др., 1998; Болдушевская, 2001; Гурари и др., 2005; Конторович и др., 2013а; Ким, Родченко, 2013). Породы, расположенные в наиболее погруженных участках, находятся в глубинной зоне газообразования. В зимней, шараповской и китербютской свитах в составе ОВ отмечается значительная доля аквагенной составляющей (Конторович и др., 2013а; Ульянов 2011; Бостриков, Ларичев, 2016; Афанасенков и др., 2018). Однако для них установлены низкие значения водородного индекса HI (<200 мг УВ/г Сорг) (табл. 1), что обусловлено существенной реализацией генерационного потенциала за счет высокой катагенетической преобразованности ОВ.

Таблица 1.  

Нефтегазогенерационный потенциал и геохимия органического вещества юрских отложений арктических районов Западной Сибири

Возраст вмещающих отложений (свита) Параметры Геохимическая интерпретация Ссылки
Сорг, % на породу данные пиролиза: HI, Tmax δ13Сорг, ‰ соотношения УВ состава
J3v (баженовская) 0.8–7.0 увеличивается к С и С-З HI 147–305 до >500 мг УВ/г Сорг
Tmax 440–460 °С
  Пр/Фт 2.6; стераны С2927 0.6; CPI 1.1; ГС30/(Г С30 + М С30) 0.9; Ts/Tm 0.5
стераны С29: 20S/(20S + 20R) 0.51, ββ/(ββ + αα) 0.48
Гг С31: 22S/(22S + 22R) 0.6
MPI 0.7; MPR 0.8; ТАС20/(ТАС20 + ТАС28) 0.7
Аквагенный генотип ОВ в прослоях с примесью террагенного. Катагенез на уровне МК2– МК3 (ГЗН, в погруженных участках завершающая стадия нефтеобразования) Лопатин и др., 1987, 1992; Чахмахчев и др., 1995; Скоробогатов, Строганов, 2006; Ульянов, 2011; Ступакова и др., 2014;
Дешин и др., 2017; Дешин, Бурштейн, 2018; Конторович и др., 2018, 2019; Samoilenko et al., 2019
J3 (гольчихинская) В среднем 0.24–1.80 до 7 (п-в Гыдан); 0.5–5.0 до 10 (ЕХР);
В.ч. обогащена по сравнению с Н.ч. (исключая прослои с углефицированным детритом – до 10%)
HI 35-194 до 400 мг УВ/ г Сорг в верхней части
Tmax 429–449 до 460–488°С в нижней части
В.ч. –31…–30;
Н.ч. –25…–24
В.ч.: Пр/Фт 1.9–3.6; стераны С2927 ~ 1; ITC < 1; Гг С3534 0.4–0.7
Н.ч.: Пр/Фт 3.5-4.7; стераны С2927 ⪢ 1; ITC ⪢ 1; Гг С3534 0.4–0.5
Продукты термолиза (п-в Гыдан): Пр/Фт 1.3–1.5 (САВ), 0.8–0.9 (керогены); стераны С2927 ~ 1
Обогащенная аквагенным ОВ верхняя часть свиты имеет высокий нефтегенерационный потенциал; накопление этой толщи происходило в слабовосстановительных условиях, уровень зрелости соответствует ГЗН.
Нижняя часть свиты обогащена окисленным террагенным ОВ, находится в конце ГЗН, а в погруженных районах в ГЗГ
Филипцов и др., 1998; Болдушевская, 2001; Ким, Родченко, 2013; Родченко, 2016; Шадрина и др., 2018; Афанасенков и др., 2018, 2019; Гордадзе и др., 2019; Никитенко и др., 2020
J3 (яновстанская) В среднем 0.7–1.6 до 5–6 (в С.ч.) и 2–3 (в Н.ч.) HI 115–135 (В.ч.), до 400–500 мг УВ/г Сорг (С.ч.)
Tmax 433–448°С (повышается с глубиной)
В.ч. –32…–31;
Н.ч. ~ –25
Для С. ч.:
Пр/Фт 1.8–2.6; стераны С2927 1.0–1.1; ITC 0.6; CPI ≈ 1 (до ⪢1); Ts/Tm 0.0–5.0
стераны С29: 20S/(20S+20R) 0.1–0.6, ββ/(ββ+αα) 0.5–0.8;
4-/1-МДБТ 0.9–9.5; ТА(I)/TA(I+II) 9–62
Обогащенная аквагенным ОВ пачка с превосходным нефтегенерационным потенциалом локализована в средней части свиты; накопление этой толщи происходило в восстановительных условиях (но в меньшей мере по сравнению с ба-женовской свитой); уровень зрелости в погруженных час-тях рассматриваемого района соответствует ГЗН; в районе Ванкорского месторождения ОВ не вступило в активную генерацию нефти Филипцов и др., 1998, 2006; Болдушевская, 2001; Ларичев и др., 2003; Гончаров и др., 2009а, 2011; Ким, Родченко, 2013; Родченко, 2016; Афанасенков и др., 2019
J3km-o (сиговская, точинская) В среднем
сиговская св. 0.6–2.9; точинская св. 1.2–2.7
Cиговская св.
HI 60–160 мг УВ/г Сорг
Tmax 430–460°С;
точинская св.
HI 65–170 мг УВ/г Сорг
Tmax 433–447°С
Cиговская св. –30…–25;
точинская св. –26…–23;
Сиговская св. Пр/Фт > 2, стераны С2927 > 1, Гг С35/ С34 0.4–0.8 Террагенный генотип ОВ, невысокий газогенерационный потенциал, невысоким нефтегенерационный потенциалом могут обладать аквагенные прослои сиговской свиты; уровень зрелости соответствует ГЗН.
Повышенные Сорг характерны для прослоев, обогащенных обугленным растительным детритом
Болдушевская, 2001; Ларичев и др., 2003; Гончаров др., 2011; Ким, Родченко, 2013; Родченко, 2016; Афанасенков и др., 2019
J2bt (малышевская, п-ва Ямал и Гыдан) 0.5–9.5, увеличивается к С-З, в среднем 2.5–3.5 HI, главным образом <180 мг УВ/г Сорг в богатых Сорг прослоях ⪢200
Tmax 440–480 °С, на юге п-ва Ямал 424–430 °С
н/д Пр/Фт 1.5–4.0, стераны С2927 1.6–1.7; CPI ≈ 1; Ts/Tm 0.9–1.7 Террагенный и смешанный генотип ОВ с прослоями, обогащенными аквагенным ОВ. Высокий, прослоями превосходный нефтегазогенерационный потенциал. Катагенез на уровне МК2, завершающая стадия нефтеобразования, в погруженных участках – начало ГЗГ. На юге п-ва Ямал наименее зрелое ОВ Лопатин и др., 1987; 1992; Скоробогатов и др., 2003; Гурари и др., 2005; Попов, Исаев, 2011; Ульянов, 2011; Конторович и др., 2013а, 2013б; Дешин и др., 2017; Дешин, Бурштейн, 2018; Афанасенков и др., 2018
J2bt (малышевская, ЕХР) В среднем 0.7–3.0 до 60 и более в У HI 36–371 мг УВ/г Сорг
Tmax 435–460°С
–27…–23
(один анализ –31)
Пр/Фт 3–5, стераны С2927 > 1, ITC > 1 Террагенный и аквагенный генотип ОВ, превосходный нефтегазогенерационный потенциал обогащенных ОВ прослоев. В погруженных участках генерационный потенциал реализован Филипцов и др., 1998; 2006; Болдушевская, 2001; Ларичев и др., 2003; Гончаров и др., 2011; Ким, Родченко, 2013
J2b (леонтьевская, п-ва Ямал и Гыдан) 0.5–3.0 HI < 220 мг УВ/г Сорг
Tmax 430–475°С
н/д Пр/Фт > 2; стераны С2927 0.7 CPI 1.1; Ts/Tm 0.9;
стераны С29: 20S/(20S + 20R) 0.5; ββ/(ββ + αα) 0.5;
MPI 0.8; MPR 1; ТАС20/(ТАС20 + ТАС28) 0.9
Террагенный и смешанный генотип ОВ, частично реализованный газо- и нефтегазогенерационный потенциал.
Уровень катагенеза увеличивается к северу от MK1 (Новопортовское месторождение) до МК3 (Харасавейское месторождение)
Чахмахчев и др., 1995; Гурари и др, 2005; Ульянов, 2011; Бостриков, Ларичев, 2016; Афанасенков и др., 2018; Соболева и др., 2019
J2b (леонтьевская, ЕХР) В среднем 1.2–1.5
до 2 в Арг.
HI 46–139 мг УВ/г Сорг
Tmax 442–468 °С
–27…–24 н/д Террагенный и смешанный генотип ОВ, невысокий, частично реализованный преимущественно газогенерационный потенциал Филипцов и др., 1998; Болдушевская, 2001; Ким, Родченко, 2013
J2b (вымская, п‑ва Ямал и Гыдан) 1.6–9.3, в среднем 3.8 HI < 240 мг УВ/г Сорг
Tmax 451–510°С
н/д Пр/Фт 1.3; стераны С2927 1.2; CPI ≈ 1; Ts/Tm 0.6 (скв. Харасавейская-103) Смешанный и террагенный генотип ОВ, невысокий, частично реализованный преимущественно газогенерационный потенциал. На севере п-ва Ямал (скв. Харасавейская-103) преобладание аквагенного ОВ с реализованным нефтегазогенерационным потенциалом Лопатин и др., 1987; Скоробогатов и др., 2003; Гурари и др, 2005; Афанасенков и др., 2018; Шадрина и др., 2018
J2b (вымская, ЕХР) В среднем 0.6–2.7 HI < 150 мг УВ/г Сорг при Tmax > 460°С
до 350 мг УВ/г Сорг в слабозрелых породах
–29…–23 н/д Террагенный и смешанный генотип ОВ, невысокий, частично реализованный, преимущественно газогенерационный потенциал Филипцов и др., 1998; Болдушевская, 2001; Ким, Родченко, 2013
J2a (лайдинская, п-ва Ямал и Гыдан) 0.5–2.4, в среднем 1.5–1.9 HI < 240 мг УВ/г Сорг
Tmax 445–500°С
н/д Пр/Фт 1.3–1.9 Террагенный и смешанный генотип ОВ, невысокий нефтегазогенерационный потенциал. Катагенез на уровне МК2-3, завершающая стадия нефтегенерации, в погруженных зонах – ГЗГ Ульянов, 2011; Бостриков, Ларичев, 2016; Соболева и др., 2019
J1 (включая лайдинскую, ЕХР) В среднем 1.4 HI 50–110 (редко до 180) мг УВ/г Сорг
Tmax 450–455°С
–27…–25 Стераны С2927 > 1.74; ITC ⪢ 1 Террагенный генотип ОВ. Генерационный потенциал пород в значительной мере реализован, катагенез на уровне МК2, в погруженных зонах до МК3 Конторович и др., 1994б; Филипцов и др., 1998; Болдушевская, 2001; Ким, Родченко, 2013
J1t (надояхская, п-ва Ямал и Гыдан) 0.7–1.9, в среднем 1.7 HI 20 мг УВ/г Сорг
Tmax 536°С (скв. Харасавейская-103)
н/д Пр/Фт 1.4; стераны С2927 1.2; CPI ≈ 1; Ts/Tm 0.8 (скв. Харасавейская-103) Смешанный генотип ОВ с преобладанием террагенного ОВ. Катагенез на уровне завершающей стадии нефтегенерации. На севере п-ва Ямал (скв. Харасавейская-103) преобладание аквагенного ОВ с реализованным нефтегазогене-рационным потенциалом Скоробогатов и др., 2003; Гурари и др., 2005; Ульянов, 2011
J1t (китербютская, п-в Ямал и Гыдан) 0.4–5.2, в среднем 1.7 HI 50–180 мг УВ/г Сорг
Tmax 445–470 °С
–28…–26 н/д Смешанный генотип ОВ со значительной долей аквагенного ОВ. Реализованный нефтегазогенерационный потенци-ал. Катагенез на уровне МК2, в погруженных зонах до МК3 (главным образом ГЗГ) Конторович и др., 1994а; Гурари и др., 2005; Ульянов, 2011; Бостриков, Ларичев, 2016; Афанасенков и др., 2018; Соболева и др., 2019
J1p (шараповская, п-в Ямал и Гыдан) 0.3–1.6, в среднем 1.3 HI < 60 мг УВ/г Сорг
Tmax до 480 °С
н/д Пр/Фт 1.0–1.6; стераны С29/ С27 1.0–1.2; CPI ≈ 1; Ts/ Tm 1.1–1.2 (скв. В.-Бованенковская-11) Смешанный генотип ОВ, прослоями с преобладанием аквагенной составляющей (скв. В.-Бованенковская-11). Нефтегенерационный потенциал исчерпан. Невысокий преимущественно газогенерационный потенциал. Катагенез на уровне МК2-3 (главным образом ГЗГ) Скоробогатов и др., 2003; Гурари и др., 2005; Ульянов, 2011
J1p (левинская, п-в Ямал) 0.2–1.5, в среднем 1.1 HI 30–100 мг УВ/г Сорг
Tmax 455–480 °С
н/д Максимум распределения н-алканов на С21-23 Террагенный генотип ОВ. Невысокий газогенерационный потенциал. Катагенез на уровне МК3 (ГЗГ) Гурари и др., 2005; Ульянов, 2011; Бостриков, Ларичев, 2016; Соболева и др., 2019
J1p (зимняя, п-в Ямал) 0.3–1.7, в среднем 1.3 н/д н/д н/д Смешанный генотип ОВ со значительной долей аквагенного ОВ. Нефтегенерационный потенциал исчерпан. Катагенез на уровне МК3 (ГЗГ) Гурари и др., 2005; Конторович и др., 2013а

Примечания. н/д – нет данных; ЕХР – Енисей-Хатангский район; Арг. – аргиллиты; А. – алевролиты; У. – угли; Н.ч. – нижняя часть; С.ч. – средняя часть; В.ч. – верхняя часть; ГЗН – главная зона нефтеобразования; ГЗГ – глубинная зона газообразования; Дг – диагопан(ы); Г – гопан(ы); Гг – гомогопан(ы); М – моретан(ы); ТАС – триароматические стероиды; САВ – смолисто-асфальтеновые вещества; HI – hydrogen index (водородный индекс, отношение количества вещества, высвобождающегося при термическом крекинге керогена (пиролитический пик S2) к содержанию Сорг в пробе); Tmax – температура максимального выхода УВ в пиролитическом пике S2; Пр/Фт – пристан/ фитан; CPI = 0.5 × [(∑н-алканы С25, 27, 29, 31, 33/∑н-алканы С26, 28, 30, 32, 34) + (∑н-алканы С25, 27, 29, 31, 33/∑н-алканы С24, 26, 28, 30, 32)]; Ts/Tm – 18α-22,29,30-триснорнеогопан/17α-22,29,30-трисноргопан; ITC = 2 × ∑трицикланы C19–20/∑трицикланы С23–26; ТА(I)/TA(I+II) – ТАС ∑С20–21/ТАС (∑С20–21 + ∑С26–28); ТАСИ = (ТАС С21–22)/∑ТАС; 4-/1-МДБТ – 4-метил/1-метилдибензтиофен; MPR = 2-метил/1-метилфенантрен; ФИ = 2-метилфенантрен/∑(фенантрен + метилфенантрены); ДБТИ = (2- + 3-метилдибензотиофен)/∑(дибензтиофен + метилдибензтиофены); Ф/ДБТ = ∑(фенантрен + метилфенантрены)/∑(дибензтиофен + метилдибензтиофены); MPI = (3-метил + 2-метилфенантрен)/(9-метил + 1-метилфенантрен). Стадии катагенеза соответствуют шкале, приведенной в работе (Конторович, 1976; Фомин, 2011).

Породы средней юры на территории п-ова Ямал и Гыдан обогащены (в среднем по свитам Сорг 1.8–3.8% на породу) (табл. 1) преимущественно террагенным ОВ, связанным с высшей наземной растительностью, или ОВ смешанного генезиса. Однако в каждой из этих свит наблюдаются прослои аргиллитов, где по распределению УВ-биомаркеров (стераны и трицикланы) диагностировано преобладание аквагенного ОВ (Конторович и др., 2013а; Скоробогатов и др., 2003; Чахмахчев и др., 1995). Аквагенный тип исходного ОВ подтверждается изотопным составом углерода малышевского и вымского битумоидов из скв. Бованенковская-116 (–29.5…–26.5‰) (Лопатин и др., 1992). В работе (Лопатин и др., 1987) на примере Бованенковской площади показано, что аргиллиты малышевской и вымской свит с повышенными HI (175–285 мг УВ/г Сорг, кероген II типа) обладают достаточно высоким нефтегенерационным потенциалом. Уровень их зрелости (МК2) оптимален для его реализации, что, по мнению авторов, привело к аккумуляции жидких УВ в близлежащих песчаных пластах. Кроме жидких УВ, среднеюрские отложения, особенно в наиболее погруженных частях рассматриваемого района, где достигли ГЗГ, генерировали значительные количества УВ газов. В Енисей-Хатангском районе в среднеюрских вымской и леонтьевской свитах содержания Сорг и значения параметра HI находятся примерно на том же уровне, что и для нижнеюрских отложений (табл. 1). Однако для пород вымской свиты с низким катагенезом ОВ, приуроченных к бортам поднятий, значения HI могут достигать 350 мг УВ/г Сорг (Ким, Родченко, 2013), что вместе с данными по легкому изотопному составу Сорг позволяет предполагать не только террагенный, но и смешанный генотип ОВ этих толщ. В обогащенных ОВ прослоях малышевской свиты (J2bt) Сорг в среднем составляет 2–3% на породу (Гончаров и др., 2011; Ким, Родченко, 2013). Повышенные содержания Сорг связаны с высокой угленасыщенностью пород. Значительные содержания углистого вещества и обогащенность изотопом 13С свидетельствует о преимущественно террагенном генотипе ОВ малышевской свиты. Вместе с тем, результаты изучения молекулярного состава битумоидов (Пайяхская и Южно-Носковская площади) позволили выявить в ней аквагенные прослои (Ким, Родченко, 2013).

Таким образом, согласно опубликованным исследованиям (табл. 1), в рассматриваемом районе обогащенные преимущественно террагенным или смешанным высокозрелым ОВ нижнесреднеюрские толщи прошли стадии нефте- и газообразования, т.е. реализовали свой генерационный потенциал (Конторович и др., 1994а, 1994б, 2013б; Филипцов, 1998; Фомин, 2011; Болдушевская, 2001; Ступакова и др., 2014). Несмотря на невысокий современный газогенерационный потенциал, значительные суммарные мощности тонкозернистых пород этого возраста могли генерировать значительные объемы УВ флюидов. Согласно бассейновому моделированию (Конторович и др., 2013а) более 70% УВ газов юрско-меловых залежей Ямало-Гыданского района поступило из нижнесреднеюрских пород. Нижнеюрские свиты, обогащенные смешанным, с высокой долей аквагенного, ОВ (табл. 1), считают одним из источников жидких УВ (Воробьева и др., 1992; Chakhmakhchev et al., 1994; Чахмахчев и др., 1995; Конторович и др., 2013б; Fursenko, Kim, 2019). По оценкам А.Э. Конторовича с коллегами (2013а) на п-ве Ямал и Гыдан около 40% нефти генерировано нижнесреднеюрскими толщами. В работе (Сафронов и др., 2011), с оговоркой авторов о низкой достоверности полученных результатов из-за слабой геолого-геохимической изученности, отмечается, что среднеюрские НГМТ могли быть поставщиком около 23% жидких и 16% газообразных УВ, аккумулированных в залежах Енисей-Хатангского района.

Верхнеюрские абалакская и нурминская свиты содержат смешанное ОВ (табл. 1). Рост концентраций Сорг в сторону Карского моря до 1.2–6.5% и увеличение степени зрелости ОВ до МК3 в том же направлении позволяют предполагать, что ОВ абалакской свиты могло генерировать жидкие УВ (Скоробогатов и др., 2003; Скоробогатов, Строганов, 2006; Ульянов, 2011; Соболева и др., 2019). Концентрации Сорг в верхнеюрской баженовской свите в среднем составляют 2–4% на породу (Скоробогатов и др., 2003; Дешин, Бурштейн, 2018; Дешин и др., 2017; Ульянов, 2011; Соболева и др., 2019). Максимальные значения пиролитического показателя HI (320–347 мг УВ/г Сорг при Tmax 444–448°С) определены на Бованенковской площади (Лопатин и др., 1987), что, учитывая уровень зрелости, соответствующий ГЗН, позволили оценить начальные значения этого показателя выше 550–600 мг УВ/г Сорг. Такие значения HI соответсвуют аквагенному ОВ с превосходным нефтегенерационным потенциалом. УВ-биомаркеры баженовской свиты п-ва Ямал изучены на примере битумоида из керна Северо-Тамбейского месторождения (Чахмахчев и др., 1995). Значения этих показателей (табл. 1) соответствуют аквагенному генотипу ОВ, которое накапливалось в слабовосстановительных обстановках. Изомерные соотношения стеранов и гопанов, параметры зрелости по составу аренов (табл. 1) позволяют считать ОВ зрелым. На Малыгинском месторождении аквагенный генотип ОВ баженовской свиты подтверждается низкими значениями δ13С битумоидов (Katz et al., 2003). Согласно карте катагенеза ОВ для кровли юрского комплекса (Фомин, 2011) баженовская свита находится в ГЗН и в наиболее погруженных районах достигла ГЗГ. Все это показывает, что свита генерировала значительные количества жидких УВ. В южной части п-ва Ямал (Малоямальское месторождение) верхнеюрские отложения представлены даниловской свитой, содержащей аквагенное ОВ с концентрациями Сорг от 1.5 до 5.3% на породу (Попов, Исаев, 2011). Из-за невысокой зрелости ОВ (${\text{R}}_{{{\text{vt}}}}^{0}$ 0.5–0.7%, МК1) даниловская свита не могла генерировать значимых количеств жидких УВ (Фомин, 2011).

На п-ве Гыдан и на севере Енисей-Хатангского района верхнеюрские и приграничные нижнемеловые преимущественно глинистые толщи обособлены в гольчихинскую свиту, в которой Сорг изменяется в широком диапазоне (табл. 1), достигая более 10% в пробах из нижней части, обогащенной углистым детритом. В верхней части (J3v-низы K1b, мощность 50–60 м), возрастном аналоге баженовской свиты, содержания Сорг достигают 2% на породу и более (Никитенко и др., 2020). На территории п-ва Гыдан пиролитические исследования показали хороший нефтегенерационный потенциал аргиллитов гольчихинской свиты (табл. 1), в том числе, вскрытых на Геофизическом месторождении (Шадрина и др., 2018; Афанасенков и др., 2018). В Енисей-Хатангском районе биомаркерные характеристики битумоидов и легкий изотопный состав Сорг (табл. 1) свидетельствуют об аквагенном генотипе ОВ верхов гольчихинской свиты, что вместе с высокими значениями HI позволяет рассматривать ее как нефтематеринскую с высоким генерационным потенциалом. Катагенез ОВ этого интервала соответствует ГЗН. Значительная часть свиты, залегающая ниже толщи, обогащенной аквагенным ОВ, содержит террагенное ОВ, HI для которой редко превышает 150–160 мг УВ/г Сорг (табл. 1) (Родченко, 2016; Афанасенков и др., 2019). Высокая зрелость ОВ низов гольчихинской свиты, особенно в погруженных частях рассматриваемого района, обусловила значительную реализацию преимущественно газогенерационного потенциала. На юго-востоке Енисей-Хатангского района в точинской и, выше по разрезу, в сиговской свитах, соответствующих по возрасту низам гольчихинской свиты, содержания Сорг достаточно высокие (табл. 1). Однако низкие значения НI (табл. 1) и преимущественно террагенный генотип ОВ, окисленного в диагенезе, (Родченко, 2016; Афанасенков и др., 2019) определяют невысокий преимущественно газогенерационный потенциал этих пород. Вместе с тем, в работе (Афанасенков и др., 2019) на примере скв. Сузунская-4 показано присутствие в сиговской свите аквагенного ОВ, что позволяет предполагать возможность генерации жидких УВ наряду с газообразными. В вышезалегающей яновстанской свите наблюдается неравномерное распределение ОВ (табл. 1). Зрелость ОВ свиты в погруженных участках соответствует ГЗН. Выские содержания Сорг и значения параметра HI (табл. 1) (Гончаров и др., 2009а, 2011) характеризуют среднюю часть свиты (50–60 м), в которой сконцентрировано аквагенное ОВ с превосходным нефтегенерационным потенциалом. Такие геохимические особенности ОВ позволяют считать, что эти обогащенные зрелым аквагенным ОВ прослои яновстанской свиты, локализованные в погруженных зонах, являются основным источником жидких УВ, которые аккумулированы в залежах месторождений Ванкорской группы (Дахнова и др., 2009; Гончаров и др., 2011; Ким, Родченко, 2013; Родченко, 2016). Исследователи отмечают, что согласно УВ характеристикам битумоидов, аквагенное ОВ яновстанской свиты является более окисленным по сравнению с ее возрастным аналогом – баженовской свитой центральных районов Западной Сибири. Ниже- и вышележащие прослои яновстанской свитой значительно беднее ОВ (табл. 1), которое классифицируют как террагенное с невысоким генерационным потенциалом.

В соответствии с геохимическими особенностями (аквагенный генотип и уровень зрелости, соответствующий ГЗН или началу ГЗГ в погруженных районах) в составе верхнеюрских отложений арктических районов, подобно более южным территориям Западной Сибири, в качестве основных НГМТ рассматривают баженовскую свиту (п-в Ямал), а так же ее возрастные аналоги – верхи гольчихинской (п-в Гыдан и прилегающая северо-западная часть Енисей-Хатангского района) и среднюю часть яновстанской (юго-запад Енисей-Хатангский района) свит. Общей особенностью аквагенного ОВ этих НГМТ является его существенная окисленность в диагенезе по сравнению с одновозрастными отложениями южных и центральных районов ЗС НГП, которая отражается на ряде биомаркерных параметров битумоидов и генерированных этим ОВ нефтей и конденсатов: повышенные значения отношения пристан/фитан, высокие концентрации диастеранов и диагопанов, низкие значения отношения гомогопанов С3534 (табл. 1). Вероятными источниками жидких УВ могут быть обогащенные аквагенным ОВ прослои сиговской и абалакской свит, нефтегенерационные свойства которых слабо изучены. Согласно данным, представленным в работе (Конторович и др., 2013б), 57% жидких и более 25% газообразных УВ, которые могли аккумулироваться в ловушках п-ва Ямал и Гыдан, главным образом в меловых отложениях, генерированы ОВ баженовской свиты. По оценкам в работе (Сафронов и др., 2011) в Енисей-Хатангском районе генерация жидких УВ верхнеюрской НГМТ находится приблизительно на том же уровне (22%), что и для среднеюрских отложений, а образование ими УВ газов незначительно (5%).

НЕФТЕГАЗОГЕНЕРАЦИОННЫЙ ПОТЕНЦИАЛ И ОРГАНИЧЕСКАЯ ГЕОХИМИЯ МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

На верхнеюрских породах, главным образом, согласно залегают терригенные меловые отложения (Решение…, 2004). В работе (Кислухин, 2012) отмечается выпадение из юрско-мелового разреза волжско-берриасских образований в присводовых скважинах Новопортовской площади, а в пределах Нейтинской, Бованенковской и других площадей центральной части п-ва Ямал одновременно отсутствуют породы валанжина. В составе меловой толщи выделяют берриас-нижнеаптский, апт-альб-сеноманский и верхнемеловой (без сеномана) комплексы (Постановления…, 2006). В арктических районах для берриаса-нижнего апта рассматривают Ямало-Гыданский и Енисей-Хатангский фациальные районы (Постановления…, 2006). В каждом из районов в этом комплексе пород выделяют несколько свит. Большинство границ между свитами не являются изохронными (рис. 3). Нижние свиты (толщи) представлены глубоководными, преимущественно глинистыми отложениями (подачимовская толща ахской свиты (10–20 м), дерябинская толща шуратовской свиты (до 200 м), нижнехетская свита (10–600 м)). Вверх по разрезу свиты опесчаниваются. На востоке п-ва Ямал и западе п-ва Гыдан в низах преимущественно глинистой ахской свиты (до 200 м) выделяют песчаную ачимовскую толщу (до 150 м). Верхняя часть этого комплекса (низы танопчинской свиты (до 450 м), байкаловская (до 725 м) и малохетская (150–350 м) свиты, верхняя подсвита суходудинской свиты (50–400 м) представлены преимущественно песчаными породами. Считается (Гурари, 2003; Конторович и др., 2014), что в берриас-нижнеаптское время происходило ритмичное лавинное заполнение глубоководного (на начало берриаса) морского бассейна осадками, которые сносились преимущественно с востока. В периоды кратковременных трансгрессий накапливались регионально выдержанные глинистые пачки, формирование песчаных пластов происходило на фоне регрессий. Вышележащие апт-альб-сеноманские отложения характеризуются меньшей литологической изменчивостью по сравнению с берриас-нижнеаптским комплексом. Согласно принятым стратиграфическим схемам (Постановления…, 2006) в пределах п-ов Ямал и Гыдан в объеме среднего и верхнего апта выделяют верхи танопчинской свиты (100–620 м), представленной неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и серых глин с редкими прослоями углей, остатками растительного детрита. Вверх по разрезу выделяют преимущественно глинистую яронгскую свиту (нижний – средний альб, 50–350 м), которая перекрывается алевритами и песчаниками с линзами глин марресалинской свиты (верхний альб – сеноман, до 500 м). На западе Енисей-Хатангского района в нижней части апт-альб-сеноманского комплекса выделяют яковлевскую свиту (средний апт – низы среднего альба, до 540 м), которая сложена глинами и алевролитами с маломощными прослоями песчаников. Яковлевская свита перекрывается преимущественно песчаной долганской свитой (средний альб – нижний и средний сеноман, до 570 м). Выше по разрезу в объеме верхнего сеномана выделяют нижнюю часть преимущественно песчанистой дорожковской свиты (верхний сеноман – низы среднего турона, 45–130 м). Апт-альб-сеноманские отложения перекрываются верхнемеловым (без сеномана) комплексом пород преимущественно глинистого состава (до 700 м), которые захоронялись на этапе обширной морской трансгрессии. Верхнемеловые и перекрывающие их кайнозойские отложения выполняют роль региональных флюидоупоров. Органическая геохимия этих породных комплексов не исследована.

Рис. 3.

Принципиальная схема строения мелового комплекса арктической части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (соответствует работе (Казаненков и др., 2014) с сокращениями). Примечание: 1 – флюидоупоры: а – региональные, б – субрегиональные; 2 – региональные проницамые комплексы; 3 – нижезалегающие отложения; 4 – тип флюида в залежах: а – газовый и газоконденсатный, б – нефтяной; 5 – тип залежей по размеру извлекаемых запасов: а – крупные, б – средние, в – мелкие; 6 – свиты согласно (Решение…, 2004); 7 – НГО (названия см. на рис. 1); 8 – линия разреза.

Нижнемеловые ахская и танопчинская свиты (п-в Ямал и запад п-ва Гыдан) характеризуются средним содержанием Сорг на уровне 2%, при этом в разрезе распространены углистые аргиллиты с повышенным Сорг (табл. 2). По данным А.П. Афанасенкова с соавторами (2018) ахская свита п-ва Гыдан характеризуется Сорг ниже кларковых значений (<1% на породу). НI для большей части аргиллитов севера ЗС НГП не высокий, но достигает значений 450–462 мг УВ/г Сорг в породах с углистым детритом. Распределение УВ-биомаркеров битумоидов, изотопный состав углерода их насыщенной и ароматической фракций подтверждает преобладание в составе исходного ОВ террагенной составляющей и его невысокую зрелость (Скоробогатов и др., 2003; Чахмахчев и др., 1995; Katz et al., 2003; Афанасенков и др., 2018). Несмотря на то, что в наиболее погруженных частях нижнемеловые отложения достигли ГЗН, в большинстве исследований отмечается, что значительных количеств жидких УВ генерировать они не могли. Высокий газогенерационный потенциал ахской и танопчинской свит мог способствовать образованию раннекатагенного газа.

Таблица 2.  

Нефтегазогенерационный потенциал и геохимия органического вещества меловых отложений арктических районов Западной Сибири

Возраст вмещающих отложений (свита) Параметры Геохимическая интерпретация Ссылки
Сорг, % на породу данные пиролиза δ13Сорг, ‰ соотношения УВ состава
K1al–K2c (яронгская, марресалинская, п-ва Ямал и Гыдан) 1–4 до 6 на С н/д н/д н/д Террагенный генотип (углистое ОВ), низкий преимущественно газогенерационный потенциал. Низкая зрелость ОВ (ПК3) Конторович и др., 1975, 1994а; 2013б; Скоробогатов и др., 2003; Скоробогатов, Строганов, 2006; Ульянов, 2011
K1al–K2c (нижняя углистая часть яковлевской свиты, ЕХР) В среднем 1.1–1.4
Арг. в среднем 1–4;
У. до 67
HI 100–200 мг УВ/г Сорг,
Арг. < У.
Tmax Арг. 433°С,
У 422°С
–27…–26 1 проба, скв. Лодочная-11
стераны С2927 ⪢ 1
ITC 3.9
Террагенный генотип (углистое ОВ), низкий преимущественно газогенерационный потенциал, низкая зрелость ОВ (ПК– М${\text{K}}_{1}^{1}$, возможно до М${\text{K}}_{1}^{2}$ в погруженных участках) Филипцов и др., 1998, 2006; Болдушевская, 2001; Ларичев и др., 2003; Гончаров и др., 2011; Ким, Родченко, 2013
K1h-a (танопчинская, п-ва Ямал и Гыдан) 0.3–3.0 до 15 (Утреннее Салмановское, Геофизическое м-я) в углистых породах HI в среднем ~200, до 450 мг УВ/г Сорг в углистых породах
Tmax 425–447°С
н/д Максимум распределения н-алканов – С28–С33; Пр/Фт 2–3; стераны С2927 ~ 1; Г С30/(Г С30+ М С30) 0.7–0.8;
Стераны С29: 20S/(20S+20R) 0.2–0.3, ββ/(ββ+αα) 0.3;
Гг С31: 22S/(22S+22R) 0.4;
Ts/Tm 1.0–1.4; CPI ⪢ 1; MPI 0.5–0.6; MPR 0.6–0.7; ТАС20/(ТАС20+ТАС28) 0.3–0.4
Террагенный генотип (углистое ОВ), высокий газогенерационный потенциал. Катагенез от ПК1, в погруженных зонах ПК3-МК1 – достигли ГЗН. Образование раннекатагенных УВ газов Конторович и др., 1994а; Чахмахчев и др., 1995; Скоробогатов и др., 2003; Ульянов, 2011; Ступакова и др., 2014; Афанасенков и др., 2018
K1b-h (ахская, п-ва Ямал и Гыдан) Главным образом < 1, в Арг. K1b до 4 HI < 200 мг УВ/г Сорг, до 462 в Арг. K1b с высоким Сорг
Tmax 432–457°С
н/д н/д Террагенный и смешанный (с преобладанием террагенного) генотип ОВ. Невысокий главным образом газогенерационный потенциал. Катагенез от ПК3 до МК1– МК2 в погруженных зонах – достигли ГЗН Скоробогатов и др., 2003; Скоробогатов, Строганов, 2006; Ульянов, 2011; Ступакова и др., 2014; Афанасенков и др., 2018
K1h-a (малохетская; ЕХР) В среднем 0.5–1.5 до 17 в углистых породах HI в среднем 150, до 500 мг УВ/г Сорг
Tmax 431 °С
–27…–22 1 проба, скв. Ю-Носковская-11
стераны С2927 ⪢ 1
ITC 2.5
Террагенный генотип (уг-листое ОВ), низкий преимущественно газогенерационный потенциал до вы-сокого для углистых прослоев. Низкая зрелость ОВ (ПК– М${\text{K}}_{1}^{1}$), которое не вступило в активную стадию генерации жидких УВ Филипцов и др., 1998; Болдушевская, 2001; Ларичев и др., 2003; Ким, Родченко, 2013
K1v-h (суходудинская; ЕХР) В среднем 0.4–1.6 до 14 в углистых породах HI в среднем 153, до 400–500 мг УВ/г Сорг
Tmax 435°С
–28…–22 н/д Террагенный генотип (уг-листое ОВ), низкий преимущественно газогенерационный потенциал до вы-сокого для углистых прослоев. Низкая зрелость ОВ (ПК– М${\text{K}}_{1}^{1}$), которое не вступило в активную стадию генерации жидких УВ Филипцов и др., 1998; Болдушевская, 2001; Ларичев и др., 2003; Гончаров и др., 2011; Ким, Родченко, 2013
K1h-a (байкаловская; ЕХР) В среднем 0.3–1.0 н/д –26…–24 н/д Породы не рассматриваются как НГМТ Филипцов и др., 1998; Болдушевская, 2001; Ким, Родченко, 2013
K1b-v (шуратовская; ЕХР) В среднем 0.6–0.9 HI < 150 мг УВ/г Сорг –26…–23 н/д Породы не рассматриваются как НГМТ Филипцов и др., 1998; Болдушевская, 2001; Ким, Родченко, 2013; Никитенко и др., 2020
K1b-v (нижнехетская; ЕХР) В среднем 0.6–0.7 до 2–3% в Арг. HI 50–200 мг УВ/г Сорг
Tmax 435 до 441°С в скв. Туколандо-Вадинская-320
<–29 (ед. пробы) Пр/Фт 1.5–3.9
стераны С2927 ⪢ 1
Ts/Tm < 0.4
Преимущественно террагенный генотип, низкий преимущественно газогенерационный потенциал, низкая зрелость ОВ (ПК– М${\text{K}}_{1}^{2}$), которое не вступило в активную стадию генерации жидких УВ Филипцов и др., 1998; Болдушевская, 2001; Ларичев и др., 2003; Гончаров и др., 2010, 2011; Ким, Родченко, 2013

Примечания. Сокращения и формулы геохимических параметров см. в табл. 1. Стадии катагенеза соответствуют шкале, приведенной в работах (Конторович, 1976; Фомин, 2011).

Очень слабо охарактеризована геохимия вышезалегающих альб-сеноманских яронгской и марресалинской свит (табл. 2). В опубликованных исследованиях отмечаются довольно высокие значения Сорг в этих породах, увеличивающиеся к северу, террагенный генотип и низкая зрелость ОВ. Подобно нижезалегающим отложениям углистые прослои альб-сеномана могли производить газообразные УВ (Скоробогатов и др., 2003; Скоробогатов, Строганов, 2006; Ульянов, 2011). В работе (Конторович и др., 2013б) на основе бассейнового моделирования показано, что альб-сеноманские отложения генерировали не более 15% УВ газов, аккумулированных в сеноманских залежах п-ва Ямал и западной части п-ва Гыдан. В Енисей-Хатангском районе, согласно работе (Сафронов и др., 2011), 70% аккумулированных в залежах УВ газов формировалось за счет углистых апт-альбских пород.

В Енисей-Хатангском районе меловые отложения в целом имеют низкие концентрации террагенного ОВ, за исключением пород, обогащенных углистым веществом. Катагенез ОВ меловых отложений изменяется в градациях ПК-${\text{МК}}_{1}^{2}{\text{,}}$ увеличиваясь в наиболее погруженных участках. В нижнехетской свите, перекрывающей яновстанскую, концентрации Сорг редко превышают 1% на породу, а HI – 200 мг УВ/г Сорг (табл. 2). В общем случае отмечается низкая зрелость преимущественно террагенного ОВ, которая в погруженных зонах может соответствовать началу ГЗН. Такие характеристики ОВ не позволяют высоко оценивать генерационный потенциал свиты, как нефтепроизводящей. И.В. Гончаров с коллегами (2010) показали существенные различия биомаркерных параметров битумоидов нижнехетской свиты и нефтей меловых залежей Ванкорского месторождения и на значительной выборке образцов шлама и керна (496) с помощью пиролиза доказали ее низкий генерационный потенциал, которого недостаточно для формирования промышленных залежей жидких УВ. Тем не менее, авторы исследований (Ларичев и др., 2003; Ким, Родченко, 2013; Родченко, 2016) на примере скважин Токачинской, Туколандо-Вадинской, Пеляткинской, Турковской и Озерной площадей по распределению УВ-биомаркеров в битумоидах и легкому изотопному составу Сорг установили наличие прослоев с аквагенным ОВ в нижней части нижнехетской и шуратовской свит, которые могли участвовать в нефтегенерации. В шуратовской, замещающей нижнехетскую в зоне распространения гольчихинской свиты, и в перекрывающей ее байкаловской свите невысокие Сорг и HI (табл. 2) не позволяют рассматривать их как НГМТ. Согласно тяжелому изотопному составу Сорг (табл. 2) исходное ОВ этих свит имеет террагенный генезис. В вышезалегающих суходудинской и малохетской свитах средние содержания Сорг также невысоки (табл. 2), но в углистых прослоях могут достигать 15–17% на породу (Филипцов и др., 1998; Болдушевская, 2001). В целом результаты пиролиза, значения δ13Сорг (табл. 2) указывают на преимущественно террагенный генезис, сильную окисленность и низкую термокаталитическую преобразованность ОВ этих свит, которое вместе с тем не однородно по своему составу. В обогащенных углистым веществом прослоях высокие значения НI (табл. 2) соответствуют значительному генерационному потенциалу ОВ и свидетельствуют о существенной примеси лейптинитовых компонентов в породах или сапропелевого материала наряду с углистым детритом (Филипцов и др., 1998; Болдушевская, 2001). В исследовании (Ким, Родченко, 2013) аквагенное ОВ в суходудинской свите идентифицировано в скв. Туколандо-Вадинская-320. В аргиллитах яковлевской свиты содержания Сорг, как правило, выше 1% на породу, а в углях, локализованных в нижней части свиты, в среднем составляет более 60%. Согласно низким значениям НI при низком уровне катагенеза ОВ (Филипцов и др., 1998; Гончаров и др., 2011) в свите преобладает ОВ террагенного генотипа, которое имеет невысокий генерационный потенциал. Таким образом, преимущественно террагенный генотип ОВ, подтверждаемый тяжелым изотопным составом и единичными данными по распределению УВ-биомаркеров (табл. 2), высокая окисленность ОВ, а также низкая зрелость ОВ предполагает генерацию углистыми прослоями суходудинской, малохетской и яковлевской свит главным образом раннекатагенных газов.

Итак, преимущественно террагенный генотип и низкая зрелость ОВ берриас-аптских и альб-сеноманских отложений арктических районов ЗС НГП позволяют считать их преимущественно газопроизводящими. Наиболее высокими генерационными качествами обладают прослои, обогащенные углистым веществом. В ряде работ отмечается способность к нефтегенерации глинистых прослоев берриаса нижнехетской и шуратовской свит на востоке рассматриваемого района (Ларичев и др., 2003; Ким, Родченко, 2013; Родченко, 2016) и ахской свиты п-ов Ямал и Гыдан (Скоробогатов др., 2003; Скоробогатов, Строганов, 2006; Ступакова и др., 2014).

ГЕОХИМИЯ НЕФТЕЙ И КОНДЕНСАТОВ И ИХ ИСТОЧНИКИ

Открытие в 1960–80-е гг. уникальных месторождений УВ флюидов в арктических районах Западной Сибири положило начало изучению их состава и свойств. В работе (Конторович и др., 1975), впервые проведена типизация нефтей региона и, на основании единичных проб и экстраполяции данных, закартированы закономерности изменения их физико-химических свойств в том числе на севере. В более поздних работах (Стасова, Андрусевич, 1981; Конторович и др., 1994а, 1994б; Стасова и др., 2005; Борисова и др., 2011; Казаненков и др., 2018) эти закономерности частично подтверждены и детализированы. Согласно региональным исследованиям, нефти, локализованные в юрских и берриас-готеривских залежах рассматриваемого района, как правило, имеют низкую и среднюю плотности, малосернистые, с низкими содержаниями смолисто-асфальтеновых веществ (САВ), с содержанием парафинов до 6–10%, с высоким выходом бензиновых фракций (табл. 3). Наиболее обогащены парафинами (>10 мас. %) нефти из нижнесреднеюрских залежей Бованенковского месторождения (п-в Ямал) (Соболева и др., 2019) и из меловой залежи Турковской площади (Енисей-Хатангский район) (Родченко, 2016). Конденсаты закономерно легче нефтей, в них еще меньше серы, САВ и твердые парафины идентифицируются в следовых концентрациях или отсутствуют, содержание бензиновых фракций обычно составляет $ \gg $50 об. % (табл. 3). Нефти и конденсаты, более чем на 90% состоят из УВ, причем насыщенные УВ преобладают над ароматическими. Апт-альб-сеноманские залежи рассматриваемого района содержат нефти, которые значительно тяжелее (>880 кг/м3). В этих тяжелых нефтях больше САВ, значительно меньше легких фракций и твердых парафинов (табл. 3), повышены содержания ароматических УВ на фоне снижения концентраций насыщенных структур. Для нефтей и конденсатов п-ва Ямал, главным образом из глубоко погруженных залежей, отмечается относительная обогащенность аренами. В работах (Katz et al., 2003; Fursenko, Kim, 2019) предполагается, что эти нафтиды образованы под влиянием фракционирования при фазово-ретроградных процессах и относятся к остаточному подтипу. Повышение ароматичности УВ флюидов Бованенковского месторождения вниз по разрезу в публикации (Соболева и др., 2019) объясняется влиянием катагенеза.

Таблица 3.  

Физико-химические свойства и геохимия нефтей и конденсатов мезозойских залежей арктических районов Западной Сибири

Возраст вмещающих отложений (свита) Месторождение (я) Тип флюида Физико-химические свойства Геохимические показатели Интерпретация Ссылки
полуостров Ямал
K1a-al – K2c(танопчинская, марресалинская) Бованенковское, Новопортовское Харасавейское,
Южно-Тамбейское
Н Пл.: 910–918 кг/м3;
Nn УВ ⪢ Me УВ
Н-алканы в следовых концентрациях или отсутствуют
стераны С2927 ≈ 1.0
стераны С29: 20S/(20S + 20R) 0.3, 0.5; ββ/(ββ + αα) 0.5;
Гг С31: 22S/(22S + 22R) 0.6–1.3;
Ts/Tm 1.1; MPI 1.0; ТАС20/(ТАС20 + + ТАС28) 0.4
Альб-сеноманские пробы биодеградированы;
Аквагенный генотип; восстановительные обстановки накопления НГМТ; Зрелость на уровне ГЗН.
Воробьева и др., 1992; Chakhmakhchev et al., 1994; Чахмахчев и др., 1995
К Пл.: 768–826 кг/м3;
Бензины <60%;
САВ <1%;
Nn УВ ⪢ Me УВ
УВ С5С8: ∑ЦП/∑ЦГ 0.19–0.52; ЭБ/∑Кс 0.10–0.18
Н-алканы в следовых концентрациях или отсутствуют;
Пр/н-С17 0.9–1.7
Альб-сеноманские пробы биодеградированы. Террагенный и смешанный (с преобладанием террагенного) генотип; Слабо- и умеренно-восстановительные обстановки накопления НГМТ. Строганов, 1989; Chakhmakhchev et al., 1994; Чахмахчев и др., 1995; Шевченко и др., 2016; Соболева и др., 2019
K1b-a(ахская) Бованенковское, Новопортовское, Нейтинское, Бованенковское; Западно-, Южно-Тамбейское Н Пл. >810 кг/м3;
Бензины <4–17%; САВ <5%; Тв. парафины 6–9%; S < 0.5%
УВ С5С8: ∑ЦП/∑ЦГ < 0.5; ЭБ/∑Кс 0.1–0.2; н-С7/мЦГ 0.2–0.4; алканы/цикланы 0.8–2.0;
Пр/Фт 1.8–2.2; стераны С2927 0.9–1.1
стераны С29: 20S/(20S + 20R) 0.3–0.4; ββ/(ββ + αα) ≈ 0.5; Гг С31: 22S/(22S + 22R) 0.5–0.6; Ts/Tm 1.1–2.2; MPI 0.6–0.9; ТАС20/(ТАС20 + ТАС28) 0.5–0.8; 4‑/1‑МДБТ 0.7–1.2
Террагенный и смешанный (с преобладанием террагенного) генотип;
Слабо- и умеренно-восстановительные обстановки накопления НГМТ; Зрелость на уровне ГЗН.
Chakhmakhchev et al., 1994; Чахмахчев и др., 1995; Борисова и др., 2011; Шевченко и др., 2016; Соболева и др., 2019
К Пл. 707-806 кг/м3;
Бензины >80%;
САВ <1%
J1-2 Новопортовское, Нейтинское, Бованенковское Н Пл. > 810 кг/м3;
САВ < 5%;
Тв. парафины > > 10%;
S < 0.3%
ЭБ/∑Кс ≈ 0.1; Пр/Фт > 1; Пр/н-С17 < 0.6; стераны С2927 0.7–1.0
стераны С29: 20S/(20S + 20R) ≈ 0.4, ββ/(ββ + αα) ≈ 0.5; Гг С31: 22S/(22S + 22R) 0.5; Ts/Tm 1.1–1.6; MPI 0.8–1.0; ТАС20/(ТАС20+ + ТАС28) 0.7–0.8; 4‑/1‑МДБТ 2.5-3.0
Смешанный генотип;
Умеренно-восстановительные обстановки накопления НГМТ; Зрелость на уровне ГЗН
Chakhmakhchev et al., 1994; Чахмахчев и др., 1995; Соболева и др., 2019
J1-2 Малоямальское, Южно-Тамбейское К Пл.: 722–778 кг/м3;
Бензины: >70%
САВ: <1%
δ13С ‰ –27.4…–25.6
УВ С5С8: ∑ЦП/∑ЦГ < 0.5; ЭБ/∑Кс < 0.2; среди УВ С7 преобладает мЦГ;
Пр/Фт > 3; стераны С2927 > 1; диа-/регулярные стераны > 0.5; Гг С3534 < 1; ITC ⪢ 1;
стераны С29: ββ(20S + 20R)/αα20R 2.6–4.4; αα20S/αα20R 0.8–1.1; Гг С31–33: 22S > 22R; Ts/Tm 0.4–0.8; ФИ 0.4–0.5; ТАСИ 0.3-0.6; ДБТИ ≈ ≈ 1; Ф/ДБТ 16–19
Террагенный генотип;
Слабо-восстановительные обстановки накопления НГМТ. Зрелость на уровне ГЗН
Шевченко и др., 2016; Fursenko, Kim, 2019
Pz – K1a Малыгинское, Сядорское, Тамбейские, Восточно-Бованенковское, Бованенковское, ВерхнетиутейскоеНейтинское, Арктическое и др. Н, К Пл.: 774–871 кг/м3;
Бензины: 5.6–76%;
САВ: <5%
Кизо: 0.3–1.0;
∑(н-С13…н-С15)/∑(н-С23…н-С25) 1.0–3.2; Пр/Фт 1.3–3.0; CPI > 1
Смешанный генотип, но в центре полуострова – аквагенный генотип;
Слабо-восстановительные обстановки накопления НГМТ
Соболева, Строганов, 1993
полуостров Гыдан
К1al–K Антипаютинское, Геофизическое, Восточно-Мессояхское Н Пл. > 890 кг/м3;
S < 0.3%
δ13С ‰ –29.7…–27.5
Н-алканы в следовых концентрациях или отсутствуют; присутствие 25-норгопанов (Восточно-Мессояхское м-е)
Гг С3534 0.4–0.9; Ts/Tm 1.3–2.3
стераны С29: ββ20R/αα20R 1.1–1.8; αα20S/αα20R 0.9–1.4
MPI-1 0.5–0.9; Rс (MPI-1, %) 0.7–0.9
Биодеградация разных стадий.
Террагенный генотип – Антипаютинское, Геофизическое.
Аквагенный генотип – Восточно-Мессояхское
Афанасенков и др., 2019
K1b-h Утреннее (Салмановское) (У), Восточно-Мессояхское (ВМ) Н Пл. < 890 кг/м3; S < 0.3% δ13С ‰ ~ –28.5 (У), ~ –31.0 (ВМ)
низкие концентрации н-алканов (ВМ)
Пр/Фт ~ 3 (У), ~ 2 (ВМ); ITC ⪢ 1 (У); стераны С2927 > 1 (У); Гг С3534 0.4–1.0; Ts/Tm 1,1-1,4 (У), 2.8–4.9 (ВМ); стераны С29: ββ20R/αα20R 1.0–1.4, αα20S/αα20R 0.6–1.0; MPI-1 0.5–0.9 Rс (MPI-1, %) 0.7–0.9
Слабая биодеградация нефтей Восточно-Мессояхского м-я.
Утреннее м-е – террагенный генотип.
Восточно-Мессояхское – аквагенный генотип.
Зрелость на уровне ГЗН.
Афанасенков и др., 2019
K1b-h (ахская) Ямбургское К Пл.: 740–780 кг/м3;
САВ < 1%;
S: 0.01–0.02%;
Тв. парафины 0.2–0.8%; Высокие содержания аренов
УВ С5С8: ∑ЦГ/∑ЦП > 40 (Ач) и ⪡40 (K1v-h); ЭБ/∑Кс 0.08 – 0.11;
Пр/Фт 4-6; стераны С2927 1.0–1.9
Стераны С29: 20S/(20S + 20R) 0.3–0.6, ββ/(ββ + αα) 0.5–0.9
ДГ С30/Г С30 0.1–0.2 (Ач) и 0.3 (K1v-h); Ts/Tm 0.4–1.5 (Ач) и 2.5 (K1v-h)
Террагенный генотип.
Большая роль процессов фракционирования УВ при вертикальной миграции.
Зрелость конденсата из пласта Ач выше по сравнению с конденсатами из залежей K1v-h.
Гордадзе и др., 2004
Енисей-Хатангский район
К1al – K
(
верхи малохетской, яковлевская, долганская)
Ванкорское, Лодочное, Сузунское, Тагульское, Н Пл. > 880 кг/м3;
Бензины < 10–15%;
САВ: 5–20%;
S < 0.3%;
Тв. парафины < 3%;
Nn УВ > Me УВ
δ13С ‰ -30.2…-29.8
Н-алканы в следовых концентрациях или отсутствуют; Пр/Фт 1–2; стераны С2927 ~ 1; ITC 0.2–0.5; Гг С3534 < 1
стераны С29: ββ/(αα + ββ) 0.7–0.8;
Ts/Tm > 1.5
Нефти залежей из K1a-al– K2c отложений биодеградированы.
Аквагенный генотип. Слабо-восстановительные обстановки накопления НГМТ (J3).
Зрелость на уровне ГЗН
Филипцов и др., 1998; 2006; Стасова и др., 2005; Гончаров и др., 2009б; 2011; Дахнова и др., 2009; Родченко, 2016; Oblasov et al., 2018; Афанасенков и др., 2019; Никитенко и др., 2020
K1b-h (нижнехетская, суходудинская, низы малохетской) Байкаловское, Дерябинское, Ванкорское, Лодочное, Пайяхское, Среднеяровское, Сузунское, Турковское Н Пл.: 820–860 кг/м3;
S < 0.2%;
Бензины ≈ 20%;
САВ: 3–10%;
Тв. парафины: 3–6%;
Me УВ < Nn УВ
δ13С ‰ < –30, –28.5 (Горчинское м-е)
CPI ~ 1; Пр/Фт 1–3; Кизо 0.6–0.8; стераны С2927 0.8–1.5; ITC 0.3–1.5; Гг С3534 0.5–0.8; повышенные содержания ДГ
стераны С29: ββ/(αα + ββ) 0.7–0.8,
20S/(20S + 20R) ~0.5, ββ(20S + + 20R)/αα20R 3-5; Ts/Tm 1-4; MPI-1 0.54–1.15; 4-/1-МДБТ 2.7–7.2; Rс (MPI-1, %) 0.7–1.1
J2 (малышеская, вымская Пеляткинское, Соленинское, Южно- Соленинское Н S < 0.3% Стераны С2927 > 1; Гг С3534 < 1; повышенные концентрации диастеранов и диагопанов С30;
Ts/Tm > 1; MPI-1 0.7–0.9; 4-/1-МДБТ 1.8–4.1; Rс (MPI-1, %) 0.8–1.0
Образование за счет окисленного РОВ J2 преимущественно террагенного генотипа. Зрелость на уровне ГЗН. Филипцов и др., 2006;
Афанасенков и др., 2019

Примечания. НГМТ – нефтегазоматеринская толща; ГЗН – главная зона нефтеобразования; Ач. – ачимовская толща; Н – нефти; К – конденсаты; Nn УВ – нафтеновые углеводороды; Me УВ – метановые углеводороды; Пл. – плотность; Бензины – фракция, выкипающая до 200°С; САВ – смолисто-асфальтовые вещества; ТАС – триароматические стероиды; ∑ЦП/∑ЦГ – ∑циклопентаны/∑циклогексаны; ЭБ/∑Кc – этилбензол/∑ксилолы; н-С7/мЦГ – н-гептан/метилциклогексан; Кизо = (пристан+фитан)/(н-С17 + н-С18); CPI = 0.5 × [(∑н-алканы С25, 27, 29, 31, 33/∑н-алканы С26, 28, 30, 32, 34) + (∑н-алканы С25, 27, 29, 31, 33/∑н-алканы С24, 26, 28, 30, 32)]; Ts/Tm – 18α-22,29,30-триснорнеогопан/17α-22,29,30-трисноргопан; ITC = 2× ∑трицикланы C19–20/∑трицикланы С23–26; ТАСИ = (триароматические стероиды С21–22)/∑триароматические стероиды; 4-/1-МДБТ – 4-метил/1-метилдибензтиофен; ФИ = 2-метилфенантрен/∑фенантрены; ДБТИ = (2-метил + 3-метилдибензотиофен)/∑дибензотиофены; Ф/ДБТ = ∑фенантрены/∑дибензтиофены; MPI = (3-метил + 2-метилфенантрен)/(9-метил + 1-метилфенантрен); MPI-1 = 1.5 × (3- + 2-метилфенантрен)/(фенантрен + 9- + 1-метилфенантрен); Rс (MPI-1, %) = 0.6 × MPI-1 + 0.4 (рассчитанная отражательная способность витринита).

В опубликованных исследованиях приводится пестрый набор показателей, главным образом концентрационных соотношений компонентного состава (УВ, дибензотиофены), при помощи которых авторы проводят геохимическую типизацию нефтей и конденсатов (табл. 3). Согласно распределению УВ С5–С8, н-алканов и ациклических изопренанов стеранов и терпанов (табл. 3) нефти и конденсаты из нижнемеловых и нижне-среднеюрских залежей п-ва Ямал, конденсаты из отложений нижнего мела Ямбургского месторождения генерированы смешанным и/или террагенным ОВ, которое захоронялось в слабо- и умеренно-восстановительных обстановках. По своим биомаркерным характеристикам (пристан/фитан 7.5; стераны С29 > 90% на сумму стеранов С27–29; диа-/регулярные стераны 0.7; изомерные соотношения стеранов С29: 20S/(20S + 20R) 0.5, ββ(20S + + 20R)/αα20R 5.0; для гомогопанов С31: S/R 1.38; Ts/Tm 2.2) (Воробьева и др., 1992) к зрелым флюидам террагенного генотипа относится нефть Новопортовского месторождения из пермо-триасовых отложений. В работах (Соболева, Строганов, 1993; Katz et al., 2003), без привязки к возрасту вмещающих отложений, отмечается, что нефти и конденсаты центральных районов п-ва Ямал формировались за счет преимущественно аквагенного ОВ, накапливавшегося в восстановительных условиях. На примере единичных проб показано, что по составу УВ-биомаркеров нефти и конденсаты из среднеюрских залежей Енисей-Хатангского района (Пеляткинское, Соленинское, Южно-Соленинское месторождения) генерированы окисленным высокозрелым террагенным ОВ (табл. 3). Нефти из нижнемеловых залежей этого района и прилегающей восточной части п-ва Гыдан считаются образованными из зрелого аквагенного ОВ, захоронявшегося в слабо- и умеренно-восстановительных условиях. Наблюдаемые вариации геохимических показателей аквагенных нефтей объясняют фациальными различиями НГМТ и/или разным уровнем зрелости исходного ОВ (Дахнова и др., 2009; Гончаров и др., 2011; Афанасенков и др., 2019). Присутствие в нефтях из меловых залежей Енисей-Хатангского района и Ванкорской группы месторождений специфичных перегруппированных гопанов состава С30 (hY и hZ) (Родченко, 2016), аналогично юрско-меловым битумоидам (Ким, Родченко, 2016), указывает на их генетическое родство. Согласно результатам бассейнового моделирования (Сафронов и др., 2011) обогащенные ОВ берриас-аптские отложения Енисей-Хатангского района, возможно, генерировали более 40% аккумулированных в залежах жидких УВ.

Значения изомерных соотношений стеранов С29 (ββ/(αα + ββ), 20S/(20S + 20R), ββ(20S + + 20R)/αα20R) и терпанов (Ts/Tm, S и R формы гомогопанов), показатели зрелости по составу аренов (4-/1-МДБТ, MPI-1, Rc(MPI-1, %)), указанные в опубликованных исследованиях (табл. 3), свидетельствуют об образовании основной массы УВ флюидов рассматриваемого района в условиях ГЗН (Seifert, Moldowan, 1981; Петров, 1994; Peters et al., 2005). В Енисей-Хатангском районе относительно повышенная зрелость предполагается для нефтей и конденсатов из нижне-среднеюрских залежей по сравнению с меловыми (Гончаров и др., 2009б). В работе (Katz et al., 2003) на основании параметра Rc(MPI-1, %) и распределения алканов С7 определена повышенная зрелость УВ флюидов из глубоких залежей Бованенковского месторождения и Пяседайской площади п-ва Ямал. На примере Бованенковского месторождения в исследовании (Соболева и др., 2019) показано увеличение вниз по разрезу, от нижнемеловых залежей к среднеюрским, коэффициентов “зрелости”, рассчитанных по составу УВ С5–С8, соответственно наименее зрелыми согласно этим параметрам являются УВ флюиды из альб-сеноманских отложений.

Большинство нефтей и конденсатов из апт-альб-сеноманских залежей рассматриваемого района характеризуются отсутствием или следовыми концентрациями н-алканов и, зачастую, ациклических изопренанов (табл. 3), что вместе с низкими (<70°C) пластовыми температурами свидетельствует об их микробиальном окислении. В работе (Oblasov et al., 2019) на основе вариаций параметра IF ((пристан + фитан)/(пристан + + фитан + н-С17 + н-С18)), показано, что на Ванкорском месторождении биодеградированные нефти встречаются начиная с сеноманской залежи вплоть до залежи в берриасе. При этом нефти высоких уровней биодеградации закономерно тяжелее, в составе их терпановой фракции появляются 25-норгопаны, а в связанном с этими нефтями газе повышается содержание метана, обогащенного легким изотопом 12С. Интенсивно биодеградированные нефти обнаружены в альб-сеноманских залежах Антипаютинского, Тагульского, Восточно- и Средне-Мессояхского месторождений (Родченко, 2016; Афанасенков и др., 2019). Биодеградированные УВ флюиды из апт-альб-сеноманских отложений Южно-Тамбейского, Антипаютинского и Геофизического месторождений классифицируют как зрелые террагенные, а нефти центральной и южной части п-ва Ямал, Восточно-Мессояхского месторождения и Ванкорской группы месторождений относят к зрелым флюидам аквагенного генотипа.

Вместе с тем, предлагаются и другие пути образования специфичных по составу УВ флюидов альб-сеноманских залежей. В работе (Стасова и др., 2005) предполагается, что отсутствие н-алканов и постепенное исчезновение ациклических изопренанов в тяжелых нефтях из сеноманских залежей может происходить за счет значительного воздействия УВ газов при ретроградных процессах. Опираясь на диаграмму Кеннона-Кессоу и особенности физико-химического состава (плотность >800 кг/м3, высокая температура начала кипения (>100°C) с одновременно высоким выходом бензинов, преимущественно нафтеновый состав), Е.В. Соболева с коллегами (2019) делают заключение, что конденсаты из альб-сеноманских отложений Бованенковского месторождения, в отличие от нефтей и конденсатов смешанного генотипа из юрских и нижнемеловых залежей, образованы из менее зрелого террагенного ОВ глинистых нижнемеловых толщ.

Нефти и конденсаты рассматриваемого района характеризуются широким диапазоном изотопного состава углерода. Вариации δ13С жидких УВ флюидов юрско-меловых залежей Бованенковского, Харасавейского и Новопортовского месторождений (табл. 3), авторы работы (Katz et al., 2003) объясняют воздействием вторичных процессов (термальная преобразованность или фракционирование при миграции). Обогащенность изотопом 13С (δ13С > –27.5‰) (табл. 3) УВ флюидов из нижнесреднеюрских залежей Южно-Тамбейского и Малоямальского месторождений и из нижнемеловых отложений Утреннего месторождения рассматривается как свидетельство их террагенного генотипа, определяемого по УВ показателям (Шевченко и др., 2016; Афанасенков и др., 2019; Fursenko, Kim, 2019). В работах (Шадрина и др., 2018; Афанасенков и др., 2019; Samoilenko et al., 2019) показано, что нефти аквагенного генотипа обеднены изотопом 13С (δ13С < –31‰; нижнемеловые залежи на западе Енисей-Хатангского района) в отличие от террагенных флюидов (δ13С > –29‰; нижнемеловые залежи Утреннего и Горчинского месторождений, среднеюрские залежи Южно-Соленинского и Пеляткинског месторождений). М.В. Дахнова с коллегами (2009) на примере Ванкорского месторождения отмечает, что наблюдается незначительное обогащение изотопом 13С (<1‰) биодеградированных нефтей из сеноманской залежи по сравнению с неизмененными нефтями из нижнемеловых отложений. При этом биодеградированные ванкорские нефти, подобно неизмененным, согласно УВ показателям являются аквагенными (Дахнова и др., 2009; Гончаров и др., 2011).

И так, нефти и конденсаты рассматриваемого района, согласно опубликованным исследованиям, образуют несколько групп, различающихся генезисом и вторичными преобразованиями. В качестве диагностических параметров для определения генотипа и уровня зрелости исследователями используются концентрационные распределения насыщенных УВ, ароматических соединений и изотопный состав углерода.

На п-ве Ямал и прилегающей западной части п-ва Гыдан УВ флюиды нижнемеловых и юрских залежей, а также конденсаты из альб-сеноманских отложений вероятнее всего генерированы зрелым террагенным и/или смешанным ОВ, которое накапливалось в слабо- и умеренно-восстановительных условиях. Их источником могли быть обогащенные катагенно зрелым ОВ нижнесреднеюрские, главным образом, зимняя, шараповская, китербютская, лайдинская и малышевская свиты (Чахмахчев и др., 1995; Конторович и др., 2013б; Chakhmakhchev et al., 1994; Fursenko, Kim, 2019). Нельзя исключать также смешивание УВ флюидов из разных источников при формировании залежей нафтидов смешанного генотипа, в первую очередь в меловых отложениях. Аквагенные УВ флюиды из меловых залежей центральных и южных районов п-ва Ямал, вероятно, образованы за счет ОВ баженовской (K1b – J3v) свиты и аквагенных прослоев малышевской (J2) свиты (Воробьева и др., 1992; Чахмахчев и др., 1995; Конторович и др., 2013б; Chakhmakhchev et al., 1994; Katz et al., 2003). Нефти и конденсаты разных генотипов Енисей-Хатангского района и прилегающей восточной части п-ва Гыдан более четко стратифицированы по разрезу. Нефти террагенного генотипа локализованы в среднеюрских залежах. Источником этих нефтей считают преимущественно высокозрелое окисленное террагенное ОВ нижней и средней юры (Филипцов и др., 2006; Ларичев и др., 2003; Гончаров и др., 2009б; Афанасенков и др., 2019). Согласно распределению УВ-биомаркеров террагенный генезис или его участие отмечается для УВ флюидов из нижнемеловых залежей Горчинского (Афанасенков и др., 2019) и Казанцевского (Родченко, 2016) месторождений. В качестве источников аквагенных нефтей нижнемеловых залежей Енисей-Хатангского района в первую очередь рассматривают обогащенные аквагенным ОВ прослои верхнеюрских яновстанской и гольчихинской свит (Дахнова и др., 2009; Гончаров и др., 2010, 2011; Ким, Родченко, 2013; Родченко, 2016; Афанасенков и др., 2019), которые захоронялись в слабо- и умеренно-восстановительных обстановках. Возможным источником некоторых аквагенных нефтей Енисей-Хатангского района могли быть глинистые прослои нижнехетской и шуратовской свит (K1) (Дахнова и др., 2009; Ким, Родченко, 2013; Родченко, 2016). Однако по мнению И.В. Гончарова с коллегами (2010) низкий генерационный потенциал и различия между молекулярными параметрами нефтей (Ванкорское месторождение) и битумоидов этой толщи не позволяют считать их источником промышленных УВ залежей.

Большинство исследователей считает, что основная масса нефтей и конденсатов апт-альб-сеноманских залежей подверглась биодеградации (Воробьева и др., 1992; Дахнова и др., 2009; Гончаров, 2011; Шевченко и др., 2016; Афанасенков и др., 2019), а согласно работе (Oblasov et al., 2018) их можно обнаружить и в нижнемеловых залежах. По мнению многих исследователей (Стасова и др., 2005; Соболева и др., 2019; Фурсенко, Ким, 2019; Katz et al., 2003) вариации физико-химических свойств УВ флюидов (плотность, вязкость, фракционный состав, содержание серы, САВ и УВ) по разрезу и по площади в значительной мере обусловлены не генетическими причинами, а вторичными преобразованиями (биодеградация, миграционные процессы). Биодеградация нефтей сопровождается значительным увеличением их плотности, вязкости, содержания САВ, нафтенов, снижением содержания низкокипящих фракций, увеличением температур начала кипения и т.п. Миграционные процессы (фильтрация, фазово-ретроградные процессы, сорбция-десорбция и т.д.) действуют разнонаправленно, что вместе с многостадийностью массопереноса УВ смесей при формировании залежей нивелирует изменения базовых качеств УВ флюидов.

УГЛЕВОДОРОДНЫЕ ГАЗЫ И ИХ ИСТОЧНИКИ

Северные и арктические районы Западной Сибири являются крупнейшим газопроизводящим районом мира. Основная масса газовых залежей локализована в меловых отложениях, главным образом в ее верхней – апт-сеноманской части.

Свободные газы нижне-среднеюрских залежей арктических районов по составу соответствуют исходному преимущественно террагенному ОВ и высокому уровню его зрелости. В качестве их источников рассматривают обогащенные углистым органическим веществом отложения триаса– средней юры (Вышемирский, Конторович, 1998; Ермилов и др., 2004). Это в основном сухие газы (содержание метана, как правило, составляет более 95%) с низкими содержаниями гомологов метана (<5%) и неуглеводородных газов (не более 1–2%) (Ермилов и др., 2004). Газы газоконденсатных залежей имеют более широкий разброс параметров компонентного состава. В нижнемеловых и верхнеюрских залежах свободные газы характеризуются обогащенностью гомологами метана (5–15%), которую объясняют значительным участием в образовании этих газов аквагенного органического вещества, в первую очередь баженовской свиты и ее возрастных аналогов (Ермилов и др., 2004; Скоробогатов и др., 2003; Скоробогатов, Строганов, 2006). Углерод метана газов из залежей в возрастном диапазоне от нижней юры до нижнего мела обогащен изотопом 13С (рис. 4) (${{\delta }^{{{\text{13}}}}}{{{\text{C}}}_{{{\text{C}}{{{\text{H}}}_{{\text{4}}}}}}}$ –40…–32‰) (Конторович и др., 1980; Полякова и др., 1986; Прасолов 1990; Немченко и др., 1998; Ермилов и др., 2004), что указывает на стадию термокаталитического преообразования исходного ОВ (Галимов, 1989), соответствующую главной зоне нефтеобразования и глубинной зоне газообразования.

Рис. 4.

Диаграмма Бернарда для углеводородных газов севера Западной Сибири. Примечание: данные по составу УВ газов соответствуют работам (Алексеев и др., 1972; Немченко и др., 1999; Cramer et al., 1999; Milkov, 2010).

Газовые залежи альб-сеноманского комплекса рассматриваемого района содержат сухие газы с легким изотопным составом, значительно легче по сравнению с газами нижнего мела и юры (рис. 4). Вопрос о механизме и источниках их формирования многие годы остается дискуссионным. В.И. Ермаков с коллегами (1970), опираясь на очень легкий изотопный состав углерода метана (≤–60‰), считали, что эти газы образовались при микробиальном разложении ОВ сеномана на этапе диагенеза. Позднее было установлено, что изотопный состав метана этих залежей, как правило, более тяжелый (${{\delta }^{{{\text{13}}}}}{{{\text{C}}}_{{{\text{C}}{{{\text{H}}}_{{\text{4}}}}}}}$ –60…–45‰) (Конторович и др., 1980; Прасолов, 1990; Галимов, 1995; Немченко и др., 1999; Ермилов и др., 2004). Используя закономерности изменения изотопного состава углерода ОВ Э.М. Галимов (1989) показал, что значения ${{\delta }^{{{\text{13}}}}}{{{\text{C}}}_{{{\text{C}}{{{\text{H}}}_{{\text{4}}}}}}}$ –55…–50‰ свидетельствуют о раннекатагенном уровне преобразования ОВ как террагенного, так и аквагенного генотипа. Соответственно, исходя из глубинной зональности газообразования и наличия газоматеринских толщ, многие исследователи считают, что основная масса сеноманских газов образовалась за счет террагенного ОВ апт-альбских отложений, испытавшего начальный катагенез (Конторович и др., 1975, 1980; Галимов, 1995; Немченко и др., 1999; Строганов, Скоробогатов, 2004).

В работах (Конторович и др., 1975, 1980; Кругликов и др., 1980) предполагается, что газы альб-сеноманских отложений могли формироваться из двух источников: за счет апт-альбских отложений с ОВ ранних стадий катагенеза и из сильно преобразованного ОВ юрских пород. Эти предположения подтверждаются результатами бассейнового моделирования нефтегазообразования в пределах п-вов Ямал и Гыдан (Конторович и др., 2013б). Кроме того, образованием альб-сеноманских газов из нескольких источников, находящихся на разных стадиях катагенеза, можно объяснить, что в их составе наряду с изотопно легким метаном обнаружен метан с тяжелым изотопным составом углерода (–42…–38‰), подобным метану среднеюрских газов (Прасолов, 1990; Ермилов и др., 2004). Согласно расчетам В.С. Вышемирского и А.Э. Конторовича (1998) в альб-сеноманском нефтегазоносном комплексе содержится не менее 45% газа, которое эмигрировало из триас-среднеюрских отложений. Помимо публикации (Ермаков, 1970) очень низкие значения ${{\delta }^{{{\text{13}}}}}{{{\text{C}}}_{{{\text{C}}{{{\text{H}}}_{{\text{4}}}}}}}$ (<–60‰) для некоторых альб-сеноманских газов показаны в исследованиях (Конторович и др., 1980; Немченко и др., 1999; Ермилов и др., 2004). Поэтому в работах (Гончаров и др., 1983, 2011; Milkov, 2010; Oblasov et al., 2018) развиваются представления о “вторичном” микробиальном происхождении этих сухих изотопно легких газов (рис. 4). Основным процессом, за счет которого могли генерироваться такие газы, рассматривают анаэробную биодеградацию нефтей метаногенерирующими бактериями. Таким образом значительная роль в формировании уникальных апт-альб-сеноманских залежей УВ газов в северных и арктических районах Западной Сибири отводится газам ранней генерации, которые образуются из углистого ОВ в начале его термокаталитического преобразования (Конторович и др., 1975, 1980, 1994а, 2013б; Строганов, Скоробогатов, 2004). Благоприятными для аккумуляции этих газов в залежах являются следующие факторы: присутствие в разрезе мощных угленосных нижнемеловых отложений с высоким содержанием Сорг (до 5–10%), достигших начала ГЗН, наличие на момент газогенерации структурных ловушек и качественных флюидоупоров (турон-палеоген, мощность >500 м), предотвращающих рассеивание газов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В составе юры и мела арктических районов Западной Сибири наблюдается значительный по мощности комплекс пород, которые рассматривают в качестве нефтегазоматеринских. Основными нефтематеринскими толщами считают верхнеюрскую баженовскую свиту (п-в Ямал), верхи гольчихинской (п-в Гыдан и прилегающая северо-западная часть Енисей-Хатангского района) и среднюю часть яновстанской (юго-запад Енисей-Хатангский района) свит. Эти породы обогащены преимущественно аквагенным ОВ, зрелость которого соответствует уровню ГЗН – началу ГЗГ. В отличие от классической баженовской свиты центральных районов для верхнеюрского нефтематеринского аквагенного ОВ арктических районов Западной Сибири отмечают примесь террагенной органики и признаки окисленности в диагенезе, обусловленные преобладанием прибрежно-морских условий накопления ОВ в сочетании с близостью источников сноса осадочного материала, что отражается как на ОВ, так и на составе нефтей аквагенного генотипа, генерированных этими толщами. Нефти и конденсаты, генетически связанные с верхнеюрскими нефтематеринскими породами, аккумулированы главным образом в залежах нижнего мела. В составе нижнесреднеюрских отложений к нефтематеринским относят зимнюю, шараповскую, китербютскую, лайдинскую и малышевскую свиты, обогащенные смешанным высокозрелым ОВ. В Енисей-Хатангском районе и на востоке п-ва Гыдан нефти и конденсаты, генерированные этими толщами обнаружены, в основном, в среднеюрских залежах. На п-ве Ямал и в западной части п-ва Гыдан они аккумулированы как в юрских, так и в меловых отложениях. Способностью к нефтегенерации, вероятно, обладают обогащенные аквагенным ОВ глинистые прослои верхнеюрских сиговской и абалакской свит, а также глины низов нижнего мела (нижнехетская, шуратовская и ахская свиты), нефтегенерационные свойства которых изучены недостаточно детально.

В опубликованных исследованиях практически весь юрско-меловой комплекс пород рассматривается как газопроизводящий. Однако основным поставщиком УВ газов в залежи арктических районов Западной Сибири считают нижнесреднеюрские отложения с высокозрелым преимущественно террагенным ОВ. Обогащенные ОВ, в том числе и аквагенным, верхнеюрские отложения также внесли существенный вклад в формирование уникальной газоносности региона. В апт-альб-сеноманских газовых залежах значительна роль сухих, изотопно легких газов, образованных на начальных стадиях катагенеза из террагенного (углистого) ОВ меловых отложений. В качестве вероятных источников этих газов рассматривают УВ газы, преимущественно метан, образующийся при биодеградации нефтей. Соответственно, вопрос о генезисе апт-альб-сеноманских газов остается дискуссионным.

Очаги нефтегазогенерации рассматриваемого района локализованы в наиболее погруженных, депрессионных зонах. Поставщиком УВ в залежи Ванкорской группы считают юрско-меловые отложения Большехетской мегасинеклизы. УВ флюиды Енисей-Хатангского района, локализованные севернее Ванкорского месторождения, вероятнее всего формировались за счет нефтегазогенерации в пределах одноименного прогиба. Нефти, газы и конденсаты п-ва Ямал и западной части п-ва Гыдан могли эмигрировать из крупных отрицательных тектонических структур, которые выделяют в акватории Карского моря и на п-ве Гыдан. Следует отметить, что геохимия ОВ осадочных толщ в пределах двух последних очагов не исследована из-за низкой разбуренности и, как следствие, недоступности кернового материала. Для оценки масштабов нефтегазогенерации в них используются расчетные геохимические параметры, что существенно снижает достоверность этих работ. Установлено, что ОВ юрско-меловых отложений весьма неоднородно распределено по площади и по разрезу. Это касается как его концентраций в породах, так и его генерационных характеристик, зависящих в первую очередь от фациально-генетического типа и уровня катагенетической зрелости. Слабоизученным, зачастую охарактеризованным единичными анализами, остается ОВ нижнесреднеюрских и меловых отложений. Разрозненный, слабо детализированный аналитический материал приводит к большим вариациям в оценках времени и масштабов нефтегазогенерации в юрско-меловом комплексе, которые приводятся в последних публикациях по бассейновому моделированию. Соответственно, существует необходимость в детализации геохимических исследований юрско-меловых отложений в первую очередь наиболее северных участков рассматриваемого района.

Исследование выполнено при финансовой поддержке РФФИ в рамках научного проекта № 19-15-50119\19.

Список литературы

  1. Алексеев Ф.А., Лебедев В.С., Крылова Т.А. (1972) Изотопный состав углерода газообразных углеводородов и условия образования залежей природного газа. Советская геология. (4), 35-47.

  2. Афанасенков А.П., Петров А.Л., Грайзер Э.М. (2018) Геохимическая характеристика и нефтегенерационный потенциал мезозойских отложений Гыданской и Енисей-Хатангской областей. Геология нефти и газа. (6), 109-127.

  3. Афанасенков А.П., Жеглова Т.П., Петров А.Л. (2019) Углеводороды-биомаркеры и изотопный состав углерода битумоидов и нефтей мезозойских отложений западной части Енисей-Хатангской нефтегазоносной области. Георесурсы. 21(1), 47-63.

  4. Борисова Л.С., Косяков Д.В., Красавчиков В.О., Фурсенко Е.А. (2011) Региональные закономерности изменения физико-химических свойств нефтей нижнего мела (берриас – готерив) Западной Сибири. Геология нефти и газа. (5), 56-63.

  5. Болдушевская Л.Н. (2001) Геохимические критерии прогноза нефтегазоносности мезозойских отложений Енисей-Хатангского регионального прогиба и северо-востока Западно-Сибирской плиты. Дис. … канд. геол.мин. наук. Красноярск: КНИИГиМС, 206 с.

  6. Бостриков О.И., Ларичев А.И. (2016) Геохимические аспекты изучения нижнесреднеюрских отложений Западно-Сибирской плиты в связи с оценкой их УВ-потенциала. Нефтегазовая геология. Теория и практика. 6(3), 1-19.

  7. Воробьева Н.С., Земскова З.К., Пунанова В.Г., Русинова Г.В., Петров А.А. (1992) Биометки нефтей Западной Сибири. Нефтехимия. 32(5), 405-420.

  8. Вышемирский В.С., Конторович А.Э. (1998) Эволюция образования углеводородных газов в истории Земли. Геология и геофизика. 39(10), 1392-1401.

  9. Галимов Э.М. (1989) Источники и механизмы образования углеводородных газов в осадочных породах. Геохимия. (2), 163-180.

  10. Галимов Э.М. (1995) Генезис газов на севере Западной Сибири по данным δ13С и δH метана. ДАН. 342(3), 371-374.

  11. Гончаров И.В., Крашин Д.И., Шпильман К.А. (1983) О природе нефтей и газов севера Тюменской области. Геология нефти и газа. (3), 34-38.

  12. Гончаров И.В., Кринин В.А., Самойленко В.В., Обласов Н.В., Фадеева С.В. (2009а) К вопросу о генерационном потенциале яновстанской свиты северо-востока Западной Сибири. Материалы VII Международной конференции “Химия нефти и газа” (г. Томск 21–26 октября 2009). Томск: Изд-во Института оптики атмосферы СО РАН, 26-30.

  13. Гончаров, И.В. Кринин В.А., Самойленко В.В., Обласов Н.В., Фадеева С.В. (2009б) Геохимия нефтей юрско-меловых отложений района Ванкорского месторождения. Материалы VII Международной конференции “Химия нефти и газа” (г. Томск 21–26 октября 2009). Томск: Изд-во Института оптики атмосферы СО РАН, 204-208.

  14. Гончаров И.В., Кринин В.А., Самойленко В.В., Обласов Н.В., Фадеева С.В. (2010) Нефти нижнехетской свиты Ванкорского месторождения и источник их генерации. Успехи органической геохимии: материалы Всероссийской научной конференции (г. Новосибирск 11–15 октября 2010). (Ред. А.Э. Конторович). Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 100-104.

  15. Гончаров И.В., Самойленко В.В., Обласов Н.В., Кринин В.А., Ошмарин Р.А. (2011) Природа нефтей района Ванкорского месторождения. Нефтяное хозяйство. (3), 12-17.

  16. Гордадзе Г.Н., Чахмахчев В.А., Тихомиров В.И. (2004) Геохимическая типизация газоконденсатов нижнемаловых пластов Ямбургского месторождения Западной Сибири. Нефтехимия. 44(3), 171-179.

  17. Гордадзе Г.Н., Гируц М.В., Пошибаева А.Р., Пошибаев В.В., Гаянова А.А., Постников А.В., Постникова О.В. (2019) Исследование строения бензольных, спирто-бензольных смол и керогена органического вещества пород (на примере пород баженовской свиты северной части Гыданского полуострова). Нефтехимия. 59(6), 618-631.

  18. Гурари Ф.Г. (2003) Строение и условия образования клиноформ неокомских отложений Западно-Сибирской плиты (история становления представлений). Новосибирск: СНИИГГиМС, 140 с.

  19. Гурари Ф.Г., Девятов В.П., Демин В.И., Еханин А.Е., Казаков А.М., Касаткина Г.В., Курушин Н.И., Могучева Н.К., Сапьяник В.В., Серебренникова О.В., Смирнов Л.В., Смирнова Л.Г., Сурков В.С., Сысолова Г.Г., Шиганова О.В. (2005) Геологическое строение и нефтегазоносность нижней– средней юры Западно-Сибирской провинции. Новосибирск: Наука, 156 с.

  20. Дахнова М.В., Жеглова Т.П., Нечитайло Г.С., Назарова Е.С., Мялкина Ю.А. (2009) Геохимия и генезис нефтей Ванкорского месторождения. Геология нефти и газа. (5), 30-37.

  21. Дешин А.А., Сафронов П.И., Бурштейн Л.М. (2017) Оценка времени реализации главной фазы нефтеобразования в средне-верхнеюрских отложениях севера Западной Сибири. Геология нефти и газа. (4), 33-44.

  22. Дешин А.А., Бурштейн Л.М. (2018) Оценка масштабов генерации углеводородов в средне-верхнеюрских отложениях севера Западной Сибири. Нефтегазовая геология. Теория и практика. 13(3), 1-15.

  23. Ермаков В.И., Лебедев В.С., Немченко Н.Н., Ровенская А.С., Грачев А.В. (1970) Изотопный состав углерода природных газов севера Западно-Сибирской низменности в связи с вопросами их генезиса. ДАН СССР. 190(3), 683-686.

  24. Ермилов О.М., Карагодин Ю.Н., Конторович А.Э., Тер-Саакян Ю.Г., Агалаков С.Е., Беляев С.Ю., Борисова Л.С., Букреева Г.Ф., Бурштейн Л.М., Гордеев В.Н. Дмитрук В.В., Жилина И.В., Конторович В.А., Красавчиков В.О., Супруненко О.И., Чупова И.М., Фурсенко Е.А. (2004) Особенности геологического строения и разработки уникальных залежей газа крайнего севера Западной Сибири. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 141 с.

  25. Казаков А.М., Константинов А.Г., Курушин Н.И., Могучева Н.К., Соболев Е.С., Фрадкина А.Ф., Ядренкин А.В., Девятов В.П., Смирнов Л.В. (2002) Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Триасовая система. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал “ГЕО”, 322 с.

  26. Казаненков В.А., Ершов С.В., Рыжкова С.В., Борисов Е.В., Пономарева Е.В., Попова Н.И., Шапорина М.Н. (2014) Геологическое строение и нефтегазоносность региональных резервуаров юры и мела в Карско-Ямальском регионе и прогноз распределения в них углеводородов. Геология нефти и газа. (1), 29-51.

  27. Казаненков В.А., Фурсенко Е.А., Шапорина М.Н. (2018) Закономерности изменения физико-химических свойств нефтей и конденсатов из залежей тюменской и малышевской свит Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Нефтегазовая геология. Теория и практика. 13(2), 1-22.

  28. Ким Н.С., Родченко А.П. (2013) Органическая геохимия и нефтегазогенерационный потенциал юрских и меловых отложений Енисей-Хатангского регионального прогиба. Геология и геофизика. 54(8), 1236-1252.

  29. Кислухин И.В. (2012) Особенности геологического строения и нефтегазоносность юрско-неокомских отложений полуострова Ямал. Тюмень: ТюмГНГУ, 116 с.

  30. Клещев К.А., Шеин В.С. (2010) Нефтяные и газовые месторождения России. Книга вторая – азиатская часть России. М.: ВНИГНИ, 720 с.

  31. Конторович А.Э. (1976) Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности. М.: Недра, 248 с.

  32. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Сурков В.С., Трофимук А.А., Эрвье Ю.Г. (1975) Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра, 680 с.

  33. Конторович А.Э., Богородская Л.И., Голышев С.И., Стасова О.Ф., Фомичев А.С., Андрусевич В.Е., Бабина Н.М., Мельникова В.М., Липницкая Л.Ф., Озеранская Л.Ф., Шевченко А.А. (1980) Геохимические критерии нефтегазоносности и условия формирования скоплений нефти и газа мезозойских отложений севера Западно-Сибирской плиты. Критерии прогноза нефтегазоносности провинций Сибири. Сб. науч. тр. СНИИГГиМС Вып. 283 (Под ред. Конторович А.Э., Растегин А.А.). Новосибирск: СНИИГГиМС, 86-127.

  34. Конторович А.Э., Сурков В.С., Трофимук А.А., Афанасьев С.А., Гайдебурова Е.А., Гребенюк В.В., Данилова В.П., Запивалов Н.П., Иванов И.А., Казанский Ю.П., Карагодин Ю.Н., Каштанов В.А., Конторович В.А., Краснов В.И., Левчук М.А., Меленевский В.Н., Москвин В.И., Смирнов Л.В., Старосельцев В.С., Фомин А.Н., Фомичев А.С. (1994а) Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 2. Западно-Сибирский бассейн. Новосибирск: ОИГГМ СО РАН, СНИИГГиМС, 201 с.

  35. Конторович А.Э., Гребенюк В.В., Кузнецов Л.Л., Куликов Д.П., Хмелевский В.Б., Азарнов А.Н., Накаряков В.Д., Полякова И.Д., Сибгатуллин В.Г., Соболева Е.И., Старосельцев В.С., Степаненко Г.Ф. (1994б) Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 3. Енисей-Хатангский бассейн. Новосибирск: ОИГГМ СО РАН, СНИИГГиМС, 71 с.

  36. Конторович А.Э., Конторович В.А., Рыжкова С.В., Шурыгин Б.Н., Вакуленко Л.Г., Гайденбурова Е.А., Данилова В.П., Казаненков В.А., Ким Н.С., Костырева Е.А., Москвин В.И., Ян П.А. (2013а) Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в юрском периоде. Геология и геофизика. 54(8), 972-1012.

  37. Конторович А.Э., Бурштейн Л.М., Малышева Н.А., Сафронов П.И., Гуськов С.А., Ершов С.В., Казаненков В.А., Ким Н.С., Конторович В.А., Костырева Е.А., Меленевский В.Н., Лившиц В.Р., Поляков А.А., Скворцов М.Б. (2013б) Историко-геологическое моделирование процессов нафтидогенеза в мезозойско-кайнозойском осадочном бассейне Карского моря (бассейновое моделирование). Геология и геофизика. 54(8), 1179-1226.

  38. Конторович А.Э., Ершов С.В., Казаненков В.А., Карогодин Ю.Н., Конторович В.А., Лебедева Н.К., Никитенко Б.Л., Попова Н.И., Шурыгин Б.Н. (2014) Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в меловом периоде. Геология и геофизика. 55(5–6), 745-776.

  39. 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), 357-371.

  40. Конторович А.Э., Богородская Л.И., Борисова Л.С., Бурштейн Л.М., Исмагилов З.Р., Ефимова О.С., Костырева Е.А., Лемина Н.М., Рыжкова С.В., Созинов С.А., Фомин А.Н., Лившиц В.Р. (2019) Геохимия и катагенетические превращения керогена баженовского горизонта. Геохимия. 64(6), 585-593.

  41. Kontorovich A. E., Bogorodskaya L.I., Borisova L.S., Burshtein L.M., Ismagilov Z.P., Efimova O.S., Kostyreva E.A., Lemina N.M., Ryzhkova S.V., Sozinov S.A., Fomin A.N. (2019) Geochemistry and Catagenetic Transformations of Kerogen from the Bazhenov Horizon. Geochem. Int. 57(6), 621-634.

  42. Кругликов Н.М., Лобков В.А., Прасолов Э.М., Тихомиров В.В., Яковлев О.Н. (1980) Особенности геохимии газов Западной Сибири как показатель условий скопления углеводородов. Условия нефтегазоносности и особенности формирования месторождений нефти и газа на Западно-Сибирской плите (Под ред. Евсеев Г.П.). Л.: ВНИГРИ, 75-92.

  43. Ларичев А.И., Рязанова Т.А., Меленевский В.Н., Сухоручко В.И., Чуйкова Т.Э., Видик С.В., Соловьева Н.С. (2003) Органическая геохимия среднеюрско-нижнемелового разреза восточного борта Большехетской впадины. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. (11), 4-13.

  44. Лопатин Н.В., Емец Т.П. (1987) Пиролиз в нефтегазовой геохимии. М.: Наука, 144.

  45. Лопатин Н.В., Емец Т.П., Зубайраев С.Л., Литвинова В.Н. (1987) Углеводородный потенциал баженовской свиты Западной Сибри в свете данных пиролиза. Геология и геофизика. (7), 25-31.

  46. Лопатин Н.В., Мойя М.А., Емец Т.П. (1992) Об изотопно-геохимической характеристике нефтей и органического вещества глин тюменской свиты Западно-Сибирского бассейна. Геология нефти и газа. (4), 24-29.

  47. Немченко Н.Н., Ровенская А.С., Шоелл М. (1999) Происхождение природных газов гигантских газовых залежей севера Западной Сибири. Геология нефти и газа. (1–2), 45-56.

  48. Никитенко Б.Л. (2009) Стратиграфия, палеобиогеография и биофации юры Сибири по микрофауне (фораминиферы и остракоды). Новосибирск: Параллель, 680 с.

  49. Никитенко Б.Л., Девятов В.П., Родченко А.П., Левчук Л.К., Пещевицкая Е.Б., Фурсенко Е.А. (2020) Гольчихинская свита (верхи бата – низы бореального берриаса) Енисей-Хатангского прогиба (запад Северо-Сибирской низменности). Геология и геофизика. 61(4), 508-526.

  50. Петров А.А. (1994) Геохимическая типизация нефтей. Геохимия. (6), 876-891.

  51. Полякова И.Д., Колганова М.М., Соболева Е.И., Степаненко Г.Ф. (1986) Геохимические критерии нефтегазоносности севера Сибирской платформы. Геология и нефтегазоносность Енисей-Хатангского бассейна. М.: Наука, 119-132.

  52. Попов С.А., Исаев В.И. (2011) Моделирование нафтидогенеза Южного Ямала. Геофизический журн. 33(2), 80-104.

  53. Постановления межведомственного стратиграфического комитета и его постоянных комиссий. Выпуск 36 (2006) (Под ред. Жамойда А.И.). СПб: ВСЕГЕИ, 64 с.

  54. Прасолов Э.М. (1990) Изотопная геохимия и происхождение природных газов. Л.: Недра, 283 с.

  55. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири (2004) (Под ред. Гурари Ф.Г.). Новосибирск: СНИИГГиМС, 114 с.

  56. Родченко А.П. (2016) Геохимия органического вещества верхнеюрских отложений северо-востока Западной Сибири и генезис меловых нефтей региона. Геология нефти и газа. (6), 107-118.

  57. Сафронов П.И., Ершов С.В., Ким Н.С., Фомин А.Н. (2011) Моделирование процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородов в юрских и меловых комплексах Енисей-Хатангского бассейна. Геология нефти и газа. (5), 49-55.

  58. Скоробогатов В.А., Строганов Л.В. (2006) Гыдан: геологическое строение, ресурсы углеводородов, будущее… М.: ООО “Недра-Бизнесцентр”, 261 с.

  59. Скоробогатов В.А., Строганов Л.В., Копеев В.Д. (2003) Геологическое строение и газонефтеносность Ямала. М.: ООО “Недра-Бизнесцентр”, 352 с.

  60. Соболева Е.В., Большакова М.А., Корнева Т.Н., Натитник И.М., Мальцев В.В., Санникова И.А., Сауткин Р.С. (2019) Влияние геолого-геохимических условий формирования залежей на состав и свойства углеводородных флюидов (на примере Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения). Георесурсы. 21(2), 190-202.

  61. Соболева Е.В., Строганов Л.В. (1993) Генетические особенности и перспективы поисков нефтяных скоплений на Ямале. Геология нефти и газа. (6), 6-10.

  62. Стасова О.Ф., Андрусевич В.Е. (1981) Типы нефтей и конденсатов в мезозойских отложениях севера Западно-Сибирской плиты. Органическая геохимия мезозойских и палеозойских отложений Сибири. Сб. науч. тр. СНИИГГиМСа. Вып. 288 (Под ред. Конторовича А.Э., Фомичева А.С.). Новосибирск: СНИИГГиМС, 29-36.

  63. Стасова О.Ф. Фомичев А.С., Ларичкина Н.И., Чеканов В.И. (2005) Типы нефтей нижнемеловых и верхнеюрских отложений восточной части Большехетской впадины и Мангазейской зоны поднятий. Технологии ТЭК. (3), 10-15.

  64. Строганов Л. В. (1989) Генетическая зональность размещения газоконденсатных залежей и прогноз нефтегазоносности п-ова Ямал. Геология нефти и газа. (4), 12-15.

  65. Строганов Л.В., Скоробогатов В.А. (2004) Газы и нефти ранней генерации Западной Сибири. М.: ООО “Недра-Бизнесцентр”, 415 с.

  66. Ступакова А.В., Казанин Г.С., Иванов Г.И., Кирюхина Т.А., Курасов И.А., Мальцев В.В., Павлов С.П., Ульянов Г.В. (2014) Моделирование процессов образования углеводородов на территории Южно-Карской впадины. Разведка и охрана недр. (4), 47-51.

  67. Ульянов Г.В. (2011) Геолого-геохимические предпосылки газонефтеносности юрских отложений Южно-Карской впадины. Автореф. дис. … канд. геол.-мин. наук. Москва: МГУ, 24 с.

  68. Филипцов Ю.А., Болдушевская Л.Н., Конторович А.А., Кринин В.А. (1998) Катагенез органического вещества и фазовый состав залежей углеводородов северо-западного обрамления Сибирской платформы. Геология нефти и газа. (12), 25-33.

  69. Филипцов Ю.А., Давыдова И.В., Болдушевская Л.Н., Данилова В.П., Костырева Е.А., Фомин А.Н. (2006) Взаимосвязь материнских пород и нефтей в мезозойских отложениях северо-востока Западно-Сибирской плиты на основе изучения углеводородов-биомаркеров и катагенеза органического вещества. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. (5–6), 52-57.

  70. Фомин А.Н. (2011) Катагенез органического вещества и нефтегазоносность мезозойских и палеозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна. Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 331 с.

  71. Чахмахчев А.В., Сузуки Н., Чахмахчев В.А. (1995) Углеводороды-биомаркеры при геохимической оценке перспектив нефтегазоносности Ямала. Геохимия. (5), 665-676.

  72. Шадрина Е.С., Самойленко В.В., Гончаров И.В. (2018) Природа нефтей и газов Гыданского полуострова. Материалы X Международной конференции “Химия нефти и газа” (г. Томск 1–5 октября 2018). Томск: Издательский Дом ТГУ, 704-704.

  73. Шевченко Н.П., Фурсенко Е.А., Каширцев В.А., Карташов Е.В. Геохимия бензиновых фракций конденсатов полуострова Ямал. Материалы XII международного научного конгресса “Интерэкспо ГЕО-Сибирь 2016" (г. Новосибирск 18–22 апреля 2016). Новосибирск: СГУГиТ, 180-184.

  74. Chakhmakhchev A., Sampei Y., Suzuki N. (1994) Geochemical characteristics of oils and source rocks in the Yamal peninsula, West Siberia, Russia. Organic Geochem. 22(2), 311-322.

  75. Cramer B., Poelchau H.S., Gerling P., Lopatin N.V., Littke R. (1999) Methane released from groundwater: the source of natural gas accumulations in northern West Siberia. Marine Petrol Geology. 16(3), 225-244.

  76. Fursenko E.A., Kim N.S. (2019) Geochemistry of Condensates of Maloyamal’skoe Field (Yamal Peninsula, Western Siberia). Petroleum Chemistry. 59(10), 1138-1146.

  77. Katz B.J., Robison C.R., Chakhmakhchev A.V. (2003) Aspects of hydrocarbon charge of the petroleum system of the Yamal Peninsula, West Siberia basin. International J. Coal Geology. 54(1–2), 155-164.

  78. Milkov A.V. (2010) Methanogenic biodegradation of petroleum in the West Siberia basin (Russia): significance for formation of giant Cenomanian gas pools. AAPG Bulletin. 94(10), 1485-1541.

  79. Oblasov N.V., Goncharov I.V., Samoilenko V.V., van Graas G.W. (2018) Biodegradation in the Nkh 3-4 reservoir at Vankor Field (West Siberia Basin, Russia) is strongly controlled by rock properties. Organic Geochem. 119, 36-49.

  80. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. (2005) The Biomarker Guide. Second Edition. Cambridge: Cambridge University Press, 1155 p.

  81. Samoilenko V.V., Shadrina E.S., Goncharov I.V., Oblasov N.V., Veklich M.A., Zherdeva A.V. The origin of hydrocarbon fluids and features of the formation of oil and gas fields in the Gydan peninsula. Materials of 29th IMOG (Gothenburg, 1–6 ceнтябpя 2019). EAGE, 1-2.

  82. Seifert W., Moldowan J. (1981) Paleoreconstruction by Biological Markers. Geochim. Cosmochim. Acta. 45(6), 783-794.

  83. Whiticar M.J. (1999) Carbon and hydrogen isotopes systematics of bacterial formation and oxidation of methane. Chem. Geology. (161), 291-314.

Дополнительные материалы отсутствуют.