Геохимия, 2022, T. 67, № 4, стр. 339-349

Геохимия нефтей среднедевонско-нижнефранского терригенного нефтегазоносного комплекса Тимано-Печорского бассейна

Д. А. Бушнев a*, Н. С. Бурдельная a, А. А. Деревесникова a, Л. В. Огданец b**

a Институт геологии им. академика Н.П. Юшкина ФИЦ Коми НЦ УрО РАН
167982 Сыктывкар, ул. Первомайская, 54, Россия

b Филиал ООО “Газпром ВНИИГАЗ” в г. Ухта
169300 Ухта, ул. Севастопольская, 1-а, Россия

* E-mail: boushnev@geo.komisc.ru
** E-mail: l.ogdanets@sng.vniigaz.gazprom.ru

Поступила в редакцию 08.04.2021
После доработки 09.07.2021
Принята к публикации 05.08.2021

Аннотация

Изучен состав углеводородов-биомаркеров, изотопный состав углерода фракций ряда нефтей среднедевонско-нижнефранского терригенного комплекса Тимано-Печорского бассейна. Особенностью изученных нефтей является высокое содержание парафиновых углеводородов. Образование нефтей комплекса связано с катагенезом терригенного органического вещества вмещающих отложений. В составе углеводородов-биомаркеров изученных нефтей фиксируются признаки, указывающие на смешение существенно парафинистой основы нефтей комплекса с нефтями из других нефтегазоносных комплексов, а именно – доманиково-турнейского и нижнепалеозойского карбонатного.

Ключевые слова: Тимано-Печорский бассейн, среднедевонско-нижнефранский нефтегазоносный терригенный комплекс, парафинистые нефти, углеводороды-биомаркеры, изотопный состав углерода

Список литературы

  1. Анищенко Л.А., Валяева О.В., Процько О.С., Разманова О.Ф. (2014) Тяжелые нефти Тимано-Печорской провинции. Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. 9, 11-14.

  2. Баженова Т.К., Васильева В.Ф., Климова Л.И., Шапиров А.И., Шиманский В.К., Яковлева (Гембицкая) Л.А. (2008) Органическая геохимия Тимано-Печорского бассейна. Санкт-Петербург: ВНИГРИ, 164 с.

  3. Бушнев Д.А. (1999) Основы геохимической интерпретации данных по составу и распределению индивидуальных органических соединений в нефтях и осадочных породах. Сыктывкар: Геопринт, 48 с.

  4. Бушнев Д.А. (2002) Особенности состава биомаркеров битумоида и продуктов пиролиза керогена отложений верхнего девона Печорского бассейна. Нефтехимия. 42(5), 3-18.

  5. Бушнев Д.А., Бурдельная Н.С. (2009) Химическая структура керогена и условия его формирования. Геология и геофизика. 50(7), 822-829.

  6. Бушнев Д.А., Бурдельная Н.С. (2013) Моделирование процесса нефтеобразования углеродистым сланцем доманика. Нефтехимия. 53(3), 163-170.

  7. Бушнев Д.А., Бурдельная Н.С. (2015) Нефти и органическое вещество позднедевонских отложений Тимано-Печорского бассейна, сопоставление по молекулярным и изотопным данным. Нефтехимия. 55(5), 375-382.

  8. Бушнев Д.А., Валяева О.В. (2015) Н‑алкилбензолы и 1-н-алкилнафталины в ряде нефтей позднедевонского возраста Тимано-Печорской провинции. Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. 10, 17-20.

  9. Бушнев Д.А., Бурдельная Н.С., Деревесникова А.А. (2017) Геохимия нефтей позднего девона Тимано-Печорского бассейна. Геология и геофизика. 58, 410-422.

  10. Бушнев Д.А., Валяева О.В., Бурдельная Н.С. (2018) Биомаркеры нефтей нижнего палеозоя северной части Тимано-Печорского бассейна. Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. 4, 45-48.

  11. Бушнев Д.А., Валяева О.В., Бурдельная Н.С. (2019) Изотопный состав углерода нефтей нижнего палеозоя северной части Тимано-Печорского бассейна. Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. 7, 3-7.

  12. Валяева О.В., Бушнев Д.А. (2020) Геохимическая характеристика нефтей вала Гамбурцева. Нефтегазовая геология. Теория и практика. 20. https://doi.org/10.17353/2070-5379/20_2020

  13. Данилевский С.А., Склярова З.П., Трифачев Ю.М. (2003) Геофлюидальные системы Тимано-Печорской провинции. Ухта, 298 с.

  14. Данилов В.Н., Кочкина Ю.В. (2016) Геохимические и тектонические условия формирования ловушек и залежей углеводородов юга Печоро-Кожвинского мегавала. Геология нефти и газа. 1, 79-87.

  15. Данилов В.Н., Макарова И.Р., Кочкина Ю.В. (2016) Характеристика рассеянного органического вещества пород южной части Печоро-Кожвинского мегавала. Вести газовой науки. 1(25), 176-189.

  16. Каширцев В.А., Ким Н.С., Фурсенко Е.А., Дзюба О.С., Фомин А.Н., Чалая О.Н. (2013) Генезис нефтей и нефтепроявлений Анабаро-Хатангской седловины (Арктический сектор сибирской платформы). Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. 1(13), 54-63.

  17. Кочкина Ю.В. (2017) Перспективы нефтегазоносности южной части Печоро-Кожвинского мегавала Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна. Вести газовой науки. 3(31), 133-140.

  18. Склярова З.П. (2007) Геохимия трудноизвлекаемых углеводородных флюидов Тимано-Печорской провинции. Ухта: УГТУ, 68 с.

  19. Смирнов М.Б., Полудеткина Е.Н. (2018) Характеристики источников нефтей Ромашкинского месторождения по результатам изучения состава насыщенных и ароматических биомаркеров. Геохимия. 2, 175-184.

  20. Smirnov M.B., Poludetkina E.N. (2018) Characteristics of sources of oils of Romashkino Field by composition of saturated and aromatic biomarkers. Geochem. Int. 56(2), 162-170.

  21. Смирнов М.Б., Борисов Р.С., Ванюкова Н.А. (2020) Новая реакция при формировании состава нефтей: метилирование ароматических циклов. Геохимия. 65(5), 452-463.

  22. Smirnov M.B., Borisov R.S., Vanyukova N.A. (2020) A new reaction involved in forming the composition of oils: Methylation of aromatic cycles. Geochem. Int. 58(5), 520-530.

  23. Тиссо Б., Вельте Д. (1981) Образование и распространение нефти и газа: [Пер. с англ.]. М.: Мир, 501 с.

  24. Ященко И.Г. (2014) Трудноизвлекаемые нефти: физико-химические свойства и экологические последствия их добычи. Экспозиция Нефть Газ. 1(33), 30-35.

  25. Burdel’naya N.S., Bushnev D.A., Golubev E.A., Derevesnikova A.A., Radaev V.A. (2020) Thermolysis of asphaltenes of Timan–Pechora heavy oils. Pet. Chem. 60(6), 699-708.

  26. Hedberg H.D. (1968) Significance of high-wax oils with respect to genesis of petroleum. AAPG Bull. 52(5), 736-750.

  27. Ivanova I.K., Kashirtsev V.A., Semenov M.E., Glyaznetsova Yu.S., Chalaya O.N., Zueva I.N., Portnyagin A.S. (2020) Effect of the solvent composition on the content of the crystalline phase and melting temperature of paraffin waxes. Russ. J. Appl. Chem. 93(4), 603-610.

  28. Jacobson S.P., Hatch J.R., Teerman S.C., Askin R.A. (1988) Middle Ordovician organic matter assamblages and their effect on ordovician-derived oils. AAPG Bull. 72(9), 1090-1100.

  29. Radke M., Welte D.H., Willsch H. (1982) Geochemical study on a well in the Western Canada Basin: relation of the aromatic distribution pattern to maturity of organic matter. Geochim. Cosmochim. Acta. 46(1), 1-10.

  30. Radke M., Welte D.H., Willsch H. (1986) Maturity parameters based on aromatic hydrocarbons: influence of the organic matter type. Org. Geochem. 10, 51-63.

  31. Radke M. (1988) Application of aromatic compounds as maturity indicators in source rocks and crude oils. Mar. Pet. Geol. 5, 224-236.

  32. Reed J.D., Illich H.A., Horsfield B. (1986) Biochemical evolutionary significance of Ordovician oils and their sources. Org. Geochem. 10, 347–358.

  33. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. (2005) The Biomarker Guide. 2nd Ed. Cambridge: Cambridge University Press, 1155 p.

  34. Samanta U., Mishra C.S., Misra K.N. (1994) Indian high wax crude oils and the depositional environments of their source rocks. Mar. Pet. Geol. 11(6), 756-759.

  35. Sinninghe Damsté J.S., Keely B.J., Betts S.E., Baas M., Maxwell J.R., de Leeuw J.W. (1993) Variations in abundances and distributions of isoprenoid chromans and long-chain alkylbenzenes in sediments of the Mulhouse Basin: a molecular sedimentary record of palaeosalinity. Org. Geochem. 20(8), 1201-1215.

  36. Summons R.E., Powell T.G. (1986) Identification of aryl isoprenoids in source rocks and crude oils: Biological markers for the green sulphur bacteria. Geochim. Cosmochim. Acta. 51, 557-566.

Дополнительные материалы отсутствуют.