Геохимия, 2022, T. 67, № 7, стр. 655-667

Дифференциация нефтей Татарстана по составу моноароматических стеранов

М. Б. Смирнов a*, Н. П. Фадеева b**, Н. А. Ванюкова a

a Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Ордена Трудового Красного Знамени Институт нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева РАН
119991 Москва, Ленинский просп., 29, ГСП-1, Россия

b Московский Государственный университет им. М.В. Ломоносова, Геологический факультет
119991 Москва, Ленинские горы, 1, Россия

* E-mail: m1952Ss@yandex.ru
** E-mail: fadeeva_nataly@mail.ru

Поступила в редакцию 20.04.2021
После доработки 18.07.2021
Принята к публикации 26.08.2021

Аннотация

Изучен состав и содержание моноароматических стеранов (МАС) 42 образцов нефтей Татарстана из коллекторов двенадцати горизонтов от воробъевского горизонта (средний девон) до башкирского яруса (средний карбон). Показано, что по составу и содержанию МАС нефти подразделяются на две группы. Первая – нефти из коллекторов “терригенного девона” (они же – поддоманиковые отложения) (возраст – от воробъевского горизонта среднего девона до кыновского горизонта верхнего девона). Вторая – из вышележащих коллекторов (группа “доманик+”). Каждый из выделенных типов нефтей оказался близким по содержанию МАС и распределению значений характеризующих состав МАС генетических параметров к ранее выделенным типам рассеянного органического вещества (РОВ) доманиковых отложений северных и центральных районов Волго-Урала: нефти из коллекторов “терригенного девона” – к РОВ из обрамления Южно-Татарского свода (Камско-Бельской впадины, Мухано-Ероховского прогиба); нефти из коллекторов “доманик+” – к РОВ Южно-Татарского свода. По параметрам, характеризующим зрелость органического вещества нефтей (диа- + рег-С27; S/(S + R), С29-α−рег: S/(S + R)), разницы между группами нет. Наибольшая разница между типами нефтей наблюдается по параметру С28/ΣC27–C29 (распределения не пересекаются), по содержанию МАС и по величинам С27/ΣC27–C29, диа-С27-S/рег-С27-S. Данные о составе и концентрации МАС свидетельствуют в пользу того, что нефтематеринскими для всех нефтей Татарстана являлись породы доманика или родственные им по составу МАС. При этом для нефтей из коллекторов возраста "доманик+" исходные породы залегают в пределах Южно-Татарского свода, а в поддоманиковые коллектора она поступала из пород его обрамления (Камско-Бельской впадины и/или Мухано-Ероховского прогиба). Кроме того, для нефтей, как и ранее для РОВ изученного региона, установлена связь между величинами С28/ΣC27–C29 и диа-С27-S/рег-С27-S, хотя согласно имеющимся представлениям эти две величины должны быть независимы.

Ключевые слова: Волго-Уральский нефтегазоносный бассейн, нефти Татарстана, стераны, моноароматические стераны, доманик, нефтематеринские отложения

Список литературы

  1. Арефьев О.А., Забродина М.Н., Русинова Г.В., Петров Ал.А. (1994) Биомаркеры нефтей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Нефтехимия 34(6), 483-502.

  2. Галимов Э.М., Камалеева А.И. (2015) Источник углеводородов супер гигантского нефтяного месторождения Ромашкино (Татарстан) – приток из кристаллического фундамента или нефтематеринские осадочные отложения? Геохимия (2), 103-122.

  3. Galimov E.M., Kamaleeva A.I. (2015) Source of hydrocarbons in the supergiant Romashkino oilfield (Tatarstan): recharge from the crystalline basement or source sediments?” Geochem. Int. 53(2), 95-112.

  4. Гордадзе Г.Н., Тихомиров В.И. (2007) Об источниках нефтей на северо-востоке Татарстана. Нефтехимия 47(6), 422-431.

  5. Гордадзе Г.Н., Тихомиров В.И. (2005) Геохимическая характеристика нефтей и РОВ пород центральных районов Волго-Урала (по УВ-биомаркерам). Геохимия (11), 1208-1223.

  6. Gordadze G.N., Tikhomirov V.I. (2005) Geochemical Characteristics of Oils and Dispersed Organic Matter from the Rocks of the Central Volga–Ural Basin: Hydrocarbon Biomarker Data. Geochem. Int. 43(11), 1108-1123.

  7. Каткова Г.П., Нигмедзянова Л.З., Романов Г.В., Ш-арипова Н.С., Смелков В.М., Дахнова М.В., Жеглова Т.П., Храмова Э.В. (2004) Закономерности состава и распределения углеводородов – биомаркеров в нефтях и битумоидах Бавлинской площади Южно-Татарского свода. Нефтехимия 44(6), 440-448.

  8. Каюкова Г.П., Миннегалиева А.М., Романов А.Г., К-иямова А.М., Шарипова Н.С., Смелков В.М., Дахнова М.В., Нечитайло Г.С. (2006) Дифференциация нефтей Ромашкинского месторождения по биомаркерным параметрам. Нефтехимия 46(5), 341-351.

  9. Киселева Ю.А., Можегова С.В. (2012) Генетические группы нефтей центральных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и их генерационные источники. Нетфегазовая геология. Теория и практика. 7(5), 1-16.

  10. Киселева Ю.А., Жеглова Т.П., Дахнова М.В., Можегова С.В., Назарова Е.С., Нечитайло Г.С. (2017) Роль доманиковых отложений в формировании залежей нефти в центральных районах Волго-Уральской НГП (Бузулукская впадина). Геология и геофизика 58(3–4), 384-397.

  11. Ларочкина И.А. (2008) Геологические основы поисков и разведки нефтегазовых месторождений на территории республики Татарстан. Казань. ООО ПФ “Гарт”. 210с.

  12. Нефтяные и газовые месторождения СССР. Справочник. (Под ред. Максимова С.П.) (1987) В 2-х тт. М. “Недра”. Т. 1. Европейская часть СССР. 358 с.

  13. Нефтегазоносность республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений (Под ред. Муслюмова Р.Х.). (2007) Казань. Фэн. Т. 1. 524 с.

  14. Смирнов М.Б. (2013) Основы обработки экспериментальных данных. Курс лекций. Учебное пособие для химиков и геохимиков. ИНХС РАН. М. 162 с.

  15. Смирнов М.Б., Ванюкова Н.А. (2015) Закономерности распределения основных структурно-групповых параметров состава нефтей Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна по данным ЯМР. Нефтехимия 55(6), 473-486.

  16. Смирнов М.Б., Ванюкова Н.А., Полудеткина Е.Н. (2016) Взаимосвязи основных измеряемых методами ЯМР 1Н и 13С структурно-групповых параметров состава нефтей Волго-Уральского НГБ. Нефтехимия 56(4), 315-325.

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

  18. 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.

  19. Смирнов М.Б., Фадеева Н.П., Полудеткина Е.Н. (2018) Выявление генетической неоднородности нефтей Татарстана на основании данных о составе алкилзамещенных ароматических соединений. Геология и геофизика. 59(9), 1418-1430.

  20. Смирнов М.Б., Фадеева Н.П., Полудеткина Е.Н. (2019) Свидетели аноксии в фотическом слое бассейна седиментации в нефтях Татарстана. Геохимия 64(6), 594-604.

  21. Smirnov M.B., Fadeeva N.P., Poludetkina E.N. (2019) Anoxia in the Photic Layer of the Sedimentation Basin: Markers in the Oils of Tatarstan Geochem. Int. 57(6), 635-644.

  22. Смирнов М.Б., Фадеева Н.П., Ванюкова Н.А. (2021). Дифференциация нефтей Татарстана по составу насыщенных биомаркеров. Геохимия (5), 436-449.

  23. Smirnov M.B., Fadeeva N.P., Vanyukova N.A. (2021) Differentiation of Oils in Tatarstan Based on the Composition of Saturated Biomarkers Geochem. Int. 59(5), 501-515.

  24. Юсупова Т.Н., Ганеева Ю.М., Тухватуллина А.З., Романов Г.В., Муслимов Р.Х.,Круглов М.П. (2012) Состав нефтей в карбонатных пластах верейских и башкирских отложений Аканского месторождения республики Татарстан. Нефтехимия 52(4), 243-248.

  25. Aizenshtat Z., Feinshtein S., Miloslavski I., Yakubson Z., Yakubson C.I. (1998) Oil-oil correlation and potential source rocks in the Tatarian and Perm basin. Russia. Organic Geochemistry 29(1–3), 701-712.

  26. Peters K.E., Walters C.C., Moldovan J.M. (2005) The Biomarker Guide Second edition. Biomarkers and Isotopes in Petroleum Systems and Earth History. Cambridge University Press 1029 p.

  27. Waples D.W., Machihara T. (1991). Biomarkers for Geologists. American Association of Petroleum Geologists. Methods in exploration series. (9). 71 p.

Дополнительные материалы отсутствуют.