1. На главную
  2. Электронные версии
  3. Геохимия
  4. T. 67, № 7, 2022

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

Полный текст (PDF)

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

ВВЕДЕНИЕ

Уже не одно десятилетие нефти Татарстана привлекают внимание исследователей (Киселева и др., 2017; Галимов, Камалеева, 2015; Киселева, Можегова, 2012; Каюкова и др., 2006; Арефьев и др., 1994; Гордадзе, Тихомиров, 2005, 2007; Юсупова и др., 2012; Каткова и др., 2004; Aizenshtat еt al., 1998). Интерес к этой части Волго-Уральского бассейна, вероятно, обусловлен тем, что при большом разнообразии условий залегания (в пределах Татарстана выявлено более двух десятков продуктивных горизонтов в интервале от живетского яруса (средний девон) до казанского яруса (верхняя пермь) (Нефтяные…, 1987; Ларочкина, 2008; Нефтегазоносность…, 2007) нет ни ясности в вопросе о нефтематеринских породах, ни четкой типизации нефтей по их составу. В связи с этим нами начато детальное изучение представительного ряда нефтей данного региона по широкому набору параметров состава. К настоящему времени опубликованы работы, в которых рассмотрены насыщенные биомаркеры (главным образом – циклические), свидетели аноксии в фотическом слое бассейна седиментации, замещенные бензолы и нафталины: (Смирнов, Полудеткина, 2018; Смирнов и др., 2018; Смирнов и др., 2019; Смирнов и др., 2021). Показано, что в пределах региона в зависимости от группы соединений, по составу которых проводится классификация, выделяются либо два, либо четыре типа нефтей. При этом по составу как насыщенных, так и многих ароматических соединений, характеризующих и степень зрелости органического вещества (ОВ), и их генезис, четко различаются нефти из коллекторов терригенного девона и нефти из отложений семилукского горизонта и вышележащие (Смирнов и др., 2018; Смирнов и др., 2019; Смирнов и др., 2021). В связи с этим представляет очевидный интерес выяснить, проявляются ли выделенные типы нефтей по составу моноароматических стеранов (МАС), поскольку эта группа соединений является признанным маркером фациальной обстановки осадконакопления (Peters et al., 2005; Waples, Machihara, 1991). Дополнительный интерес к этой группе соединений вызывают данные (Смирнов, Фадеева, 2021), где было установлено, что по составу МАС ОВ из отложений доманикового типа разбивается на две группы: первая ограничена Южно-Татарским сводом, вторая – в породах его обрамления (Камско-Бельская впадина, Муханово-Ероховский прогиб).

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

Изучены 42 образца нефтей 18-ти месторождений Татарстана, распределенные по всей территории республики (рис. 1, табл. 1, 2). Возраст коллекторов – от D2 до C2 (охвачены коллектора двенадцати горизонтов). Месторождения расположены в пределах всех крупных тектонических структур Татарстана, главным образом – Южно-Татарского свода и Мелекесской впадины, где сосредоточено подавляющее большинство месторождений республики. Общая характеристика состава нефтей бассейна дана в (Смирнов, Ванюкова, 2015; Смирнов и др., 2016).

Рис. 1.

Обзорная карта размещения месторождений нефтей на территории Татарстана.

Таблица 1.  

Список изученных нефтей Ромашкинского месторождения

№ п.п. Площадь Возраст Скважина Глубина, м
от до
Р-1 н.д. C1bb 17 948 1237 1239
Р-2 Восточно-Лениногорская C1kz 11 111 1211 1216
Р-3 н.д. D3d-lb 19 819 н.д. н.д.
Р-4 н.д. D3d-lb 19 742 1399.6 1412
Р-5 н.д. D3d-lb 28 370 н.д. н.д.
Р-6 н.д. D3d-lb 19 817 н.д. н.д.
Р-7 н.д. D3dm 22 712 1462 1467
Р-8 Азнакаевская D3dm 4560 1605 1611
Р-10 Азнакаевская D3md-dm 4371 1858.5 2031.7
Р-11 Березовская D3md-dm 25 276 н.д. н.д.
Р-12 Чишминская D3kn 13 394 1851 1854
Р-13 Чишминская D3psh 6945 1814 1817.6
Р-14 Чишминская D3psh 21 914 1760.8 1764.0
Р-15 Зеленогорская D3psh 19 949 1698 1699
Р-16 Северо-Альметьевская D3psh 14 707 н.д. н.д.
Р-17 Северо-Альметьевская D3psh 14 708 н.д. н.д.
Р-18 Чишминская D2ar 21 914 1837.2 1840.4
Р-19 Зеленогорская D2vr 29 206 1801 1803
Таблица 2.  

Список изученных нефтей прочих месторождений Татарстана

№ п.п. ТС* Месторождение Возраст Скв. Глубина, м
от до
Т-1 МВ Аканское C2b 2263 н.д. н.д.
Т-2 МВ Нурлатское C2b 9447 н.д. н.д.
Т-3 ЮТС Уратьминское C1tl 862 1077 1079
Т-4 МВ Аксубаево-Мокшинское C1bb 114 1204 1209
Т-5 ЮТС Беркет-Ключевское C1bb 1952 1258 1261
Т-6 ЮТС Ивашкино-Малосульчинское C1bb 1565 н.д. н.д.
Т-7 МВ Енорускинское C1bb 84 1220 1224
Т-8 БС Актанышское C1bb 122 1273 1274
Т-9 МВ Пионерское C1bb 462 н.д. н.д.
Т-10 МВ Нурлатское C1bb+rd 9816 н.д. н.д.
Т-11 НСЛД Первомайское C1el 740 1118 1124
Т-12 ЮТС Ново-Елховское C1t 6766 н.д. н.д.
Т-13 СС Бастрыкское C1t 455 н.д. н.д.
Т-14 ЮТС Бавлинское D3d-lb 1144 н.д. н.д.
Т-15 МВ Нурлатское D3kn 1703 н.д. н.д.
Т-16 МВ Пионерское D3kn+psh 33 1938 1951
Т-17 ЮТС Тюгеевское D3kn 2617 н.д. н.д.
Т-18 МВ Кутушское D3kn 596-д 1605.2 1606.2
Т-19 НСЛД Первомайское D3kn 689 1605 1606
Т-20 НСЛД Бондюжное D3kn+psh 266д н.д. н.д.
Т-21 ЮТС Бавлинское D3psh 488 н.д. н.д.
Т-22 ЮТС Сабанчинское D3psh 40 н.д. н.д.
Т-23 ЮТС Тюгеевское D3psh 2642 н.д. н.д.
Т-24 ЮТС Бавлинское D2ar 558д н.д. н.д.

* ТС – крупные тектонические структуры: ЮТС – Южно-Татарский свод, БС – Бирская седловина, МВ – Мелекесская впадина, НСЛД – Нижнекамская система линейных дислокаций, СС – Сарайлинская седловина.

Фракции насыщенных углеводородов выделяли колоночной хроматографией на силикагеле (Merck), импрегнированном AgNO3. После элюирования насыщенных углеводородов гексаном фракцию ароматических соединений смывали толуолом. Полнота разделения подтверждена данными газохроматомасс-спектрометрии (ГХ/МС) с ионизацией электронами.

ГХ/МС анализ проводили на масс-спектрометре Thermo Focus DSQ II. Использована капиллярная колонка HP-5, длина 15 м, внутренний диаметр 0.25 мм, толщина фазы 0.25 мкм, газ-носитель – гелий. Режим работы: температура инжектора 300°С, начальная температура печи хроматографа – 70°С, нагрев – 2°С/мин до 310°С, далее – изотерма в течение 20 мин; режим работы масс-спектрометра: ионизация электронами (энергия ионизации 70 эВ), температура источника 250°С, сканирование в диапазоне 10–650 Да со скоростью 1.0 скан/с, разрешение единичное по всему диапазону масс. Методика анализа индивидуального состава МАС описана в (Смирнов, Фадеева, 2021).

РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ

Рассчитаны следующие параметры состава МАС нефтей: отношение S/(S + R) для суммы диа- + рег-С27; (диа- + рег-С27:S/(S + R)), для регулярных α−изомеров С29 (С29-α−рег: S/(S + R)); отношение диа-/рег- для S-конфигурации МАС С27 (диа-С27-S/рег-С27-S), С27/ΣC27–C29; С28/ΣC27–C29; С29/ΣC27–C29, С21/ΣC27–C29. Кроме того, измерена доля площади всех пиков МАС на хроматограмме с m/z = 253 к полному ионному току (ΣSМАС/STIC). Результаты суммированы в табл. 3.

Таблица 3.  

Состав моноароматических стеранов в нефтях Татарстана

№ п.п 253-й, % суммы от TIC % C21/ΣC27–29 % C27/ΣC27–29 % C28/ΣC27–29 % C29/ΣC27–29 C27-диа-S/ C27-рег-S диа- + рег-C27: S/(S + R) C29-α-рег: S/(S + R)
Коллектора поддоманиковых горизонтов
Р-19 0.014 3.3 35.0 16.5 48.6 0.82 0.58 0.46
Р-18 0.020 3.7 34.2 18.8 47.0 0.67 0.52 0.49
Т-24 0.007 4.3 30.6 24.0 45.4 1.06 0.55 0.57
Т-22 0.013 4.7 34.9 21.5 43.6 0.87 0.56 0.54
Т-21 0.015 5.2 34.7 18.5 46.8 0.80 0.58 0.52
Р-15 0.013 4.1 28.1 24.7 47.2 1.33 0.61 0.56
Р-14 0.015 9.0 35.6 23.9 40.5 0.78 0.53 0.53
Р-13 0.018 4.2 34.1 18.2 47.7 0.74 0.59 0.51
Р-17 0.012 3.2 24.6 18.4 57.0 1.70 0.57 0.47
Р-16 0.014 3.9 30.3 28.8 40.9 1.18 0.60 0.51
Т-20 0.048 2.1 30.4 14.4 55.3 0.31 0.60 0.58
Т-15 0.022 1.8 31.4 17.3 51.3 0.74 0.60 0.55
Р-12 0.019 2.4 25.3 29.5 45.2 1.56 0.54 0.52
Т-18 0.010 3.3 29.7 23.6 46.7 0.70 0.60 0.62
Т-19 0.058 2.4 36.3 7.8 56.0 0.23 0.59 0.55
Медиана 0.015 3.7 31.4 18.8 47.0 0.80 0.58 0.53
Макс. 0.058 9.0 36.3 29.5 57.0 1.70 0.61 0.62
Мин. 0.007 1.8 24.6 7.8 40.5 0.23 0.52 0.46
Коллектора горизонтов от доманика и выше
Т-23 0.105 1.9 44.2 3.6 52.1 0.16 0.58 0.55
Т-17 0.095 2.1 43.8 4.3 51.9 0.14 0.56 0.59
Р-7 0.19 2.1 42.7 5.2 52.1 0.22 0.56 0.53
Р-8 0.06 3.1 45.3 6.0 48.6 0.17 0.56 0.54
Р-10я 0.06 3.8 47.7 5.2 47.1 0.25 0.58 0.51
Р-11 0.10 2.6 48.5 3.5 48.1 0.12 0.57 0.56
Т-14 0.12 2.1 42.2 10.4 47.4 0.41 0.57 0.52
Р-4 0.13 1.9 39.0 6.9 54.1 0.26 0.56 0.55
Р-6 0.08 2.1 41.1 5.7 53.3 0.21 0.55 0.55
Р-5 0.09 2.5 42.7 4.2 53.1 0.20 0.58 0.52
Р-3 0.31 2.1 42.6 3.5 54.0 0.13 0.57 0.56
Р-2 0.05 3.2 38.2 10.1 51.7 0.31 0.56 0.52
Т-11 0.09 2.6 40.5 4.9 54.6 0.22 0.57 0.53
Т-12 0.09 2.9 44.3 6.6 49.1 0.19 0.55 0.50
Т-13 0.05 2.8 39.8 7.6 52.6 0.25 0.58 0.53
Т-10 0.15 2.0 43.8 10 46.0 0.33 0.54 0.54
Р-1 0.09 2.4 42.1 4.6 53.3 0.21 0.57 0.53
Т-6 0.12 2.0 41.9 5.4 52.6 0.17 0.56 0.56
Т-4 0.07 2.1 42.2 4.0 53.9 0.14 0.58 0.54
Т-8 0.08 3.1 44.0 5.2 50.9 0.13 0.57 0.55
Т-9 0.15 2.5 43.0 3.6 53.4 0.12 0.57 0.55
Т-7е 0.17 2.1 43.6 3.6 52.8 0.11 0.57 0.56
Т-5 0.04 2.7 41.3 7.5 51.2 0.19 0.56 0.57
Т-3 0.17 2.3 38.5 5.5 56.0 0.17 0.59 0.56
Т-2 0.20 2.3 43.5 3.8 52.7 0.12 0.56 0.56
Т-1 0.26 1.9 42.0 6.5 51.5 0.10 0.56 0.45
Медиана 0.095 2.3 42.6 5.2 52.1 0.19 0.57 0.55
Макс. 0.31 3.8 48.5 10.4 56.0 0.41 0.59 0.59
Мин. 0.037 1.9 38.2 3.5 46.0 0.10 0.54 0.45

Для удобства сравнения с ранее опубликованными результатами сохранены те же обозначения проб, что в (Смирнов и др., 2021). Образцы в табл. 3 расположены в порядке убывания возраста коллектора. Поскольку ранее (Смирнов и др., 2021; Смирнов и др., 2019) по составу насыщенных биомаркеров, н-алкилбензолов и н-алкилнафталинов было показано, что нефти региона в целом четко делятся на два типа – из коллекторов поддоманиковых отложений (часто называемых коллекторами терригенного девона) и из коллекторов доманика и вышележащих (до башкирского яруса включительно; далее – образцы “доманик+”), в таблице они разбиты на те же две группы. При этом пробы Тюгеевского месторождения в соответствии с результатами (Смирнов и др., 2021; Смирнов и др., 2019) объединены с образцами “доманик+”. В той же таблице приведены медианы распределений каждого параметра для каждой из этих двух групп проб, а также их наибольшие и наименьшие значения.

Общая картина распределения значений всех измеренных параметров приведена на рис. 2. Если говорить об основной части образцов, то простейшие унимодальные распределения с невысокой степенью асимметрии наблюдаются для величин С29/ΣC27–C29, диа- + рег-С27S/(S + R), С29-α-рег: S/(S + R). В малые максимумы (наименьшие значения) С29/ΣC27–C29 и С29-α−рег: S/(S + R) попадают всего по 2 образца. Для ΣSМАС/STIC распределение бимодальное. Как о бимодальном можно говорить и о распределениях диа-С27-S/рег-С27-S и С21/ΣC27–C29. Самое сложное распределение – для величины С28/ΣC27–C29.

Рис. 2.

Графики плотности распределения содержания и параметров состава МАС в нефтях Татарстана.

Рис. 2.

Окончание

Из сравнения медиан, наибольших и наименьших значений однозначно следует, что по составу и содержанию МАС нефти делятся на те же две группы, что и по составу насыщенных циклических биомаркеров. Для нефтей из поддоманиковых отложений характерны более низкие концентрации МАС, меньшее содержание компонентов С27 (от суммы С27–С29). большее – компонентов С28 и большая величина отношения диа-С27-S/рег-С27-S.

Для корректного анализа различий между нефтями поддоманиковых коллекторов и вышележащих построены графики плотности распределения всех параметров табл. 3 отдельно для каждого типа нефтей. Результаты представлены на рис. 3. Кроме того. разница между распределениями значений всех параметров двух выделенных типов нефтей охарактеризована по критерию Манна–Уитни ( Смирнов. 2013). Значения критерия Манна–Уитни и уровни значимости различий между распределениями приведены в табл. 4.

Рис. 3.

Графики плотности распределения параметров, характеризующих содержание и состав МАС в нефтях из поддоманиковых отложений и “доманика+”.

Рис. 3.

Окончание

Таблица 4.  

Разница распределений значений параметров, характеризующих содержание и состав МАС в нефтях из доддоманиковых коллекторов и из отложений “доманик+” по критерию Манна–Уитни (U)

Параметры. рассчитываемые по критерию Манна–Уитни 253-й. % суммы от TIC %C21/ΣC27–29 % C27/ΣC27–29 % C28/ΣC27–29 % C29/ΣC27–29 C27-диа-S/C27-рег-S диа-+рег-C27: S/(S+R) C29-α-рег: S/(S + R)
U 7 70 0 4 101 10 145 160
Уровень значимости* 5.5 × 10–6 1.0 × 10–3 3.0 × 0–6 4.5 × 10–6 0.01 7.5 × 10–6 0.14 0.27

* Величина, равная вероятности того, что полученная разница распределений – случайная, а реально распределения одинаковы. То же – в табл. 5.

Из данных табл. 4 следует, что достоверные различия между нефтями двух типов коллекторов (с уровнем значимости 0.01–3.0 × 10–6) наблюдаются для шести из восьми изученных параметров. Разницы нет только по двум параметрам, характеризующим зрелость образцов, что не удивительно, поскольку относительно насыщенных стеранов известно, что в типичных случаях в нефтях соотношения между R и S-изомерами стеранов близки к равновесным. Наименьшая (из значимых) разница фиксируется по величине С29/ΣC27–C29, где для нефтей из поддоманиковых горизонтов распределение имеет сложный вид с двумя образцами. выделяющимися в сторону меньших значений и тремя – в сторону больших (рис. 3). Следующий – параметр, который по аналогии с насыщенными стеранами можно интерпретировать как показатель зрелости – С21/ΣC27–C29. Для него уровень значимости – 1.0 × 10–3, то есть различия очень малы. Для прочих же четырех величин уровень значимости n × 10–6. При этом, как видно из рис. 3, значения С27/ΣC27–C29 нефтей двух типов вообще не перекрываются (величина критерия Манна–Уитни равна 0 – табл. 4).

Ранее (Смирнов, Фадеева, 2021) разница по составу МАС, аналогичная наблюдаемой в нефтях, была обнаружена в рассеянном органическом веществе (РОВ) пород доманиковой формации северных и центральных районов Волго-Урала. Различия по тем же шести параметрам состава были зафиксированы между ОВ Южно-Татарского свода и его обрамления (Камско-Бельской впадины, Муханово-Ероховского прогиба). Естественно провести сопоставление состава по указанным выше шести параметрам соответствующих типов нефтей и ОВ доманика. На рис. 4, 5 представлены в одном масштабе графики плотности распределения в парах нефти из поддоманиковых коллекторов – РОВ доманиковой формации из обрамления Южно-Татарского свода и нефти из коллекторов “доманик+” – РОВ доманиковых отложений Южно-Татарского свода. Для количественной характеристики степени близости распределений указанных шести параметров в этих парах проведены расчеты значений критерия Манна–Уитни и основанные на этих величинах оценки вероятности того. что распределения – из одной генеральной совокупности (другими словами и несколько упрощенно – что распределения совпадают). Результаты расчетов суммированы в табл. 5.

Рис. 4.

Сравнение графиков плотности распределения шести параметров, по которым наблюдаются достоверные различия между нефтями двух типов (см. текст) для нефтей из коллекторов поддоманикового возраста и РОВ из отложений доманиковой формации обрамления Южно-Татарского свода (Камско-Бельской впадины, Муханово-Ероховского прогиба).

Рис. 5.

Сравнение графиков плотности распределения шести параметров для нефтей из коллекторов возраста “доманик+” и РОВ из отложений доманиковой формации Южно-Татарского свода.

Таблица 5.  

Разница распределений значений параметров, характеризующих содержание и состав МАС по критерию Манна-Уитни (U)

Параметры. рассчитываемые по критерию Манна-Уитни 253-й. % суммы от TIC %C21/ΣC27–29 % C27/ΣC27–29 % C28/ΣC27–29 % C29/ΣC27–29 C27-диа-S/C27-рег-S
Нефть поддоманиковых коллекторов – РОВ из отложений обрамления Южно-Татарского свода
U 195 33 118 116 89 30
Уровень значимости 0.85 2.5 × 10–4 0.21 0.19 0.033 2.0 × 10–4
Нефть из коллекторов “доманик+” – РОВ из отложений Южно-Татарского свода
U 497 532 471 492 617 646
Уровень значимости 0.076 0.16 0.042 0.068 0.63 0.87

Из приведенных данных следует, что в паре нефти из поддоманиковых коллекторов – РОВ доманиковой формации из обрамления Южно-Татарского свода по основным генетическим характеристикам состава МАС и по их концентрации нефти и РОВ практически одинаковы. Незначительная разница (уровень значимости 0.033 при том, что для минимально значимой разницы распределений обычно принимают границу 0.05) наблюдается для параметра С29/ΣC27–C29. Значимые различия наблюдаются для величин С21/ΣC27–C29, и диа-С27-S/рег-С27-S. Обе они тем или иным образом отражают глубину преобразования ОВ.

В паре нефти из коллекторов возраста “доманик+” – РОВ доманиковых отложений Южно-Татарского свода только для величины С27/ΣC27–C29 уровень значимости разницы в распределениях имеет пограничное значение (около 0.05). Для прочих параметров распределения не различимы.

При интерпретации данных табл. 5 следует иметь в виду тот факт, что в силу особенностей постановки любой работы по составу РОВ полученные оценки уровня значимости получаются весьма приближенными. Причина в том, что эти оценки (см. любой учебник по математической статистике, например, (Смирнов, 2013) и список литературы в нем) сделаны в предположении, что изучаемые пробы отобраны случайным образом из всего теоретически возможного многообразия проб рассматриваемого типа. Для нашего случая следовало разбить весь массив отложений на части, соответствующие по геометрическим размерам пробе, из которой экстрагировали РОВ. Из этого многообразия случайным образом отобрать те, которые будут изучаться (и которые заведомо практически наверняка окажутся там, где скважины нет). Таким же образом отбирать пробы нефтей. Очевидно, ни одна работа в области геохимии этому предположению удовлетворять не может. А тогда возможны эффекты, обусловленные несовершенством выборки. В практическом плане это означает, что при величинах уровня значимости вокруг значения, принимаемого за критическое (обычно – 0.05) мы попадаем в зону неопределенности (то ли есть разница между распределениями, то ли нет – ничего утверждать нельзя). Полагаем, что такая зона соответствует уровням значимости 0.1–0.01. То есть фактически критическим (наименьшим) уровнем значимости, при котором можно принимать, что два распределения хоть как-то отличаются, следует считать величину не 0.05, а 0.01.

Таким образом, состав и концентрация МАС свидетельствует в пользу того, что нефтематеринскими для все нефтей Татарстана являются породы доманика или родственные им по составу ОВ. 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).

В заключении следует отметить, что как и для РОВ доманиковых отложений северных и центральных районов Волго-Урала в нефтях Татарстана наблюдается странная зависимость между величинами С28/ΣC27–C29 и диа-С27-S/рег-С27-S (рис. 6). Коэффициент корреляции Спирмена между этими параметрами равен 0.89. уровень значимости – 5.5 × 10–10 . Следует подчеркнуть, что парные коэффициенты корреляции более 0.8 между любыми параметрами состава встречаются в геохимии нефти крайне редко. Согласно же общепринятой точки зрения (Peters еt al., 2005; Waples, Machihara, 1991) эти параметры должны быть независимыми. Действительно, первый – генетический. Относительно же второго при крайне ограниченном числе публикаций в целом полагают, что он отражает, как и аналогичный параметр насыщенных стеранов, активность катализаторов в процессах кислотной изомеризации. Некоторые предположения о возможной причине такой связи высказаны ранее (Смирнов, Фадеева, 2021).

Рис. 6.

Зависимость между величинами С28/ΣC27–C29 и диа-С27-S/рег-С27-S.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании графиков плотности распределения и согласно расчетам по критерию Манна– Уитни установлено, что по составу и содержанию МАС нефти подразделяются на две группы. Первая группа – нефти из коллекторов терригенного девона (возраст коллектора – от воробъевского горизонта среднего девона до кыновского горизонта верхнего девона). Вторая – из вышележащих коллекторов (группа “доманик+”). Наибольшая разница между нефтями этих типов наблюдается по параметру С28/ΣC27–C29 (распределения не пересекаются), по содержанию МАС и по величинам С27/ΣC27–C29, диа-С27-S/рег-С27-S. При этом по параметрам, характеризующим зрелость органического вещества нефтей (диа- + рег-С27; S/(S + R), С29-α−рег: S/(S + R), С21/ΣC27–C29) разницы между группами либо нет (первые два параметра), либо она очень мала (последний). Каждый тип нефтей оказался близок по содержанию МАС и распределению значений генетических параметров, характеризующих состав МАС к ранее выделенным типам 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. Близость в указанных парах следует также из графиков плотности распределения параметров и оценок по критерию Манна–Уитни. Полученные данные позволяют предположить, что источником нефтей Татарстана являлись породы доманика или родственные им по составу РОВ.

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.

Работа выполнена в рамках Государственного задания ИНХС РАН.

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.

Инструменты

следующая статья выпуска предыдущая статья выпуска содержание выпуска

Геохимия

Архивы выпусков Информация о журнале Отправить рукопись в журнал