Геохимическая характеристика нефтей из отложений нижнего палеозоя варандей-адзьвинской структурной зоны Печорской синеклизы

В настоящее время изучение Арктической зоны относится к числу приоритетных направлений исследований как в России, так и за рубежом. В Арктической части Тима-но-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПНГП) располагается 89 месторождений углеводородного (УВ) сырья. Для дальнейших работ и выявления новых залежей и месторождений в Арктической зоне России весьма актуаль-

Geochemical characteristics of oils from the lower paleozoic deposits of the Varandei-Adzva structural zone of the Pechora syneclise

O.V. Valyaeva, D.A. Bushnev

Institute of Geology named after academician N. P. Yuskin, Komi Science Centre, Ural Branch of the Russian Academy of Sciences, Syktyvkar

The hydrocarbon composition of oils from the Ordovician-Lower Devonian carbonate oil and gas complex in the northern part of the Timan-Pechora province has been studied. According to the composition of normal alkanes, the studied oils are confidently divided into two groups. The first group is characterized by the dominance of the C₁₇ homologue among n- alkanes, which is characteristic of the organic matter of marine carbonates, and the second group is characterized by C₁₇ and C₁₉ predominance with a sharp decrease in the content of C₂₀+ n- alkanes (which is a sign of a special OM of marine carbonates – algae G Prisca ). Genetic indicators determined by the distribution of polycyclic biomarkers, for example, the ratio of αββ steranes of the composition С₂₇:С_28:С_29, also indicate that oils of types I and II have a slightly different composition of the initial OM, but are characterized by close conditions of sedimentation of the initial OM, which occurred in shallow sea environments. The indicators of thermal maturity make it possible to attribute the studied oils to the peak of oil window. It is probable that the generation of oils occurred in rocks whose organic matter reached the catagenesis grade MK₂. Data for polycyclic biomarkers give slightly lower maturity scores than those for aromatic (phenanthrenes and dibenzothiophenes) compounds.

Нами были изучены нефти Варандейского, Наульского, Лабаганского, Черпаюского, Хасырейского, Нядейюско-го, Тобойского, Мядсейского и Западно-Леккейягинского месторождений из отложений силура и нижнего девона Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области, рас- положенной в северо-восточной части ТПНГП. Соответствующая ей сложно построенная одноименная структура первого порядка северо-западного простирания имеет размеры 180 x 80 км, сужается к северу и погружается под воды Печорского моря [1]. В ее составе на суше выделяются структуры второго порядка: валы Сорокина и Гамбурцева, Сарембой-Леккейягинская зона, Мореюская и Верхнеад-зьвинская депрессии. Валы представлены в виде вытянутых линейных структур, разбитых тектоническими блоками.

Вал Сорокина ограничивает Варандей-Адзьвинскую структурную зону (ВАСЗ) на западе от Хорейверской впадины и простирается в северо-западном направлении более чем на 200 км при ширине от 8 до 12 км. Амплитуда вала не превышает 700 м по подошве доманика, достигая максимума в районе Седьягинской структуры. От нее вал погружается как в северном, так и в южном направлениях. Вал Сорокина ограничен с запада и востока на всем протяжении разрывными нарушениями, но они прослеживаются не по всем горизонтам осадочного чехла. Всего в пределах вала Сорокина выделяется 12 локальных структур, разделенных небольшими седловинами. В северной части вала расположены Варандейская, Торавейская, Южно-Торавей-ская, Наульская и Лабоганская структуры, к которым приурочены одноименные месторождения [2].

Согласно работе [3], вал Гамбурцева, расположенный в центре ВАСЗ, разделяет Мореюскую и Верхнеадзьвин-скую депрессии. Это антиклинальный субмеридиональный дизпликат размером 100 × 5 ÷ 7 км, осложненный с запада и востока взбросо-надвигами с падением плоскостей сместителей к оси вала. К северу от Нядейюской антиклинали ось вала испытывает быстрое погружение. На севере, за пределами территории, он сочленяется с Са-рембой-Леккейягинским (Медынским) валом, на юге перекрыт надвигом Хоседаюского вала. Наличие автохтонных и аллохтонных блоков подтверждено бурением. Западный взбросо-надвиг падает на восток под углами 45-70°, восточный более крутой. В аллохтоне, в направлении с севера на юг, выделены Нядейюская, Хасырейская и Черпаюская антиклинали. К антиклиналям приурочены одноименные нефтяные месторождения.

Сарембой-Леккейягинская зона (180 х 20 км) ограничивает Варандей-Адзьвинскую зону с востока, представляет собой сложнодислоцированную структуру северо-западной ориентировки. Вал простирается в северо-западном направлении на расстояние до 150 км при ширине до 20 км. Он состоит из двух практически параллельных систем поднятий, разделенных седловиной: Няртейягинского вала, включающего в себя Вашуткинскую, Талотинскую, Томяхинскую, Северо-Томяхинскую и Усть-Талотинскую локальные структуры, и Сарембойского вала с Южно-Сарембойской, Сарем-бойской, Северо-Сарембойской, Западно-Леккейягинской, Леккейягинской, Енганехойской, Северо-Енганехойской и Хайпудырской локальными структурами. В северной части Сарембойского вала выделяются Южно-Мядсейская, Мяд-сейская, Тобойская, Медынская и Перевозная структуры [4].

Материал и методы исследования

Фракционирование нефти . Из навески нефти методом осаждения 40-кратным объемом и -гексана были выделены асфальтены, полученную мальтеновую фракцию разделили на колонке с оксидом алюминия на аполярную (масла, 50 мл 20 %-го раствора дихлорметана в и -гекса-не) и полярную (смолы, 50 мл смеси 1 : 1 этанол-бензол). Аполярная фракция была разделена на колонке с силикагелем на фракции насыщенных углеводородов (элюент – н -гексан) и ароматическую (элюент – бензол).

Газохроматографический анализ (ГХ) выполнялся на приборе Кристалл-2000М. Колонка DB-5, 30 м * 0,32 мм, толщина слоя неподвижной фазы – 0,25 мкм. Температура программировалась от 110 до 300^о С со скоростью 5^о С/мин. Температура инжектора и детектора – 300 ^оС.

Хромато-масс-спектрометрия (ХМС) осуществлялась на приборе Shimadzu 2010 Ultra. Колонка HP-5, 30 м * 0,25 мм, толщина слоя неподвижной фазы – 0,25 мкм. Температуры: программировалась от 110 до 300^о С со скоростью 5^о С/мин. Температура инжектора - 300 o C, детектора - 250^о С. Для стерановых углеводородов (УВ) отстраивались масс-фраг-ментограммы по m/z 217 и 218, терпановых – m/z 191. Масс-хроматограммы ароматической фракции нефти отстраивались по 141, 142, 155, 156 ионам для нафталинов, 178, 191, 205 ионам для фенантрена, его метил и диметилпроиз-водных, 91 и 92 ионам для алкилбензолов, 184 и 198 ионам для дибензотиофена и его метилпроизводных.

Изучением с геохимической точки зрения нефтей ВАСЗ занимались Г.И. Андреев, Л.А. Анищенко, Т.К. Баженова, Д.А. Бушнев, С.А. Данилевский, Т.А. Кирюхина, З.П. Склярова и др.

Коллекция исследованных нами нефтей включает 11 проб из девяти месторождений, залегающих в широком интервале глубин 1987 – 4540 м (табл. 1).

Изученные нефти различаются по плотности, содержанию серы, смол и асфальтенов. Так, на валу Гамбурцева залегают нефти средней плотности, смолистые, среднесернистые. В Сарембой-Леккейягинской зоне нефти средней плотности, малосернистые и среднесернистые, смолистые. Классификация нефтей приведена по работе [5].

Обсуждение результатов

Распределение алкановых и изопреноидных углеводородов. В насыщенной фракции нефтей были идентифицированы и -алканы состава С 11 -С 34 , которые характеризуются одномодальным распределением, с максимумами распределения при и -С₁₅, и -С₁₇, и -С 19 с постепенным снижением концентраций и -алканов состава С₁₉-С₃₃. Однако, как видно из гистограмм (рис. 1) и табл. 2, распределение н -алканов представлено двумя типами.

К I типу можно отнести нефти вала Гамбурцева и За-падно-Леккейягинского месторождения Сарембой-Лек-кейягинской зоны. Максимум распределения приходится на н -С₁₅, н -С₁₇ (рис. 1 а, 2). Содержание н -алканов состава С₁₂–С₁₈ варьирует от 45 до 50 %. Доля высокомолекулярных алканов состава и -С₂₅-С₃₄ достигает 23 %. Для нефтей ха-

Характеристика нефтей

Table 1

Characteristics of oils

№ п/п Месторождение Возраст Глубина залегания, м Структура Плотность, г/см3 Содержание, % Сера Смолы Асфальтены 1 Варандейское S+D1 4488 - 4540 Вал Сорокина - - 8,8 3,3 2 Наульское D1 4050 – 4092 0,832 0,49 7,5 2,5 3 Лабаганское D1L 3936 – 3980 0,876 0,42 8,82 1,18 4 Нядейюское D1L 2170 Вал Гамбурцева 0,859 0,61 8,6 3,0 5 Черпаюское D1 1987 0,862 0,77 10,3 1,8 6 Хасырейское S2+D1 2422 – 2506 0,867 0,68 9,9 2,5 7 Тобойское D1 4033 – 4066 Сарембой-Леккейягинская зона 0,850 0,45 6,5 2,6 8 Мядсейское D1е 3916 – 3927 0,857 0,64 9,2 1,1 9 Западно-Леккейягинское D1е 3054 – 3074 0,875 0,73 - - рактерно незначительное преобладание н-С15 и н-С17 над соседними гомологами; коэффициенты нечетности КнчС15=2*С15/ (С14+С16) и КнчС17=2*С17/(С16+С18) соответственно равны 1,11–1,20 и 1,37–1,38. Отношение н-С27 к н-С17 находится в пределах 2,48–3,31 [6].

Значение коэффициента нечетности высокомолекулярных н -алканов К_нчС₂₉, рассчитанное по формуле 2*С₂₉/ (С₂₈+С₃₀), не превышает единицы (0,89-0,95). Коэффициент нечетности CPI (Carbon Preference Index), рассчитанный по формуле (1), чуть больше единицы.

_Ср|=_1/2( ^С25^+С27^+С2,^+С3/^С33 _{) + (} ^С25^+С27^+С2,^+С3/^С33 .          _m

С24+С26+С28+С30 + С32 ( WW’     Ш

Рисунок 1. Гистограмма распределения н -алканов в насыщенной фракции нефтей: а) тип I, б) тип II.

Figure 1. Histogram of the distribution of n-alkanes in the saturated fraction of oils: a) type I, b) type II.

Среди изо -алканов идентифицированы i-C₁₅, i-C₁₆, i-C₁₈, Pr и Ph. В наибольших концентрациях присутствует фитан. В целом содержание изо -алканов невелико (изо/ н -алканы - 0,13-0,15). Отношение Pr/Ph - 0,79-0,83. Значения коэффициента (Pr+Ph)/(C₁₇+C₁₈), а также отношений Pr/C₁₇ и Ph/ С₁₈ во всех нефтях практически идентичны и не превышают единицу.

Нефти вала Сорокина и Сарембой-Леккейягинской зоны можно отнести ко II типу. Здесь на долю низкомолекулярных н -алканов состава С₁₁–С₁₈ приходится от 65 до 72 % (табл. 2). Среди н -алканов наблюдаются характерное доминирование углеводородов состава С₁₇, С₁₉ над соседними четными гомологами и значительное снижение концентраций углеводородов С₂₀+ (рис. 1 б, 2), что является отличительной характеристикой исследованной группы нефтей [7].

Коэффициент нечетности CPI колеблется в районе единицы.

Для всех указанных нефтей характерен, в общем, невысокий уровень концентраций изопреноидных алканов (табл. 2). Коэффициенты (Pr+Ph)/ (C17+C18), Pr/C17 и Ph/C18 не превышают единицу и характеризуются несколько пониженными значениями по сравнению с нефтями вала Гамбурцева.

Распределение стерановых и гопановых углеводородов. Для выяснения особенностей распределения полициклических биомаркеров, которые несут в себе важную информацию о составе исходного органического вещества нефтей, об условиях его накопления и термической преобразованности [8], методом хромато-масс-спектрометрии была исследована фракция нефти, содержащая насыщенные углеводороды. Данные о распределении стеранов и гопанов и полученные коэффициенты приведены в табл. 3.

Распределение стеранов состава С27-С29 показано на масс-хроматограммах, построенных по m/z = 217 (рис. 3 а, 4 а), а также на треугольной диаграмме (рис. 5). Концентрация холестана (С27) изменяется от 25 до 34 %, метилхолестана (С28) – от 25 до 32 %. Концентрация этилхолестана (С29)

Геохимическая характеристика нефтей по данным газовой хроматографии

Geochemical characteristics of oils according to gas chromatography data

Table 2

Z			й	й	й	§		CL
1	Варандейское	II	65,41	19,18	15,41	0,07	1,24	0,17	0,12	0,28	1,18	1,93	1,59	0,89	1,07
2	Наульское	II	69,45	18,14	12,41	0,07	1,06	0,17	0,12	0,28	1,19	1,71	1,33	0,89	0,99
3	Лабаганское	II	71,37	17,22	5,81	0,08	1,01	0,12	0,07	0,30	1,24	2,51	2,38	0,88	0,98
4	Нядейюское	1	44,82	33,13	22,06	0,13	0,79	0,47	0,34	0,66	1,18	1,37	1,03	0,90	1,02
5	Черпаюское	1	49,62	31,79	18,59	0,15	0,83	0,48	0,35	0,67	1,11	1,38	1,05	0,89	1,02
6	Хасырейское	1	44,56	32,59	22,85	0,14	0,81	0,47	0,34	0,66	1,20	1,38	1,04	0,95	1,08
7	Тобойское	II	65,67	19,50	14,83	0,07	0,74	0,23	0,14	0,42	1,03	1,58	1,52	0,77	1,04
8	Мядсейское	II	72,29	16,90	10,81	0,08	0,93	0,23	0,15	0,46	1,36	1,96	1,58	0,92	1,19
9	Западно-Леккейягинское	1	48,13	25,36	26,50	0,11	0,71	0,52	0,33	0,87	1,17	1,16	1,15	0,85	1,03

несколько повышена по сравнению с другими гомологами и достигает 48 %. В нефтях Нядейюского, Черпаюского и Хасырейского месторождений холестан и метилхолестан присутствуют в нефтях в одинаковых концентрациях: на их долю приходится по 30 %.

Отношение концентраций стереоизомеров 20S/(20S+20R), рассчитанное для С 29 стерана (К₁), меньше 0,5. Коэффициент К 2 (aee/(aee+aaaC 29 стераны) для нефтей вала Гамбур-

– фитан.

Figure 2. Chromatogram of the distribution of normal and isoprenoid alkanes in different types of oils. C (number) – n- alkanes, Pr - pristane, Ph - phytane.

Рисунок 2. Хроматограмма распределения нормальных и изопреноидных алканов в нефтях разных типов. C (число) – н-алканы, Pr – пристан, Ph цева меньше 0,5, а для остальных нефтей значения этого коэффициента превышают 0,5.

Стерановые углеводороды нефтей представлены как регулярными, так и перегруппированными соединениями (диастеранами). Величина отношения диастеранов к регулярным стеранам (диа/рег) составляет 0,47–0,51 для нефтей Черпаюского, Хасырейского и Нядейюского месторождений. В нефтях вала Сорокина и Сарембой-Леккейя-гинской зоны преобладают регулярные стераны (диа/рег – 0,02–0,05).

Распределение терпанов представлено на масс-хроматограммах по m/z = 191 (рис. 3 б, 4 б). На масс-хроматограммах четко идентифицируются трициклические углеводороды, гопаны, моретан. Нефти характеризуются низким содержанием трициклических углеводородов (отношение три/пента составляет 0,05–0,12).

17аН 22,29,30-трисноргопан (Tm) и 18аН 22,29,30-три-снорнеогопан (Ts) в ряде нефтей присутствуют практически в одинаковых концентрациях (отношение Ts/Tm – 1,02–1,04), в большинстве же нефтей преобладает Ts (см. табл. 3).

Гопаны представлены соединениями от Г27 до Г35. Го-могопановый индекс (С35/(С31+С35)), показывающий распределение αβ-гопанов состава С31–С35, характеризуется низкими значениями – 0,09–0,14. Соотношение адиантана (С29) к гопану С30 практически одинаково для всех нефтей и меньше единицы. Коэффициент 22S/(22S+22R), рассчитанный для гомогопана С31, не превышает 0,6. Концентрация моретана (ва, С30) достигает 10 % от нефтяного ав гопана.

Компоненты ароматической фракции нефти. Компоненты ароматической фракции в нефтях I типа представлены алкилпроизводными нафталина и фенантрена, алкилбензолами (АБ), производными тиофена и т.д. В нефтях II типа (за исключением нефти Лабаганского месторождения) доминируют и -алкилбензолы. Коэффициенты, отражающие соотношения между концентрациями отдельных углеводородов и широко применяемые в геохимических

Table 3

№ п/п	Месторождение	&	га о" о °^	3	S'	ч	д	й	у				Е <	2
1	Варандейское	II	33:25:42	0,04	0,15	0,65	0,12	0,09	0,43	0,63	9,86	0,59	1,37	-	-	-	-	6,29	4,89
2	Наульское	II	29:28:43	0,02	0,17	0,65	0,11	0,09	0,39	0,62	8,15	0,59	1,60	-	-	-	-	6,85	6,27
3	Лабаганское	II	34:27:39	0,05	0,10	0,54	0,07	0,13	0,44	0,55	8,51	0,58	0,98	0,39	0,61	4,74	447	7,74	9,07
4	Нядейюское	1	30:30:40	0,50	0,14	0,78	0,09	0,14	0,44	0,48	7,57	0,58	1,04	0,55	0,70	2,68	436	10,35	3,92
5	Черпаюское	1	30:30:40	0,47	0,14	0,80	0,07	0,14	0,49	0,47	7,89	0,59	1,03	0,54	0,69	2,72	437	10,57	3,89
6	Хасырейское	1	29:31:40	0,51	0,14	0,79	0,08	0,14	0,48	0,47	8,10	0,59	1,02	0,56	0,71	2,70	437	10,31	4,07
7	Тобойское	II	33:28:39	0,04	0,14	0,67	0,11	0,13	0,40	0,62	7,67	0,57	1,51	-	-	-	-	8,07	10,25
8	Мядсейское	II	25:27:48	0,03	0,13	0,60	0,07	0,10	0,39	0,63	7,52	0,60	3,46	-	-	-	-	8,75	3,82
9	Западно-Леккейягинское	1	27:32:41	0,04	0,11	0,78	0,05	0,13	0,41	0,50	8,36	0,59	1,03	-	-	-	-	9,56	5,04

Геохимическая характеристика нефтей по данным хромато-масс-спектрометрии

Geochemical characterization of oils according to chromato-mass spectrometry data

Примечание. *К1 = 20S/(20S+20R) (C29 5α(H),14α(H),17α(H) стераны). **К2 = αββ/(αββ + ααα) (C29 5α(H),14β(H),17β(H)- и 5α(H),14α(H),17α(H)-стераны). ***АБ – алкилбензолы.

Note. *К 1 = 20S/(20S+20R) (C₂₉ 5a(H),14a(H),17a(H) steranes). **К₂ = авв/(авв + aaa) (C₂₉ 5a(H),14p(H),17p(H)- и 5a(H),14a(H),17a(H)- steranes). ***АБ - alkylbenzenes.

Время удерживания, мин.

Время удерживания, мин.

Рисунок 4. Типичное распределение стерановых (а) и терпановых (b) углеводородов на масс-хроматограммах алифатической фракции нефти вала Сорокина, построенное по ионам 217 и 191 соответственно.

Figure 4. Typical distribution of sterane (а) and terpane hydrocarbons in the mass chromatograms of the aliphatic fraction of oil from the Sorokin Shaft, plotted from 217 and 191 ions, respectively.

Рисунок 3. Типичное распределение стерановых (а) и терпановых (б) углеводородов на масс-хроматограммах алифатической фракции нефти вала Гамбурцева, построенное по ионам 217 и 191 соответственно.

Figure 3. Typical distribution of sterane (a) and terpane (b) hydrocarbons on mass chromatograms of the aliphatic fraction of oil from the Gamburtsev Shaft, plotted from 217 and 191 ions, respectively.

Рисунок 5. Диаграмма относительного распределения С27–С29 изостеранов в нефтях.

Figure 5. Diagram of the relative distribution of C27-C29 isosteranes in oils.

исследованиях, практически идентичны в данных трех пробах нефти (см. табл. 3). Значения метилфенантренового индекса MPI-1=1,5[(2-МР)+(3-МР)]/[Р+(1-МР)+(9-МР)] равны 0,54-0,56. Отношение 4-MDBT/1-MDBT (метилдибензотиофены) изменяется от 2,68 до 2,72.

В табл. 3 представлены коэффициенты, предложенные в работе [9], отражающие соотношения алкилбензолов 2*С₂₁/(С₂₀+С 2 ₂) и 2*С₂₃/(С₂₂+С₂₄) и демонстрирующие доминирование в составе алкилбензолов этих двух углеводородов. Из рис. 6 и табл. 3 видно, что для всех нефтей характерно выраженное доминирование С₂₁ и С₂₃ алкилбензолов.

Состав исходного органического вещества и условия его осадконакопления. Распределение алкановых УВ в изученных нефтях I типа свидетельствует о том, что накопление исходного органического вещества (ОВ) происходило в морских условиях. К_нчС₁₅ и К_нчС₁₇ свидетельствуют о вкладе водорослевого ОВ в состав исходной биомассы. Значение коэффициента нечетности высокомолекулярных н -алканов К_нчС₂₉ (< 1) указывает на то, что источником нефтей являлось сапропелевое ОВ, формирование которого проходило в восстановительных условиях. Распределение αββ стеранов состава С₂₇–С₂₉ характерно для исходного ОВ, накопление которого проходило в мелководно-морских обстановках.

Авторы [10, 11] считают, что преобладание среди нормальных алканов нечетных гомологов состава С₁₅-С₁₉ (иногда С₂₁), сочетающееся с низкими концентрациями более высокомолекулярных и -алканов и низкими концентрациями изопреноидов, широко распространено в органическом веществе ордовикских нефтематеринских пород и продуцируемых ими нефтях. Такое распределение н -алканов и изопреноидов наблюдается для нефтей II типа. М. Фаулер [12] отмечал, что в теплых низкоширотных эпиконтинентальных морях ордовикского периода была широко распространена микроводоросль Gloeocapsomorpha prisca Zalessky, 1917 ( G. Prisca ). На рис. 5 видно, что нефти II типа имеют несколько иной состав исходного ОВ, чем нефти I типа, но характеризуются близкими условиями осадконакопления исходного ОВ, которое происходило в прибрежно-морских обстановках.

Морской источник исходного ОВ подтверждается и преобладанием н -АБ состава С₂₁ ( н -пентадецилбензола).

Рисунок 6. Масс-фрагментограмма ароматической фракции нефти по 92 иону ( н- алкилбензолы): а) Хасырейского месторождения, б) Тобойского месторождения.

Figure 6. Mass-fragmentogram of the aromatic fraction of oil for the 92nd ion (n-alkylbenzenes): a) Khasyreyskoye field, b) Toboyskoye field.

Предполагается, что возможным источником С₂₁ и -ал-килбензола является генэкозагексаен – 3, 6, 9, 12, 15, 18 морских планктонных водорослей, содержащийся в виде либо полиена, либо жирной кислоты состава С₂₂:6n-3 [13, 14]. Доминирование н -АБ состава С₂₁ наблюдается также в нефтях позднего девона [9, 15] и ОВ солей [16] Тима-но-Печорской нефтегазоносной провинции, в материнских отложениях и некоторых нефтях Гватемалы [17], нефтях Тишанского месторождения (Волгоградская область) [18], Талаканского месторождения (Иркутская область) [19] и в составе некоторых юрских нефтей Западной [20] и Восточной [21] Сибири. Кроме того, совсем недавно показано, что изотопный состав углерода алкилбензола состава С₂₁ и алкилнафталина состава С₂₁ закономерно отличается в нефтях из верхнего девона ТПНГП [22, 23].

Для оценки вклада водорослевых и бактериальных организмов используют соотношение стераны/гопаны [24]. Отношение суммы стерановых к сумме гопановых углеводородов для нефтей обоих типов варьирует незначительно и составляет 0,11-0,17, что свидетельствует о незначительной или умеренной бактериальной переработке исходного ОВ в раннем диагенезе.

Одним из показателей фациальных условий осадконакопления является величина отношения диастеранов к регулярным стеранам (диа/рег) [25, 26]. Для нефтей вала Гамбурцева значения отношения диа/рег (0,47–0,51) указывают на генерацию нефти в карбонатно-глинистых исходных нефтематеринских породах, что также подтверждается значениями отношения норгопана С29 к гопану С30 (Г29/Г30 - 0,78-0,80), используемого в качестве литологического индикатора исходных НМП [24]. Авторы [27] считают, что отношение С29/С30 > 1 указывает на присутствие значительной доли карбонатной составляющей в исходных нефтематеринских породах. Анализируя значения диа/рег и Г29/Г30, можно предположить, что нефти вала Сорокина и Сарембой-Леккейягинской зоны генерировались в породах с большей долей глинистой составляющей.

Значения отношения Pr/Ph (колеблется в районе единицы), коэффициента нечетности высокомолекулярных и -алканов К_нчС₂₉ (0,77-0,95), а также гомогопанового индекса С₃₅/С 31 +С₃₅ указывают на существование восстановительных условий осадконакопления исходного ОВ в раннем диагенезе.

Определение степени созревания нефти. Для определения степени зрелости нефтей часто используют коэффициент нечетности CPI, соотношение между исходными биологическими стеранами (конфигурация ααα 20R) состава С₂₉ и новообразованными в результате катагенетических процессов изостеранами (αββ 20R+20S) (коэффициент К₁), отношение геостеранов – 5α(H)14β(Н)17β(Н) к биостеранам - 5а(Н)14а(Н)17а (коэффициент К 2 ), относительное содержание моретана (ва С₃₀), коэффициент 22S/(22S+22R) и отношение Тs/Tm, а также коэффициенты, рассчитанные по полиароматическим углеводородам: метилфенантреновый индекс (MPI-1) и отношение метилдибензотиофенов (4-/1-MDBT).

Нефти I и II типов почти не различаются по термической зрелости. Так, CPI практически равен единице, что характеризует нефти как зрелые. Значения соотношения Ts/Tm присущи зрелым нефтям. По мнению авторов [28], отношение Ts/Tm в главной зоне нефтеобразования составляет 1. Судя по значениям коэффициентов К1 и К2, катагенез ОВ, продуцирующего данные нефти, соответствует градации МК2 [8]. При этом величина отношения 22S/(22S+22R) для гомогопанов С31 достигла равновесной величины (0,6), а содержание моретанов, понижающееся при катагенезе, еще не снизилось до минимального уровня.

Значения метилфенантренового индекса, расчитанно-го для нефтей I типа, MPI-1 = 0,54–0,56. Это, согласно статье [29], позволяет соотнести зрелость нефтей с отражательной способностью витринита 0,69-0,71 %. Одним из показателей катагенеза является отношение 4-MDBT/1-МDBT. Для него установлена корреляционная связь со значением T max в пиролизе Rock-Eval. Результаты, полученные с помощью соотношения 4-/1-MDBT, существенно не отличаются от данных по MPI-1. Перерасчет отношения 4-/1- MDBT на величину T max позволил оценить зрелость нефти как эквивалентную величине T_max пород в интервале 436–437^о С.

Заключение

Данные по составу углеводородов-биомаркеров из изученных нефтей нижнего палеозоя позволили охарактеризовать условия формирования состава нефтей нижнепалеозойского комплекса Арктической зоны Тимано-Пе-чорского бассейна, а также провести их геохимическую типизацию.

По составу нормальных и изопреноидных алканов изученные нефти уверенно делят на две группы. Для первой характерно доминирование среди н-алканов гомолога С17, а для второй – С17 и С19 при резком снижении содержания н-алканов С20+. Углеводород состава С17 характерен для органического вещества морских карбонатов, а доминирование С17 и С19 при резком снижении содержания и-ал-канов С20+ является признаком конкретного ОВ морских карбонатов - водоросли G. Prisca. Генетические показатели, определяемые по распределению полициклических биомаркеров, например, соотношение авв стеранов состава С27:С28:С29, также свидетельствуют о том, что нефти I и II типов имеют несколько иной состав исходного ОВ, но характеризуются близкими условиями осадконакопления исходного ОВ, которое происходило в мелководно-морских обстановках. Показатели термической зрелости позволяют отнести изученные нефти к нефтям главной фазы нефте-образования. Вероятно, что генерация нефтей произошла в породах, органическое вещество которых достигло градации катагенеза МК2. Данные по полициклическим биомаркерам дают немного более низкую оценку зрелости, чем показатели по ароматическим (фенантрены и дибензотиофены) соединениям.

Главный итог – все изученные нефти сингенетичны вмещающему комплексу отложений, нефтематеринские породы с высокой степенью достоверности принадлежат ордовикско-нижнедевонскому карбонатному нефтегазоносному комплексу.