Геолого-геохимическая характеристика включений твердого битума в вулканитах доюрского комплекса Литваковского нефтяного месторождения

Введение

Литваковское нефтяное месторождение, открытое в 2001 г., расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа – Югры в пределах Васюганской нефтегазоносной области (рис.1). По запасам оно относится к мелким (извлекаемые/геологические – 0,21/0,8 млн т), а по геологическому строению – к простым [1]. Вместе с тем в верхнепермско-нижнетриасовых магматических породах доюрского комплекса (ДЮК) месторождения обнаружены включения твердых битумов [2, 3], происхождение которых остается дискуссионным и может объясняться исследователями с позиций пирогенной, ювенильной или миграционной гипотез [4].

Аналогичные находки битумов встречаются в агатовых миндалинах в пермско-триасовых вулканитах на Среднем Урале, в разрезе по р. Синара [6] и миндалинах в трапповых базальтах Нидымской свиты (T₁), в скальных обнажениях на берегу р. Нижняя Тунгуска (Восточная Сибирь) [7].

Битумы, развитые непосредственно в метасоматитах по позднепермским-раннетриасовым базальтам Литваковского месторождения, изучены ранее в работах [2, 3] методами ИК- и рамановской спектроскопии, отнесены к низшим антраксолитам, а их восстановленные температуры преобразования показали соответствие температуре метасоматических преобразований вмещающих пород на уровне менее 150 °C по термометру [8].

Эти сведения о валовом составе битума первичны и полезны для определения его типа и термических условий формирования, но не позволяют сделать однозначные выводы относительно происхождения. Для того, чтобы установить фациально-генетические особенности исходного органического вещества (ОВ) и вероятный литологический состав материнских пород, традиционно нафтиды изучают на молекулярном уровне.

Решение вопросов, связанных с определением генезиса включений твердого битума в вулканитах доюрского комплекса по результатам минералого-петрографического изучения пород и детальных геохимических исследований битумов, представляется перспективным для понимания нефтегазоносности фундамента Западной Сибири, в пределах которого для территории ХМАО – Югры известно более 150 залежей углеводородов (УВ) [9], а на Котыгъеганском месторождении, расположенном к северу от Литваковского, при испытании интервала 3026-3042 м из доломитовых брекчий получен приток нефти с водой дебитом 53,1 м³/сут [10].

Цель исследования – изучение природы крупных вкрапленников битумов, приуроченных к слабоизмененным вулканогенным породам позднепермско-раннетриасового возраста, вскрытых скважиной в верхней части разреза доюрского основания.

Методы

Минералого-петрографические исследования кернового материала скважины Литваковская-108 выполнены для интервала разреза 2715,00-2738,95 м. Петрографические работы осуществлялись на поляризационном микроскопе Olympus BX53, оборудованном цифровой видеокамерой Simagis XS-6CU. Минералогические исследования выполнялись на растровом электронном микроскопе (РЭМ) Carl Zeiss EVO-50 с ЭДС-спектрометром INCA Energy 350 (Oxford Instruments).

Для изучения состава органического вещества вулканитов доюрского комплекса намечены две точки включений твердых битумов (образцы 5 и 6) в достаточном количестве для выполнения запланированного комплекса аналитических геохимических исследований. Намеченные образцы механически извлечены из обозначенных на фотографиях пор (рис.2, 3). Далее образцы экстрагировались хлороформом в аппаратах Сокслета в течение 72 ч с периодической заменой растворителя на свежий до отсутствия изменения интенсивности люминесценции раствора (в УФ-свете при λ = 365 нм) в экстракционной насадке аппарата после отстаивания за ночь. После удаления растворителя из экстрактов на роторном испарителе Hei-VAP Precision ML Adv/Pre (Heidolph, Германия) рассчитывался выход хлороформ-растворимой части (ХБ «А») в процентах по массе на исходный образец. Затем образцы отправлялись на пиролитический анализ для определения содержания нерастворимого органического вещества (карбены + карбоиды) на анализаторе горных пород HAWK RW (Wildcat technologies, США) в мультизональном режиме PAM.

Выделенные хлороформенные битумоиды подвергались SARA-анализу. Для этого сначала выполнялось осаждение асфальтенов 40-кратным избытком н-пентана (холодный способ Гольде) [11]. Процедура повторялась дважды для эффективного удаления соосаждаемых компонентов. Далее мальтены из ХБ «А» делились на три группы компонентов (парафино-нафтеновые (ПНФ) и ароматические соединения, смолы) методом колоночной жидкостно-адсорбционной хроматографии на силикагеле последовательным элюированием растворителями с увеличивающейся полярностью.

Анализ молекулярного состава парафино-нафтеновых и ароматических групп компонентов проводился с использованием хромато-масс-спектрометрического комплекса Trace 1310 TSQ 8000 EVO (Thermo Fisher Scientific, США) в режимах полного ионного тока (TIC), мониторинга выбранных ионов (SIM) и мониторинга множественных реакций (MRM).

Для геохимической интерпретации использовались результаты обработки хроматограмм, полученных в режимах TIC – для нормальных и изопреноидных алканов, MRM – для полициклических нафтенов (в связи со значительным наложением пиков разных классов соединений) и SIM – для ароматических соединений. Сбор и обработка данных производились с применением программного обеспечения Xcalibur 4.0. Для идентификации пиков отдельных компонентов использовались компьютерная библиотека масс-спектров NIST 2017, опубликованные справочники, литература и руководства по биомаркерному анализу нефтей.

Определение изотопного состава углерода (ИСУ), δ¹³С парафино-нафтеновой и ароматической групп компонентов выполнено на изотопном масс-спектрометре Delta V Advantage (Thermo Fisher Scientific, Германия), сопряженном с элементным анализатором Flash IRMS (EA IsoLink CNSOH) через универсальный интерфейс ConFlo IV. Измерение δ¹³С проводилось относительно стандарта VPDB, погрешность измерения ±0,2 ‰.

Обсуждение результатов

В интервале 2715,00-2738,95 м скважиной Литваковская-108 вскрыты позднепермско-раннетриасовые трапповые долериты и базальты в пределах субмеридионального грабен-рифта Сабунской структурно-формационной зоны [12]. По результатам минералого-петрографических исследований определены структурно-текстурные особенности пород, на основе которых во вскрытом вулканогенном разрезе можно выделить две пачки, в верхней части каждой из которых залегают базальты, а в нижней – долериты. Оценена интенсивность развития метасоматических процессов. Выделены интервалы, затронутые процессами низкотемпературного гидротермального преобразования и пропилитизации (рис.2).

Базальты верхней пачки характеризуются серой и темно-серой окраской с зеленоватым оттенком, нижней пачки – интенсивным вишнево-красным оттенком. Контакт между пачками (глубина 2731,45 м) нарушен сколом керна. Переход между серыми базальтами верхней пачки и долеритами завуалирован продуктами метасоматоза, контакт между вишнево-красными базальтами нижней пачки и подстилающими их долеритами постепенный. Базальты по петрографическим особенностям представлены афировыми, порфировыми, пористыми, миндалекаменными и флюидальными разностями с разным сочетанием структурно-текстурных характеристик. Долериты обладают порфировидной структурой. Порфировые выделения представлены зернами основного и среднего (с отчетливым зональным строением) плагиоклаза удлиненно-призматической и таблитчатой формы, часто образующими звездчатые агрегаты. Для базальтов типична миндалекаменная текстура, реже – такситовая.

По всему вскрытому скважиной разрезу магматических пород фиксируются выделения и вкрапленники битумов. Количество и размеры выделений битумов резко увеличиваются в зоне осветленных вулканитов, непосредственно примыкающих к участкам пропилитизации, достигая 15-20 мм.

Определено несколько форм нахождения битумов в породах:

• в миндалинах и трещинах, совместно с гидротермальными низкотемпературными минералами (рис.3, а-г);
• в микротрещинах зоны пропилитизированных пород (рис.3, д, е);
• в основной массе базальтов без заметной связи с поровым пространством.

Аналогичные по морфологии выделения битумов наблюдались авторами публикаций [13, 14] в вулканитах Сохочульского битумопроявления в Минусинской впадине, которое описывалось в ряде публикаций.

В настоящей работе для детальной геохимической характеристики с использованием хроматографических методов исследований выбраны выделения битумов в поровом пространстве базальтов участков метасоматически измененных осветленных базальтов (рис.3), непосредственно примыкающих к зоне пропилитизации, – образцы 5 и 6 из интервала 2721,60-2721,80 м.

Результаты геохимического изучения битумов

Групповой состав битумов

Для диагностики типа битума по классификации В.А.Успенского использовались результаты SARA-анализа хлороформ-растворимой части и данные пиролиза породы после экстракции (для определения содержания остаточного, неэкстрагируемого, ОВ) (см. таблицу). Согласно рассчитанному групповому составу, битум образца 5 отнесен к переходным разностям асфальтиты – кериты, битум образца 6 – к асфальтиту.

Групповой состав битумов

Примечание. * – сумма нерастворимых в хлороформе органических веществ; ХБ «А» – хлороформенный битумоид А; ПНФ – парафино-нафтеновая фракция.

Молекулярный состав

В составе группы парафино-нафтеновых соединений ХБ «А» образцов идентифицированы нормальные и изопреноидные алканы (н- и изоалканы), би-, три-, тетра- и пентациклические биомаркеры – сесквитерпаны, прегнаны, стераны, терпаны и деметилированные 25-норгопаны. На профилях масс-хроматограмм по полному ионному току на фоне плохо разрешенных нафтеновых «горбов» н-алканы редуцированы, проявляются заметные, сопоставимые с ними пики терпанов, при этом стераны идентифицируются с трудом (рис.4, а). В образце 6, в сравнении с образцом 5, прослеживается меньшее содержание низкомолекулярных соединений. По общему виду масс-хроматограмм предполагается влияние на первичный состав нафтидов вторичных гипергенных процессов, в том числе физических (дегазация, испарение, вымывание водой), химических и биохимических.

Алканы. Идентифицированы нормальные алканы с длиной цепи от 12 до 32 атомов углерода, а также изопреноидные – пристан и фитан. Молекулярно-массовые распределения (ММР) н-алканов имеют одномодальные профили с максимумами, приходящимися на области н-С₁₄-н-С₁₆ для образца 5 и н-С₁₉-н-С₂₁ для образца 6 (рис.4, б). Преобладание в ММР образца 5 н-алканов С₁₀-С₂₀ указывает на морской генезис исходного ОВ. Некоторый сдвиг в сторону повышения содержания н-алканов С₂₁-С₃₀ в образце 6 вероятно связан с большим влиянием на его состав гипергенных факторов, что отслеживается и по повышенным значениям геохимических индексов Wax и Ki, а также пониженным Pr/Ph (рис.4, б). Между тем в образцах выражено преобладание н-алкана С₂₉ над гомологами, что обычно связывают с поступлением континентального ОВ в бассейн седиментации. Согласно диаграмме Кеннона – Кессоу (рис.4, в), формирование исходного ОВ битумов происходило в мелководно-морских условиях в восстановительной среде.

Стераны. В обоих образцах стераны обнаружены в незначительных количествах – на масс-хроматограммах, снятых в режиме SIM по m/z 217, видны пики только прегнанов С₂₁-С₂₂, перегруппированные и регулярные стераны С₂₇-С₂₉ дискриминированы, из чего можно предположить значительное воздействие процессов биохимического окисления на их состав. Вместе с тем при регистрации индивидуальных соединений и их изомеров в режиме MRM идентифицированы искомые нафтены С₂₁-С₂₂ и С₂₇-С₂₉. Как видно на рис.5, а, пики биостеранов (ααR-изомеры) сопоставимы с геостеранами (ααS-, ββR- и ββS-изомеры). По параметрам соотношений био- и геостеранов, обычно используемых для оценки степени катагенеза ОВ, исследованные битумы можно охарактеризовать как продукты реализации УВ-потенциала керогена на начальных этапах его преобразования – C₂₉Rββ/(ββ + αα) = 0,48-0,59 [15]. Значения параметра C₂₉ααS/(S + R) = 0,55-0,48 могут выглядеть несколько завышенными, однако следует учитывать, что R- и S-эпимеры ααα-конфигурации быстрее достигают термодинамического равновесия, чем αββ- и ααα-эпимеры [16]. Преобладание диастеранов над регулярными стеранами (параметр C₂₇Dia/Reg = 1,49-1,87) может служить индикатором глинистых обстановок раннего диагенеза, а также объясняться их селективным накоплением при биохимическом окислении в связи с большей устойчивостью в сравнении с регулярными стеранами [17]. Учитывая последовательность элиминирования индивидуальных стеранов при биодеградации [18], нельзя исключать, что низкие концентрации прегнанов и стеранов могут обуславливаться особенностями состава ОВ нефтематеринских пород. Среди регулярных стеранов  С₂₇, С₂₈  и  С₂₉,  отражающих  вклад  отдельных  видов  биопродуцентов  в  исходное  ОВ, близки содержания гомологов С₂₇ и С₂₉ с некоторым преобладанием С₂₉, что может указывать на смешанный состав исходного ОВ, сформированного некромой гидробионтов с примесью поступавшего в бассейн осадконакопления континентального ОВ (рис.5, б).

В большинстве нефтей из различных нефтегазоносных комплексов Западной Сибири стераны содержатся на хорошо детектируемом в режиме SIM уровне, в связи с чем в рамках настоящей работы дополнительно рассмотрен состав стеранов в нефтях из близлежащих к Литваковскому месторождению нефтеносных площадей по литературным данным и ранее полученным результатам исследований нефтей ХМАО. Так, низкое содержание стеранов относительно гопанов отмечалось Е.А.Белицкой [19] в нефтях пластов Ю₁, Ю₂ Северо-Хохряковского месторождения и объяснялось значительным вкладом наземных растений в состав исходного ОВ или его активной микробиальной переработкой при накоплении. И.В.Гончаровым ранее показано доминирование этилхолестанов  С₂₉  над  холестанами  С₂₇  при  невысоком  отношении  пристан/фитан  в  нефтях скважины 23 Котыгъеганского месторождения (Ю₁₀, Pz), объясняемое наличием генетической связи нефтей с палеозойскими и более древними морскими нефтематеринскими породами [10].

По результатам собственных ранее выполненных работ нефти близлежащих нефтеносных площадей, как и исследуемые битумы, характеризуются преобладанием этилхолестана (см. рис.4, б). Кроме того, в нефти доюрского комплекса Котыгъеганского месторождения отмечалось подобное битумам значительное преобладание терпанов над стеранами, в нефтях пластов Ю1/2 Северо-Хохряковского и ЮВ10 Котыгъеганского месторождений терпаны в меньшей мере, но также преобладают над стеранами.

Терпаны. Среди терпанов в обоих образцах идентифицированы бициклические С₁₄-С₁₆, трициклические С₁₉-С₃₀, тетрациклический С₂₄, пентациклические С₂₇-С₃₅ терпаны, гаммацеран С₃₀ и 25-норгопаны С₂₇-С₃₄. На масс-хроматограммах по m/z 191 привлекают внимание высокие пики хейлантанов С₁₉, С₂₀ и тетрациклического терпана С₂₄ (рис.6, а). Впервые в исследуемых битумах обнаружены деметилированные трицициклический DTr₁₉ и тетрациклический DTet₂₃ терпаны, ранее упоминавшиеся в ОВ пород среднего кембрия и хатыспытской свиты венда Сибирской платформы [20, 21]. По фрагментным ионам m/z 123 и 193 обнаружены тетрациклические УВ гопаноидного типа, именуемые секогопанами Sh₂₇, Sh₂₉, Sh₃₀ и зачастую ассоциируемые исследователями [22] с биодеградированными нефтяными и битумными залежами (рис.6, а). Эти соединения, наряду с вышеобозначенными деметилированными терпанами в составе битумов исследуемого района, в опубликованных литературных источниках ранее не упоминались.

Присутствие деметилированных три- и тетрациклических терпанов указывает на значительную биодеградацию нафтидов [23, 24], но на масс-хроматограммах отмечаются только отдельные структуры подобного типа. Вместе с тем хейлантаны и тетрациклические терпаны относят к числу наиболее устойчивых к термическому и биохимическому воздействию (в разной мере) среди насыщенных хемофоссилий [25]. Можно допустить, что процессы биодеградации не в полной мере изменили состав три- и тетрациклических терпанов, а наблюдаемое на масс-хроматограммах распределение рассматриваемых соединений отражает состав исходного ОВ. Похожее распределение три- и тетрациклических терпанов отмечено в нефтях (J₂, терригенный коллектор) и экстрактах нефтематеринских пород (J₁, угленосная формация) разведочного блока Fukang Sag Джунгарского бассейна в Северо-Западном Китае [26], а также в экстрактах углесодержащих пород тюменской свиты (по результатам собственных исследований) (рис.6, а).

Среди трицикланов гомологи С₁₉-С₂₀ преобладают над С₂₃-С₂₆, указывая на присутствие континентального ОВ в бассейне седиментации (Its = 1,33-1,32; Т₁₉/Т₂₃ = 4,21-3,58), отмечаемое ранее по составу н-алканов и стеранов. Высокое содержание тетрациклического терпана С₂₄ и наличие гаммацерана (Ga/H = 0,37-0,60) могут свидетельствовать о гиперсоленых условиях стратификации водной толщи, в которых обитали исходные биопродуценты [27, 28]. Возможно, с существовавшим солевым режимом вод связано сокращенное видовое разнообразие живых организмов, впоследствии обусловившее особенности состава исходного ОВ, обедненного стеролами, что выразилось в том числе в общем снижении концентрации стеранов в нафтидах и доминировании среди них прегнанов и гомопрегнанов [29]. Повышенные концентрации гаммацерана, типичные для нефтематеринских пород карбонатно-эвапоритовых бассейнов Индостана и Омана, исследователи объясняют широким развитием в древних водных бассейнах простейших инфузорий типа Tetrahymena [30]. Вместе с тем в литературе приводятся сведения, что и эукариоты, и бактерии могут служить потенциальными источниками тритерпеноидного спирта тетрахиманола, предшественника гаммацерана [31]. 

По соотношению пентациклических триcнорнеогопана и трисноргопана (Ts/Tm = 2,22-1,06) прослеживается связь нафтидов с глинистыми материнскими породами, при этом учитываются значения параметров Т₂₄/Т₂₃ (0,35-0,42), Т₂₆/Т₂₅ (0,5-0,7) и соотношение адиантан/гопан (Н₂₉/Н = 1,40-1,61), предполагается формирование исходного ОВ в глинисто-карбонатных обстановках. Изомерные соотношения R- и S-эпимеров гопанов С₃₁ стремятся к равновесным (С₃₁HSR = 0,52-0,48) и соответствуют верхней границе «нефтяного окна».

Следует добавить, что ранее в работе [5] изучен молекулярный состав нефтей Западной Сибири, для которых в качестве нефтематеринских предполагаются породы тюменской свиты. Эти нефти и изученные образцы битумов 5 и 6 показывают хорошую сходимость значений параметров по трициклическим терпанам и стеранам, отвечающим за генезис исходного ОВ, предполагая участие континентального ОВ. Некоторые различия обусловлены фациальной изменчивостью среды осадконакопления и выражены в глинистом составе материнских пород для нефтей и глинисто-карбонатном – для битумов. А.А.Севастьяновым приводились данные о наличии карбонатных разностей и прослоев известняков в средней и верхней частях тюменской свиты [32].

Зафиксированные в составе битумов бициклические соединения ряда дримана и гомодримана С₁₄-С₁₆ обычно рассматриваются как маркеры континентальности, однако в литературе описаны случаи обнаружения их в различных прокариотических организмах [33, 34]. На масс-хроматограммах SIM по m/z 177 и ряду соответствующих MRM-переходов M⁺ →177 регистрируются деметилированные гопановые структуры – 25-норгопаны С₂₈-С₃₄, наличие которых многими исследователями расценивается как признак интенсивной биодеградации нафтидов [35, 36]. Поскольку гопаны менее устойчивы к биохимическому окислению, чем три- и тетрациклические терпаны, к геохимическим выводам по гомогопановым индексам следует подходить с осторожностью [37]. Кроме вышеобозначенных, в составе битумов встречается ряд структур, которые предположительно можно отнести к деметилированным С₁₉ с М⁺ 262 по интенсивному фрагментному иону m/z 177 и более высокомолекулярным гомологам (и изомерам) бициклических соединений С₁₇-С₂₄ с М⁺ 236-334 по доминирующему иону m/z 123. Масс-фрагментограммы этих соединений приведены на рис.6, б.

Наличие в составе ПНФ нормальных и изопреноидных алканов, наряду с присутствием маркеров биохимического окисления, возможно связано с разбавлением первично биодеградированных нафтидов в ходе повторного поступления свежих порций нефти, как показано на примере залежей Аргентины [38] и Западной Сибири [39].

Ароматические соединения. В составе ароматической фракции выявлено наличие биароматических (нафталины), триароматических (фенантрены), триароматических (стероиды) и серасодержащих (дибензотиофены) соединений. В относительном распределении последних трех групп соединений в битуме 5 заметно выше содержание фенантренов, в битуме 6 – фенантренов и дибензотиофенов приблизительно по 35 %, триароматических стероидов – 30 %. В битумах присутствует ретен, традиционно считавшийся биомаркером хвойных растений, но в последние годы приводятся сведения о его возможном водорослевом или цианобактериальном генезисе, для достоверного определения происхождения используются изотопные анализы δ¹³С как самого ретена, так и н-алканов С₁₆-С₃₀ и стигмастана [40]. Среди алкилнафталинов преобладают триметилнафталины (56-57 %), содержание метил- и диметилнафталинов несколько меньше (20 и 23-24 %), что может указывать на вклад гумусовых компонент в состав исходного ОВ [41]. По значениям индекса 4-MDBT/Phen = 0,01-0,04, как и параметрам C₂₇ Dia/Reg и Ts/Tm, предполагаются глинистые обстановки формирования исходного ОВ [42]. По соотношению изомеров 4- и 1-метилдибензотиофенов, обладающих различной термодинамической устойчивостью (MDR = 0,87-0,54), нафтиды характеризуются невысокой степенью термического преобразования, рассчитанное значение [43] Ro составляет 0,57-0,55 %.

Изотопный состав углерода. В ПНФ и ароматической фракции образца 5 содержание тяжелого изотопа углерода ¹³С выше по сравнению с образцом 6 и более близко к таковому в ХБ «А» тюменской свиты (рис.7, а), что может быть связано с большим содержанием в его составе продуктов преобразования континентального ОВ. По изотопному составу углерода, как и по ряду биомаркерных параметров в ПНФ, изученные битумы близки к нефтям тюменской свиты из скважины 347 Кошильского месторождения [5], что показано на звездной диаграмме на рис.7, б.

Заключение

Присутствие битумов в метасоматически измененных базальтах свидетельствует о существовании разрушенной нефтяной залежи либо путей миграции нефтяных углеводородов в пермско-триасовом доюрском комплексе Литваковского месторождения. По данным проведенных минералого-петрографических исследований, миграция происходила после процесса гидротермально-метасоматических преобразований вулканитов. Результаты изучения группового состава битумов по данным экстракции, пиролиза и SARA-анализа позволили, согласно классификации В.А.Успенского, отнести образец 5 к переходным разностям асфальтиты – кериты, образец 6 – к асфальтиту. По молекулярному составу и изотопии углерода парафино-нафтеновых и ароматических групп соединений предполагается формирование исходного ОВ нафтидов в восстановительных обстановках мелководного бассейна с повышенной соленостью вод, куда мог поступать гумусовый материал. Изомерные соотношения стеранов, терпанов и метилдибензотиофенов демонстрируют уровень термокаталитического преобразования битумов, соответствующий фазе начала «нефтяного  окна». Нафтиды подверглись влиянию гипергенных, в том числе биохимических процессов в различной мере. Кроме типичных маркеров биодеградации 25-норгопанов С₂₈-С₃₄, в битумах впервые идентифицированы их более легкие гомологи – деметилированные трициклический С₁₉ и тетрациклический С₂₃, а также необычные тетрациклические углеводороды гопаноидного типа – секогопаны С₂₇, С₂₉, С₃₀, которые, наряду с бициклическими терпанами состава С₁₇-С₂₄, можно рассматривать в качестве характерных особенностей твердых нафтидов доюрского комплекса района исследования. Одновременное присутствие в экстрактах битумов нормальных, изопреноидных алканов и соединений, маркирующих процессы биодеградации, вероятно обусловлено разбавлением ранее сформированных нафтидов свежими порциями УВ-флюидов. К другим особенностям состава битумов относится низкое содержание стеранов, при этом обнаружено наличие схожих специфических черт с нефтями Котыгъеганского и Северо-Хохряковского месторождений. В то же время установлена близость исследованных битумов по распределению трициклических С₁₉-С₂₃ и тетрациклического С₂₄ терпанов с битумоидами и нефтями, для которых в качестве материнских рассматриваются отложения тюменской свиты. Выявленные особенности стеранов и терпанов в битумах могут быть обусловлены участием гумусового материала в составе исходного органического вещества и указывать на вероятную связь нафтидов с отложениями тюменской свиты. При наличии геологических предпосылок прогнозируются пропущенные залежи углеводородов в нижне-, среднеюрских отложениях и доюрском основании исследуемого района.

Литература

1. Именные месторождения нефти и газа Тюменской области / Под общ. ред. Н.Н.Закирова. Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2020. 208 с.
2. Лепеха С.В., Берзин С.В. Изучение природного битума методом инфракрасной Фурье спектроскопии // XXX Зимней Школы по химии твердого тела, 9-10 февраля 2021, Екатеринбург, Россия. Екатеринбург: Изд-во Уральского университета, 2021. С. 58-61.
3. Берзин С.В., Иванов К.С., Панкрушина Е.А. и др. Находки битумов в апобазальтовых метасоматитах в доюрском фундаменте Западно-Сибирской платформы // Уральская минералогическая школа. 2022. № 28. С. 15-16.
4. Федосеев Г.С., Фадеева В.П., Меленевский В.Н. Жильный пиробитум в долеритах Кузьменского комплекса (Минусинский межгорный прогиб) // Геология и геофизика. 2001. Т. 42. № 7. C. 1110-1117.
5. Peters K.E., Ramos L.S., Zumberge J.E. et al. Circum-Arctic petroleum systems identified using decision-tree chemometrics // AAPG Bulletin. 2007. Vol. 91. № 6. P. 877-913. DOI: 10.1306/12290606097
6. Erokhin Yu.V., Ivanov K.S. On the discovery and study of anthraxolite in Triassic plagiorhyolite on the border of the Ural and western Siberia // Geosciences Journal. 2019. Vol. 23. Iss. 2. P. 273-279. DOI: 10.1007/s12303-018-0030-3
7. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1:1 000 000 (третье поколение). Серия Норильская. Лист Q-47 – Тура. Объяснительная записка. СПб: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2018. 328 с.
8. Kouketsu Y., Mizukami T., Mori H. et al. A new approach to develop the Raman carbonaceous material geothermometer for low-grade metamorphism using peak width // Island Arc. 2014. Vol. 23. Iss. 1. Р. 33-50. DOI: 10.1111/iar.12057
9. Тугарева А.В., Чернова Г.А., Яковлева Н.П., Мороз М.Л. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности доюрских отложений центральной части Западно-Сибирской плиты // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2017. № 5. С. 58-66. DOI: 10.31660/0445-0108-2017-5-58-66
10. Мороз М.Л., Чернова Г.А. Вещественный состав, геохимические исследования, находки битумов в породах доюрского комплекса на территории ХМАО – Югры // Пути реализации нефтегазового потенциала Западной Сибири: Материалы Двадцать шестой научно-практической конференции, 22-25 ноября 2022, Ханты-Мансийск, Россия. Ханты-Мансийск: Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И.Шпильмана, 2023. С. 324-332.
11. Юдина Н.В., Небогина Н.А., Прозорова И.В. Состав смолисто-асфальтеновых компонентов межфазных слоев водонефтяных эмульсий // Петролеомика. 2021. Т. 1. № 1. C. 49-56. DOI: 10.1134/S2782385721010053
12. Иванов К.С., Федоров Ю.Н., Ерохин Ю.В., Пономарев В.С. Геологическое строение фундамента Приуральской части Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна. Екатеринбург: Институт геологии и геохимии им. академика А.Н.Заварицкого, 2016. 302 с.
13. Серебренникова О.В., Васильев Б.Д., Туров Ю.П. и др. Нефтепроявление «Сохочул» в Северной Хакасии // Известия Томского политехнического университета. 2002. Т. 305. № 8. С. 78-83.
14. Серебренникова О.В., Васильев Б.Д., Туров Ю.П., Филиппова Т.Ю. Нафтиды в базальтах нижнего девона Северо-Минусинской впадины // Доклады Академии наук. 2003. Т. 390. № 4. С. 525-527.
15. Xiaotao Zhang, Bin Shen, Jiajia Yang et al. Evolution characteristics of maturity-related sterane and terpane biomarker parameters during hydrothermal experiments in a semi-open system under geological constraint // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2021. Vol. 201. № 108412. DOI: 10.1016/j.petrol.2021.108412
16. Hackley P.C., Ryder R.T. Organic geochemistry and petrology of Devonian shale in eastern Ohio: Implications for petroleum systems assessment // AAPG Bulletin. 2021. Vol. 105. № 3. P. 543-573. DOI: 10.1306/08192019076
17. Siqin Huang, Guosheng Xu, Fanghao Xu et al. Biomarker distributions and depositional environments of continental source rocks in Sichuan Basin, SW China // Energy Exploration & Exploitation. 2020. Vol. 38. Iss. 6. P. 2296-2324. DOI: 10.1177/0144598720915533
18. Chosson P., Connan J., Dessort D., Lanau C. In Vitro Biodegradation of Steranes and Terpanes: A Clue to Understanding Geological Situations // Biological Markers in Sediments and Petroleum. Prentice-Hall, 1992. P. 320-349.
19. Белицкая Е.А. Типы нефтей территории Колтогорского прогиба и особенности распределения в них ароматических соединений: Автореф. дис. … канд. хим. наук. Томск: Институт химии нефти СО РАН, 2008. 24 с.
20. Парфенова Т.М., Каширцев В.А., Коровников И.В. Новые находки нафтидопроявлений в породах среднего кембрия на северо-востоке Сибирской платформы // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2014. Т. 9. № 2. 22 с. DOI: 10.17353/2070-5379/25_2014
21. Мельник Д.С., Парфенова Т.М., Рогов В.И. Биодеградированные рассеянные битумы в породах хатыспытской свиты венда (неопротерозоя) на северо-востоке Сибирской платформы // Георесурсы. 2020. Т. 22. № 2. C. 37-44. DOI: 10.18599/grs.2020.2.37-44
22. Каширцев В.А. Новые и редкие стерановые и терпановые углеводороды в нефтях Непско-Ботуобинской антеклизы // Нефтехимия. 2013. Т. 53. № 1. C. 3-10. DOI: 10.7868/S002824211206007X
23. Каширцев В.А. Природные битумы северо-востока Сибирской платформы. Якутск: Якутский филиал Сибирского отделения Академии наук СССР, 1988. 103 с.
24. Alberdi M., Moldowan J.M., Peters K. E., Dahl J.E. Stereoselective biodegradation of tricyclic terpanes in heavy oils from the Bolivar Coastal Fields, Venezuela // Organic Geochemistry. 2001. Vol. 32. Iss. 1. P. 181-191. DOI: 10.1016/S0146-6380(00)00130-3
25. Mao-Guo Hou, Ming Zha, Xiu-Jian Ding et al. Source and accumulation process of Jurassic biodegraded oil in the Eastern Junggar Basin, NW China // Petroleum Science. 2021. Vol. 18. Iss. 4. P. 1033-1046. DOI: 10.1016/j.petsci.2021.07.010
26. Bocai Li, Youjun Tang, Zhonghong Chen et al. The Geochemical Characteristics of Source Rock and Oil in the Fukang Sag, Junggar Basin, NW China // Minerals. 2023. Vol. 13. Iss. 3. № 432. DOI: 10.3390/min13030432
27. Ахмедова А.Р., Серебренникова О.В., Шиганова О.В. Состав углеводородов нефтей центральной части Восточной Сибири // Журнал Сибирского федерального университета. Химия. 2018. № 11 (2). С. 230-248.
28. Zibin Zhao, Grohmann S., Zieger L. et al. Evolution of organic matter quantity and quality in a warm, hypersaline, alkaline lake: The example of the Miocene Nördlinger Ries impact crater, Germany // Frontiers in Earth Science. 2022. Vol. 10. № 989478. DOI: 10.3389/feart.2022.989478
29. Ахмедова А.Р., Серебренникова О.В., Шиганова О.В. Насыщенные и ароматические углеводороды–биомаркеры в нефти и бутумоидах параметрической скважины Кугасская 364-0 (Республика Саха, Якутия) // Петролеомика. Petroleomics. 2023. Т. 3. № 1. C. 91-102. DOI: 10.53392/27823857-2023-3-1-91
30. Каширцев В.А., Парфенова Т.М., Моисеев С.А. и др. Прямые признаки нефтегазоносности и нефтематеринские отложения Суханского осадочного бассейна Сибирской платформы // Геология и геофизика. 2019. Т. 60. № 10. С. 1472-1487. DOI: 10.15372/GiG2019119
31. Banta A.B., Wei J.H., Welander P.V. A distinct pathway for tetrahymanol synthesis in bacteria // PNAS. 2015. Vol. 112. № 44. P. 13478-13483. DOI: 10.1073/pnas.1511482112
32. Севастьянов А.А., Коровин К.В., Зотова О.П., Зубарев Д.И. Перспективы разработки отложений тюменской свиты на территории ХМАО-Югры // Успехи современного естествознания. 2016. № 12-2. С. 444-448.
33. Dongxu Zhang, Wenyu Du, Xingming Pan et al. Discovery and biosynthesis of bacterial drimane-type sesquiterpenoids from Streptomyces clavuligerus // Beilstein Journal of Organic Chemistry. 2024. Vol. 20. P. 815-822. DOI: 10.3762/bjoc.20.73
34. Коноплева И.В., Севастьянова В.С. Геохимическая значимость бициклических сесквитерпанов в гидротермальной нефти кальдеры вулкана Узон (Камчатка) // Геохимия. 2023. Т. 68. № 2. P. 217-224. DOI: 10.31857/S001675252302005X
35. Peters K.E., Moldowan J.M., McCaffrey M.A., Fago F.J. Selective biodegradation of extended hopanes to 25-norhopanes in petroleum reservoirs. Insights from molecular mechanics // Organic Geochemistry. 1996. Vol. 24. Iss. 8-9. P. 765-783. DOI: 10.1016/S0146-6380(96)00086-1
36. Dingsheng Cheng, Lirong Dou, Qingyao Chen, Wenqiang Wang. Geochemical characteristics and origins of biodegraded oils in the Bongor Basin (Chad) and their implications for petroleum exploration // Energy Exploration & Exploitation. 2022. Vol. 40. Iss. 2. P. 682-700. DOI: 10.1177/01445987211069582
37. Фурсенко Е.А., Борисова Л.С., Бурухина А.И., Саитов Р.М. Геохимия нефтей Ванъеганского нефтегазоконденсатного месторождения // Петролеомика. 2021. Т. 1. № 1. C. 70-83. DOI: 10.1134/S2782385721010077
38. Philp R.P. Correlation of crude oils from the San Jorges Basin, Argentina // Geochimica et Cosmochimica Acta. 1983. Vol. 47. Iss. 2. P. 267-275. DOI: 10.1016/0016-7037(83)90139-4
39. Каширцев В.А., Нестеров И.И., Меленевский В.Н. и др. Биомаркеры и адамантаны в нефтях из сеноманских отложений севера Западной Сибири // Геология и геофизика. 2013. Т. 54. № 8. С. 1227-1235.
40. Zakrzewski A., Kosakowski P., Kowalski T. Terrigenous or not? δ13C reveals the origin of the retene and dehydroabietic acid methyl ester // Chemical Geology. 2024. Vol. 670. № 122414. DOI: 10.1016/j.chemgeo.2024.122414
41. Головко А.К., Конторович А.Э., Певнева Г.С., Фурсенко Е.А. Состав и распределение алкилнафталинов в нефтях Западной Сибири // Геология и геофизика. 2014. Т. 55. № 5-6. С. 931-940. DOI: 10.15372/GiG20140515
42. Chakhmakhchev A., Suzuki N. Saturate biomarkers and aromatic sulfur compounds in oils and condensates from different source rock lithologies of Kazakhstan, Japan and Russia // Organic Geochemistry. 1995. Vol. 23. Iss. 4. P. 289-299. DOI: 10.1016/0146-6380(95)00018-A
43. Radke M. Application of aromatic compounds as maturity indicators in source rocks and crude oils // Marine and Petroleum Geology. 1988. Vol. 5. Iss. 3. P. 224-236. DOI: 10.1016/0264-8172(88)90003-7