157

ИЗОТОПНЫЙ СОСТАВ СЕРЫ ПИРИТА И ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ АЯЗОВСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

(БАШКИРСКОЕ ПРИУРАЛЬЕ).

З.А. Канипова, С.В. Мичурин, В.М. Горожанин Институт геологии УНЦ РАН, Уфа

e-mail: Zaliya.Kanipova@mail.ru

Изотопно-геохимические особенности нефти и сопутствующих аутигенных и эпи-генетических минералов на нефтяных месторождениях могут быть использованы для определения ее источников и для реконструкции процессов формирования нефтяных за-лежей. С практической точки зрения, типоморфные минералогические особенности пи-рита из нефтеносных пород могут быть использованы в качестве поискового признака нефтяных залежей [1]. Генерация и миграция сероводорода, с которым связано образо-вание аутигенных сульфидов, представляет собой актуальную проблему в нефтяной гео-логии. Н2S может быть продуцирован при восстановлении растворенного сульфат-иона путем низкотемпературной бактериальной или высокотемпературной термохимической сульфат-редукции. Изучение этих процессов давно привлекает внимание исследователей и весьма актуально в последнее время [9-11].

Ранее нами были изучены образцы пирита из терригенных и карбонатных пород, вскрытых скважиной Рустамовская 1 [5; 6], пробуренной на Аязовском нефтяном ме-сторождении, которое входит в состав месторождений Волго-Уральской нефтеносной провинции. Оно расположено на юго-востоке Русской платформы – на границе с Юрюзано-Сылвенской депрессией Предуральского прогиба, в районе приустьевой части р. Ай (рисунок). Скважинами 1 и 2 на Рустамовском лицензионном участке в интервале глубин соответственно 1078-2227 м и 1177-2440 м вскрыт разрез палеозоя с двумя уровнями нефтеносности – в пашийских и орловских песчаниках девона [8]. В целом разрез скважин представлен карбонатными и терригенными отложениями де-вона, карбона и перми [4]. Пирит часто встречается в терригенных и карбонатных по-родах доманик-мендымского и саргаевского уровня (франский ярус верхнего девона), в терригенных, с растительными остатками, прослоях пашийского горизонта и карбо-натах тиманского горизонта (франский ярус верхнего девона), а также песчаниках, алевролитах, аргиллитах и углях бобриковского горизонта (визейский ярус нижнего карбона).

Проведенный анализ изотопного состава серы в пирите по разрезу скважин Рус-тамовская 1 выявил две обособленные группы значений δ34S [5]. В пирите из пород нижнего карбона установлено значительное обогащение легким 32S изотопом относи-тельно метеоритного стандарта, что указывает на раннедиагенетическое происхожде-ние пирита. Как известно [3], в пирите в результате бактериальной сульфат-редукции в раннем диагенезе фиксируется «легкая» сера. В то же время, в пирите из девонских нефтеносных отложений выявлены высокие положительные значения δ34S, которые не могут быть объяснены с точки зрения его раннедиагенетического происхождения. На-против, такой изотопный состав серы обычно обусловлен эпигенетическими процесса-ми [3]. По результатам исследований был сделан вывод о том, что изотопно-геохмические особенности пирита вблизи нефтяной залежи связаны с условиями ее об-разования. Отличительными особенностями пирита из продуктивных девонских неф-теносных отложений являются также высокие концентрации Co, Ni, Pb и As, ко торые могут быть обусловлены воздействием водонефтяного флюида [6].

© З.А. Канипова, С.В. Мичурин, В.М. Горожанин

158

Рис

унок

. Обз

орна

я ка

рта

иссл

едов

анны

х ск

важ

ин Р

уста

мов

ског

о ли

ценз

ионн

ого

учас

тка

Аяз

овск

ого

неф

тяно

го м

есто

рож

дени

я.

159

В настоящем сообщении приводятся новые данные по изотопному составу серы пирита из скважины Рустамовская 2, по которой ранее не проводились исследования. По разрезу скважины из образцов керна терригенных и карбонатных пород для изу-чения были отобраны монофракции пирита. Измерения выполнены методом CF-IRMS на масс-спектрометре DeltaV+ (Finnigan) с помощью элементного анализатора FlashEA-HT 1112 в ИГЕМ РАН (г. Москва), аналитик Е.О. Дубинина. Анализируемая навеска пирита составляла 50 мкг в пересчете на чистую серу. Кроме того, с целью установления генетических особенностей нефти Аязовского месторождения нами проведено ее хромато-масс-спектрометрическое изучение в лаборатории физико-химических методов анализа ЦКП Института органической химии УНЦ РАН (г. Уфа), аналитик Е.Г. Галкин.

По результатам изучения установлено, что в пиритах из каменноугольных алев-ролитов и алевропесчаников значения δ34S составляют –22,3 и –26,0 ‰, а в известня-ках, аргиллитах и песчаниках из девонских отложений от –15,3 до 22,2 ‰ (таблица). Следует отметить, что в разрезе скважины Рустамовская 2 нефтенасыщенные породы встречаются в интервале глубин на уровне саргаевского, тиманского и пашийского горизонтов. Установлено, что в окружающих нефтеносные пласты породах пирит ха-рактеризуется отрицательными значениями δ34S от –26,0 до –13,1 ‰. В нефтеносных интервалах по разрезу скважины, напротив, фиксируется пирит с высокими положи-тельными значениями δ34S (6,6 и 22,2 ‰) и значительным обогащением тяжелым 34S изотопом относительно метеоритного стандарта. Образование этой генерации пирита, вероятно, связано с движением водонефтяного флюида. При этом могло происходить частичное растворение и перекристаллизация раннедиагенетического пирита, присут-ствовавшего в породах, и образовываться пирит с промежуточными значениями δ34S (образец 26-8). Полученные новые данные подтверждают сделанные ранее выводы о том, что пирит, встречающийся в нефтяных коллекторах Аязовского месторождения, отличается по изотопно-геохимическим характеристикам от осадочно-диагенетического пирита вмещающих отложений.

Таблица Изотопный состав пирита из палеозойских отложений скважины Рустамовская 2

Аязовского нефтяного месторождения № обр.

Глубина, м

Стратиграфическое поло-жение

Порода δ34S, ‰

13-1 1890,6 Тульский горизонт, C1v2 Алевролит -26 14-2 1898,6 Тульский горизонт, C1v2 Алевропесчаник -22,3 21-7 2340,0 Мендымский горизонт,

D3f2-f3 Алевроаргиллит

-15,3

24-3 2364,8 Саргаевский горизонт, D3fr2

Известняк 6,7

26-2 2378,0 D3fr2 Известняк -13,7 26-3р 2380,0 D3fr2 Известняк -13,1 26-3к 2380,0 D3fr2 Известняк -14 26-6 2383,0 Тиманский горизонт, D3fr1 Аргиллит 22,2 26-8 2384,1 Пашийский горизонт, D3fr1 Песчаник -4,1

Хроматограммы углеводородов получены по общему ионному току и по селек-

торным ионам m/z 191 – для гопанов, m/z 217 – для стеранов и m/z 219 – для секосте-ранов. Отмечена достаточно высокая концентрация С23 трициклического терпана, что

160

может указывать на известковую среду седиментации. Это хорошо согласуется с мор-скими условиями формирования вышезалегающих битуминозно-кремнисто-глинисто-карбонатных отложений доманика – предполагаемого источника углеводородов Ая-зовской залежи.

По показателю 27Ts/27Tm (0,3) проанализированная нефть Аязовского месторо-ждения не претерпела катагенетических изменений.

По распределению С27, С28 и С29 стеранов принято диагностировать состав ис-ходного органического вещества (ОВ). Преобладание С29 стерана может быть индика-тором вклада в исходное ОВ наземной растительности [2; 7]. Хотя в морских осадках, накапливавшихся в пелагической зоне, далекой от влияния наземной растительности, может также наблюдается преобладание С29 стерана, источником которого могут быть синезеленые и диатомовые водоросли. Существенные количества С29 стерана такого генезиса отмечаются в ОВ нижнепалеозойских и докембрийских пород [ссыл-ки в 7]. В нашем случае в нефти Аязовского месторождения устанавливается значи-тельное преобладание С29 стерана, что, с одной стороны, может рассматриваться в пользу ее аквагенного, типичного для доманика, характера. С другой стороны, не ис-ключено, что преобладание С29 стерана является биомаркером докембрийской нефти.

Таким образом, проведенное изучение позволяет сделать следующие выводы. Пирит, встречающийся в нефтяных коллекторах Аязовского месторождения, отлича-ется по изотопно-геохимическим характеристикам от осадочно-диагенетического пи-рита вмещающих отложений. Пирит вблизи залежи характеризуется изотопным со-ставом серы, соответствующим сере водонефтяного флюида. Его источником, веро-ятнее всего, были нефтематеринские отложения доманикового горизонта. По резуль-татам хромато-масс-спектрометрического изучения нефть Аязовского месторождения не претерпела катагенетических изменений, а преобладание С29 стерана наиболее ве-роятно указывает в пользу ее аквагенного, типичного для доманика, характера.

Список литературы:

1. Алексеева М.А., Каледа Г.А. Признаки нефтеносности карбонатных пород-

коллекторов // Геология нефти и газа. 1984. №10. С. 14-17. 2. Баженова Т.К., Дахнова М.В., Можегова С.В. Верхний протерозой Сибир-

ской платформы – основной источник нефтегазоносности её домезозойского мегабас-сейна // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2011. Т.6. №2.

3. Виноградов В.И. Некоторые черты эпигенеза с позиций изотопной геохимии // Литология и полезные ископаемые. 2003. № 4. С. 391–411.

4. Горожанина Е.Н., Горожанин В.М., Пазухин В.Н,. Барыкин И.В., Шаку-ров Р.К. Литофациальный состав отложений верхнего девона и нижнего-среднего карбона, вскрытых скважинами на Рустамовской площади (северо-восток Башкирии) / Геология и нефтегазоносность севера северных районов Урало-Поволжья. / Сб. на-уч. тр. к 100-летию со дня рожд. П.А. Софроницкого. Изд-во Пермс. гос. ун-та, Пермь, 2010. с.35-37.

5. Канипова З.А., Мичурин С.В., Горожанин В.М. Изотопный состав серы пи-рита из нефтеносных пород Аязовского месторождения (Башкирское Приуралье) // III Международная научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов памяти академика А.П. Карпинского / СПб: ВСЕГЕИ, 2013. С. 756-759.

6. Канипова З.А., Мичурин С.В., Горожанин В.М., Веливецкая Т.А., Игнать-ев А.В. Изотопно-геохимические особенности пирита из нефтеносных пород Аязов-

161

ского месторождения (Башкирское Приуралье) // Геологический сборник №11. Ин-формационные материалы / ИГ УНЦ РАН. – Уфа: ДизайнПресс, 2014. С. 170-176.

7. Красноярова Н.А., Чиркова Д.Ю., Серебренникова О.В., Кадычагов П.Б. Состав биомаркеров палеозойской нефти юго-востока Западной Сибири // Вестник Томского государственного университета. 2014. № 382. С. 196-201.

8. Юлбарисов И.М., Юлбарисов Э.М., Барыкин М.В. В орловском горизонте Бымско-Кунгурской впадины открыта «рукавообразная» залежь // Геология, полезные ископаемые и проблемы геоэкологии Башкортостана, Урала и сопредельных террито-рий / Материалы VIII Межрегиональной научно-практической конференции Респуб-лики Башкортостан. Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2010. С. 179-182.

9. Goldstein T.P., Aizenshtat Z. Thermochemical sulfate reduction a review // Jour-nal of Thermal Analysis and Calorimetry, 1994. V. 42. No 1. P. 241-290.

10. Fallick E., Boyce A.J., McConville P. Sulphur stable isotope systematics in diagenetic pyrite from the North Sea hydrocarbon reservoirs revealed by laser combustion analysis // Isotopes in Environmental and Health Studies, 2012. V. 48. No 1. P. 144-165.

11. Lighthelm D.J., De Boer R.B., Brint J.F., Schulte W.M. Reservoir souring: an analytical model for H2S generation and transportation in an oil reservoir owing to bacterial activity, in proceedings offshore Europe // Society of Petroleum Engineers. 1991. P. 369-378.