Генетические особенности микроэлементного состава нафтидов на основе корреляционного анализа
С.А. Пунанова, М.В. Родкин,
Т.А. Рукавишникова


Институт проблем нефти и газа РАН,
Институт теории прогноза землетрясений и математической геофизики РАН
В статье на основе корреляционного анализа рассмотрены зависимости между микроэлементным (МЭ) составом нафтидов, куда включены углеродистое вещество отложений (битумоиды), нефти различных нефтегазоносных бассейнов (НГБ), асфальтово-смолистые компоненты нефтей и твердые природные битумы, и составами земной коры разного уровня и биоты.
Для сравнения приводятся также корреляционные связи МЭ состава углей и сланцевых формаций. Выявлены новые соотношения между величинами коэффициентов корреляции составов исследованных природных субстанций, позволяющие использовать МЭ метку как генетический ориентир для характеристики природных процессов на эволюционной шкале нефтеобразования.
Введение
Настоящее исследование является продолжением работ [1–3], посвященных значимости МЭ составляющей природных объектов для решения всевозможных геолого-геохимических задач. На основе корреляционных зависимостей между МЭ составами нефтей, биоты и земной коры (средней, верхней и нижней её частей), было показано, что состав МЭ нафтидов имеет полигенный источник, связанный как с органическим веществом (ОВ) осадочных образований, так и с влиянием глубинных процессов.
Кроме того, были выявлены различные корреляционные связи МЭ состава нефтей некоторых регионов с химическим составом основных георезервуаров земной коры, ряда типов пород и типов ОВ (наземное или водное, животные или растения). На основе такого сравнения, проведенного для возможно большого разнообразия анализов различных нефтей, делаются содержательные выводы о характере нефтегенерационного процесса и его различии в разных условиях нефтегенерации. Задача настоящего исследования проанализировать величины коэффициентов корреляции (КК) логарифмов содержаний МЭ в нафтидах с химическим составом земной коры разных уровней и биоты. В сферу рассмотрения были вовлечены битумоиды (растворимые компоненты ОВ пород), нефти, смолисто-асфальтеновые компоненты нефти и асфальты с целью выявления основных источников МЭ в нафтидах и характера их превращений в процессе эволюции нефтяных систем. Этот ряд нафтидов представляет собой генетическую последовательность изменения систем от исходных углеродистых веществ осадочных пород к нефтям, и далее при их гипергенном или термальном вторичном преобразовании к природным битумам. Кроме того, в отличии от ранее проводимых исследований, были более детально изучены МЭ составы различных сланцевых формаций [4]. Аналитические данные нами почерпнуты из многочисленных литературных источников (Готтих, Писоцкий, 2006; 2010; Ясыгина и др., 2006; Федоров и др., 2007; Готтих и др., 2008; 2009; Винокуров и др., 2010; Маслов и др., 2015; Szatmari et al., 2011, Каюкова и др., 2018 и др.). Всего в расчетах задействованы данные примерно 100 анализов в ряде случаев по более чем 40 МЭ.
Результаты и обсуждение
Приведем результаты корреляционного анализа для проанализированных выборок. В выборку вошли аналитические данные по сланцевым формациям различных регионов мира [4].
По горючим сланцам, слабокатагенетически преобразованным глинистым отложениям с содержанием Сорг выше 20%, черным сланцам глинисто-кремнисто карбонатного состава с содержанием Сорг от 5 до 20% и стадией преобразования от МК1 до МК3 и по глинистым породам с невысоким содержанием Сорг. Сравнение МЭ данных сланцевых отложений по различным регионам приведено на рис.1, по которому можно проследить МЭ характеристику различных сланцев и довольно повышенные концентрации в них определенных элементов по сравнению с кларками глин (по А.П. Виноградову).
Выявлены более высокие КК МЭ состава сланцев с составами биоты, и с верхней и средней корой, по сравнению с нижней (лишь для черных сланцев свиты Барнетт США отмечены одинаково высокие КК для кор разных уровней), что отражает их связь с отложениями верхних слоев земной коры. Для менее преобразованных горючих сланцев эта тенденция выражена значительнее. Корреляционные связи МЭ состава сланцев с составом биоты и земной коры в основном соответствуют ранее выявленным закономерностям, основанным только на средних содержаниях, без с привязки к определенным сланценосным бассейнам.
Таб. 1 — КК между составами элементов глинистых разностей пород, земной коры и биоты
Таб. 2 — КК между составами элементов битумоидов, земной коры и биоты
Таб. 3 — КК между составами одновозрастных нефтей и битумоидов
Результаты по выборкам сопоставительного изучения одновозрастных комплексов битумоидов и нефтей Татарского свода представлены в табл. 2 и 3 (по аналитическим данным [5]). Образцы битумоидов ОВ пород являются предшественниками нефти по представлениям многих геохимиков. И часто сравнительный анализ УВ и МЭ составов нефтей и битумоидов применяется для диагностики в разрезе нефтематеринских свит, а также для выявления фациальных условий нефтегазообразования. При близких КК между МЭ составом битумоидов и составами коры и биоты проявляется тенденция к более высоким величинам связи состава битумоидов именно с верхней, либо средней, но не нижней корой. И очень высоки связи битумоидов и нефтей между собой по составу изученных МЭ.
Таб. 4 — КК между составами элементов смолисто-асфальтеновых компонент нефтей Волго-Уральского НГБ, земной коры и биоты
При анализе выборки смолисто-асфальтеновых компонент нефтей Татарского свода (табл. 4) для подавляющего количества проб отмечаются более высокие КК МЭ состава флюидов с составом средней или нижней коры и биоты, чем с верхней (по аналитическим данным [6]). При этом, вычисленные КК для нефтей оказались значительно ниже величин, выявленных для сланцев.
Таб. 5 — КК между составами элементов природного битума (асфальта), смолисто-
асфальтеновых компонент нефтей, битумоидов, земной коры и биоты
Подборка результатов по МЭ составу смолисто-асфальтеновых компонент нефтей и битумоидов нескольких регионов представлена в табл. 5. В ней же даны результаты по КК твердых битумов, в данном случае асфальтов (по аналитическим данным [7, 8]). Достаточно отчетливо проявляется более высокая связь МЭ состава этих объектов с составами нижней коры, чем с верхней. Стоит отметить, что большинство МЭ в нефтях сосредоточено в их тяжелых, высокомолекулярных – смолисто-асфальтеновых компонентах (табл. 6).
Таб. 6 — Содержание МЭ, определенных непосредственно в смолах и асфальтенах нефтей Западной Сибири (по аналитическим данным [9]
Часто они представлены коллоидными частицами неорганической природы, которые сорбированы или связаны с полициклическими системами наиболее высокомолекулярной части нефти. Концентрация металлов в асфальтенах, как правило, выше, чем в смолах. Это относится к таким элементам, как V, Ni, Zn, Hg, Eu. Несмотря на более высокие абсолютные концентрации металлов в асфальтенах, считается, что смолы из-за гораздо большего их содержания в нефти, аккумулируют в своем составе преобладающую долю многих металлов [9].
Остановимся детальнее на характере преобразования нафтидов от исходных нефтей до флюидов, измененных вторичными процессами. В зависимости от тектонической активности региона, перепада глубин вмещающих отложений (до выхода на поверхность), особенностей контактирующих с залежью пластовых вод существенно меняется ряд последовательных стадий окисления нафтидов: от легких нефтей к тяжелым, от тяжелых нефтей к асфальтитам, от мальт к керитам, что влечет за собой цепочку согласованных изменений УВ и МЭ состава. При этом происходит значительная потеря легких фракций, биодеградация парафиновых УВ, остаточное накопление и новообразование смолисто-асфальтеновых компонентов, осернение нефтей, накопление ряда тяжелых металлов, и в первую очередь ванадия, образование промышленно ванадиеносных провинций с рудными концентрациями металлов (табл. 7).
Таб. 7 — Изменение содержания отдельных МЭ (г/т) в тяжелых нефтях и природных
битумах Урало-Поволжья [5]
Эти закономерности подкреплены и лабораторными исследованиями [6, 10]. Отмечается [10, 11] пространственная связь промышленно ванадиеносных нефтей с выходами на дневную поверхность либо с неглубоким залеганием пород кристаллического фундамента, а также с орогенными поясами, в пределах которых породы также выведены на поверхность (Канадский щит, Гвианский щит, Украинский щит, складчатые сооружения Урала, Тянь-Шаня и др.). Здесь же, в непосредственной близости от скоплений тяжелых нефтей и битумов часто располагаются рудные залежи. С протерозойскими отложениями Канадского щита связаны магматогенные месторождения ванадиеносных титаномагнетитов. В докембрийских породах Гвианского щита расположено крупное железорудное месторождение Эль-Пао.
Значительная часть Волго-Уральского НГБ совпадает с западной частью Уральской ванадиевой провинцией, в пределах которой формировались многочисленные рудные месторождения медистых (содержание меди достигает 4%) и волконскоитовых песчаников (V = 0,01-0,24%).
В Тимано-Печорском регионе источником V могли быть титаномагнетитовые или ильменитовые песчаники, обогащенные Ti, V и Ni, а для нефтей Варандей-Ядзьвинской зоны – вулканогенный материал, обогащенный V и другими металлами. Г.П. Каюкова и др. [6], на основании многих геохимических исследований считают доказанным, что битумы гипергенного типа составляют основную массу продуктов преобразования первичных нефтей, и именно с ними связаны все известные крупнейшие и гигантские месторождения битумов. Нам представляется этот тезис несколько преждевременным, и связан он с лучшей изученностью этих битумных скоплений из-за их большей доступности и «приповерхностности» (термин Б.А. Клубова, 1999).
Предложено несколько генетических моделей формирования металлоносных углеводородных провинций. И.С. Гольдбергом [11], изучавшим закономерности процессов концентрирования металлов в тяжелых нефтях и битумах, предложено несколько генетических моделей формирования металлоносных углеводородных провинций.Один из типов связан с эндогенным привносом V, Mo, Hg и других элементов при воздействии интрузий и гидротерм на скопления асфальтовых битумов преимущественно в пределах складчатых областей (Уральская, Корякско-Камчатская, Андийская, Апеннинская и др.) и привносом Hg, Cd, Sb в нефть с газовыми эманациями в зонах глубинных разломов в пределах НГБ (Предкарпатский прогиб, бассейны Калифорнии и др.).
Исходя из изложенного, а именно о более сильных сорбционных свойствах смолисто-асфальтеновых фракций нефтей и битумоидов и сосредоточии большего количества и большего разнообразия элементов именно в этой части нефти при первичной нефтегенерации, а также о вторичном накоплении элементов при гипергенезе за счет потери легких фракций и взаимодействии с активными глубинными потоками и происходит увеличение корреляционных связей составов нафтидов с нижней корой и уменьшение связи с составом биоты.

В обобщенном виде результаты взаимосвязи между составами исследованных объектов представлены на рис. 2.
По оси ординат отложены разность между КК содержаний элементов в нафтидах и в нижней и верхней коре, а по оси абсцисс – КК между содержанием элементов в нафтидах и в биоте. При значительном разбросе КК, на графике отчетливо проявляются определенные зависимости связей составов элементов для различных групп нафтидов с составами коры и биоты, которые на графике формируют три зоны. I зона отвечает природным битумам. Характерны высокие КК между содержаниями элементов нижней коры и асфальтов при низких КК с составом биоты; II зона – глины, углеродистые сланцы и угли. Для этих образцов выявлены наоборот низкие КК между содержаниями элементов в них и в нижней коре и высокие КК с составом биоты и верхней коры. III – центральная зона, промежуточная, здесь расположены точки, характеризующие КК между составами нефтей различных бассейнов и битумоидов с составом коры и биоты.
ИТОГИ
Выявленные различия КК элементного состава нафтидов с составом коры и биоты подтверждают полигенность их источника, связанного с исходным для нефтеобразования живым веществом (так называемые биогенные элементы по В.И. Вернадскому) и глубинными флюидами (абиогенные). Можно предположить, что глинистые сланцы, чисто осадочные породы, также, как и битумоиды наследуют в большей мере специфику состава верхней коры и биоты, тогда как преобразованные флюиды — асфальты, проявляют унаследованность состава МЭ в большей мере от нижней коры, теряя связь с биотой. А значительная часть нефтей, её смолисто-асфальтеновые компоненты имеют промежуточный состав элементов, на который влияет практически в равной мере состав разных уровней земной коры и биоты.
ВЫВОДЫ
Если в предыдущих исследованиях полигенность состава МЭ нафтидов идентифицировалась чисто качественными методами, то в настоящем исследовании об этом свидетельствуют количественные показатели. Основной источник МЭ состава нафтидов это исходное живое вещество, однако в процессе миграции и нефтеобразования и за счет вторичных процессов начинают играть не меньшую роль и глубинные процессы в нижней коре, поставляющие дополнительные их количества в состав нафтидов. Корреляционные связи между составами изученных нафтидов, корой и биотой рекомендуется использовать как генетический показатель процессов эволюции нефтяных систем.
ЛИТЕРАТУРА
1. Пунанова С.А., Родкин М.В. Соотношение биогенных и глубинных процессов по данным анализа микроэлементного состава нефтей // Экспозиция Нефть Газ. 2018. № 6 (66). С. 16–20.

2. Rodkin M.V., Rundkvist D.V., Punanova S.A. The Relative Role of Lower and Upper Crustal Processes in the Formation of Trace Element Compositions of Oils // Geochemistry International, Pleiades Publishing, Ltd., 2016, Vol. 54, issue 11, pp. 989–995.

3. Podkin M., Punanova S. Results of examination of trace elements composition in oils. All abstracts. IMOG-EAGE. Gothenburg. Sweden, 2019.

4. Punanova S.A., Shpirt M.Ya. Ecological Consequences of the Development of Shale Formations Containing Toxic Elements // Solid Fuel Chemistry, Allerton Press, 2018, Vol. 52, issue 6, pp. 396–405.

5. Галиева А.М., Каюкова Г.П., Романов Г.В. Распределение металлов в асфальтенах нефтей и экстрактов из пород продуктивных комплексов Ромашкинского месторождения // Матер. Межд. конф. «Изменяющаяся геологическая среда». Изд-во Казанск. ун-та, 2007. С. 375–380.

6. Каюкова Г.П., Петров С.М., Успенский Б.В. Свойства тяжелых нефтей и битумов пермских отложений Татарстана в природных и техногенных процессах. М.: ГЕОС, 2015. 343 с.

7. Готтих Р.П., Писоцкий Б.И. Распределение вещества на начальной стадии дифференциации восстановленных флюидов //Руды и металлы. 2005. № 3. С. 23–33.

8. Готтих Р.П., Писоцкий Б.И. Элементы-примеси как индикаторы геодинамических обстановок нефтенакопления // ДАН. 2010. Т 433. № 4. С. 1–5.

9. Алешин Г.Н., Камьянов В.Ф., Филимонова Т.А. и др. Металлы в нефтях Западной Сибири. Препринт № 32. Новосибирск: СО АН СССР, 1986. 60 с.

10. Punanova S.A. Supergene Transformed Naphthides: Peculiarities of Trace-Element Composition// Geochemistry International Pleiades Publishing, 2014, Vol. 52. issue 1, pp. 57–67.

11. Гольдберг И.С. Нафтаметаллогенические провинции мира и генезис рудных концентраций в тяжелых нефтях и битумах // Геология нефти и газа. 1990. № 3. С. 2–7.
Пунанова Светлана Александровна, д. г.-м. н., ведущий научной сотрудник. Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия
punanova@mail.ru

Родкин Михаил Владимирович, д. ф.-т.н., гл. научн. сотр. Институт теории прогноза землетрясений и математической геофизики РАН Москва; вед. научн. сотр. Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия
rodkin@mitp.ru

Рукавишникова Татьяна Александровна, научн. сотр., Институт теории прогноза землетрясений и математической геофизики РАН, Москва, Россия
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Материалы исследования: Нафтиды различного генезиса — битумоиды органического вещества пород, нефти, смолисто-асфальтеновые компоненты нефтей НГБ, природные битумы, земная кора, сланцы и биота.

Методы исследования: Методами математической статистики вычисляли коэффициенты корреляции между МЭ составом вовлеченных объектов, основываясь на аналитической базе данных большого числа исследователей. Составление таблиц и графиков.
микроэлементы, нефти, нафтиды, биота, природные битумы, коэффициенты корреляции, земная кора разного уровня
С.А. Пунанова, М.В. Родкин, Т.А. Рукавишникова. Генетические особенности микроэлементного состава нафтидов на основе корреляционного анализа // Экспозиция Нефть Газ. 2020. №4. С. 20-24. DOI:10.24411/2076-6785-2020-10091
28.07.2020
УДК 551
DOI:10.24411/2076-6785-2020-10091

Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (8552) 92-38-33
Made on
Tilda