Тематический рубрикатор статей

Георесурсы Т.23.№2.2021
Стр.
Скачать статью

Геолого-геохимические условия формирования состава нефтей залежей пермского и юрского нефтегазоносных комплексов впадины Фукан (бассейн Джунгария)

Х. Ян, Е.В. Соболева

Оригинальная статья

DOI https://doi.org/10.18599/grs.2021.2.10

110-119
rus.

open access

Under a Creative Commons license
В пределах восточной части впадины Фукан основные продуктивные горизонты приурочены к пермскому и юрскому нефтегазоносным комплексам (НГК), в которых выделяются среднепермские (вордский-кептенский ярусы) и нижне-среднеюрские (геттангский-батский ярусы) нефтегазоматеринские породы (НГМП). В статье рассматриваются нефтегазоматеринские свойства среднепермских и нижне-среднеюрских пород, молекулярный состав битумоидов НГМП и нефтей, а также интерпретируются особенности состава биомаркеров в них с позиций осадочно-миграционной теории генерации нефти. Объяснены причины различия свойств и состава нефтей разных НГК. Показано, что состав углеводородных флюидов залежей определяется не только геолого-геохимическими условиями седиментации нефтегазоматеринских отложений, но также связан с процессами миграции и последующими вторичными изменениями в скоплении. По составу и свойствам выделены три группы нефтей: пермские и юрские тяжелые нефти с легким изотопным составом углерода и наличием β-каротана и гаммацерана, они подверглись биодеградации разной степени, что зависело от геологических условий существования залежей; пермские средние по плотности (0,84 и 0,87 г/см3) нефти, состав биомаркеров которых очень близок к аналогичному составу первой группы и юрские легкие нефти с высоким содержанием твердых парафинов и более тяжелым изотопным составом углерода, почти не содержат β-каротана и концентрации гаммацерана низкие.
 
 

пиролиз Rock-Eval, генерационный потенциал, углеводородные флюиды, условия седиментации, геолого-геохимические условия, нефтегазоматеринские породы, формирование залежей, молекулярный состав, биомаркеры, впадина Фукан, Джунгарский нефтегазоносный бассейн

 

  • Галимов Э.М. (1986). Изотопный метод выявления нефтематеринских отложений на примере месторождений ряда регионов СССР. Изв. АН СССР. Сер. геол., 4, c. 3–21.
  • Соболева Е.В., Гусева А.Н. (2010). Химия горючих ископаемых. Москва: Изд. Московский университет, 312 с.
  • Ян Хоуцян, Соболева Е.В. (2020). Юрские нефтегазоматеринские породы углеводородных залежей в восточной части впадины Фукан (Джунгарский нефтегазоносный бассейн). Вестник Московского университета. Серия 4: Геология, 5, с. 55–63.
  • Bao Jianping, Zhu Junzhang, Zhu Cuishan et al. (2007). A biodegradation experiment of crude oils in laboratory. Petroleum Exploration and Development, 34(1), pp. 43–47.
  • Chen Jianping, Wang Xulong, Deng Chunping et al. (2016). Oil and gas source, occurrence and petroleum system in the Junggar Basin, Northwest China. Acta Geologica Sinica, 90(3), pp. 421–450.
  • He Dengfa, Zhang Lei, Wu Songtao et al. (2018). Tectonic evolution stages and features of the Junggar Basin. Oil & Gas Geology, 39(5), pp. 845–861. https://doi.org/10.11743/ogg20180501
  • Huang Difan, Li Jinchao, Zhang Dajiang. (1984). Kerogen types and study on effectiveness, limitation and interrelation of their identification parameters. Acta Sedimentologica Sinca, 2(3), pp. 18–33.
  • Huang W.Y., Meinschein W.G. (1979). Sterols as ecological indicators. Geochimica et Cosmochimica Acta, 43(5), pp. 739–745. https://doi.org/10.1016/0016-7037(79)90257-6
  • Liu Gang, Wei Yanzhao, Chen Gang et al. (2019). Genetic mechanism and distribution characteristics of Jurassic-Cretaceous secondary reservoirs in the hinterland of Junggar Basin. Acta Petrolei Sinica, 40(8), pp. 914–927. https://doi.org/10.7623/syxb201908003
  • Lu Jungang, Chen Shijia, Wang Xulong et al. (2010). Maturity study of the strong biodegradation viscous oil: taking the Santai-Beisantai area of Junggar Basin as an example. Petroleum Geology & Experiment, 32(4), pp. 373–376.
  • Peters K.E., Moldowan J.M. (1993). The biomarker guide: interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments. US: Prentice Hall, 363 p.
  • Peters K.E., Walters C.C., Moldowan, J.M. (2005). The Biomarker Guide, Volume 2: Biomarkers and Isotopes in Petroleum Exploration and Earth History. New York: Cambridge University Press, 700 p.
  • Wang J, Cao Yc, Wang Xt et al. (2018). Sedimentological constraints on the initial uplift of the West Bogda Mountains in Mid-Permian. Sci Rep 8, 1453. https://doi.org/10.1038/s41598-018-19856-3
  • Wang Yutao (1991). Petroleum accumulation predicted from biodegradation of the crude oil. Petroleum Exploration and Development, 5, pp. 31–37.
  • Wu Qingfu (1986). Growth stage, classification of structural units and cause of partial tectonic of Junggar Basin. Xingjiang Petroleum Geology, 7(1), pp. 29–37.
  • Zhao Bai (1992). The formation and evolution of Junggar Basin. Xingjiang Petroleum Geology, 13(2), pp. 191–196.
  •  

Хоуцян Ян
Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова
Россия, 119234, Москва, Ленинские горы, д. 1
e-mail: yanghouqiang@qq.com

Елена Всеволодовна Соболева
Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова
Россия, 119234, Москва, Ленинские горы, д. 1

 

Для цитирования:

Ян Х., Соболева Е.В. (2021). Геолого-геохимические условия формирования состава нефтей залежей пермского и юрского нефтегазоносных комплексов впадины Фукан (бассейн Джунгария). Георесурсы, 23(2), c. 110–119. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2021.2.10

For citation:

Yang H., Soboleva E.V. (2021). Geological and geochemical conditions for the formation of the oil composition in the deposits of the Permian and Jurassic oil and gas complexes in the Fukang depression (Junggar basin). Georesursy = Georesources, 23(2), pp. 110–119. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2021.2.10

© 2024 Коллектив авторов