Издательство СО РАН

Издательство СО РАН

Адрес Издательства СО РАН: Россия, 630090, а/я 187
Новосибирск, Морской пр., 2

soran2.gif

Baner_Nauka_Sibiri.jpg


Яндекс.Метрика

Array
(
    [SESS_AUTH] => Array
        (
            [POLICY] => Array
                (
                    [SESSION_TIMEOUT] => 24
                    [SESSION_IP_MASK] => 0.0.0.0
                    [MAX_STORE_NUM] => 10
                    [STORE_IP_MASK] => 0.0.0.0
                    [STORE_TIMEOUT] => 525600
                    [CHECKWORD_TIMEOUT] => 525600
                    [PASSWORD_LENGTH] => 6
                    [PASSWORD_UPPERCASE] => N
                    [PASSWORD_LOWERCASE] => N
                    [PASSWORD_DIGITS] => N
                    [PASSWORD_PUNCTUATION] => N
                    [LOGIN_ATTEMPTS] => 0
                    [PASSWORD_REQUIREMENTS] => Пароль должен быть не менее 6 символов длиной.
                )

        )

    [SESS_IP] => 3.238.84.213
    [SESS_TIME] => 1711701028
    [BX_SESSION_SIGN] => 9b3eeb12a31176bf2731c6c072271eb6
    [fixed_session_id] => 9a54239d9178bc1586d108a91ac0c6a9
    [UNIQUE_KEY] => 5873a3b09e7078305c41bc164a21ca1c
    [BX_LOGIN_NEED_CAPTCHA_LOGIN] => Array
        (
            [LOGIN] => 
            [POLICY_ATTEMPTS] => 0
        )

)

Поиск по журналу

Геология и геофизика

2011 год, номер 8

ИЗОТОПНЫЕ КРИТЕРИИ ПРОГНОЗА ФАЗОВОГО СОСТАВА УГЛЕВОДОРОДОВ В РИФЕЙСКИХ И ВЕНД-КЕМБРИЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ ЛЕНО-ТУНГУССКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ

М.В. Дахнова, Т.К. Баженова*, В.С. Лебедев**, С.М. Киселев
Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт, 105118, Москва, шоссе Энтузиастов, 36, Россия
* Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геолого-разведочный институт, 191014, Санкт-Петербург, Литейный просп., 39, Россия
** Российский государственный геолого-разведочный университет им. Серго Орджоникидзе, 117997, Москва, ул. Миклухо-Маклая, 23, Россия
Ключевые слова: Изотопы углерода, нефть, газ, фазовый состав углеводородов.
Страницы: 1199-1209
Подраздел: ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПРОТЕРОЗОЯ

Аннотация

Для обоснования изотопных критериев прогноза фазового состава углеводородов проведен сравнительный анализ зональности изменения изотопного состава углерода жидких углеводородов и газов рифейских и венд-кембрийских отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП). В качестве критерия оценки генетического взаимоотношения углеводородов разного фазового состава использовано соотношение величин δ13С жидких и газообразных углеводородов, которое предопределяется природой кинетических изотопных эффектов, возникающих при деструкции керогена в процессе нефтегазообразования.
Показано, что по величине и знаку различий δ13С жидких и газообразных углеводородов зоны преимущественного нефте- и газонакопления неодинаковы. В преимущественно нефтеносных областях метан заметно обогащен 12С по сравнению с нефтями и конденсатами, что "нормально" для жидких и газообразных углеводородов, генерированных одинаковым по типу и зрелости ОВ. В преимущественно газоносных значения δ13С метана и жидких углеводородов либо перекрываются, либо первый обогащен 13С по сравнению со вторыми. Такое соотношение является показателем более поздней генерации и поступления в зоны аккумуляции газов по сравнению с жидкими углеводородами, что, вероятно, и обусловливает преимущественную газоносность этих зон.
На основании результатов изотопных исследований и анализа истории геологического развития региона идентифицированы вероятные генерационные источники, поставлявшие газ поздних фаз генерации в преимущественно газоносные районы.
Проведенный анализ показал, что рассмотренный метод изотопных исследований, т.е. сопоставительный анализ вариаций изотопных характеристик жидких и газообразных углеводородов, позволяет установить их генетическую общность или различие по соотношению величин δ13С. Это дает возможность получить дополнительную информацию о времени генерации углеводородов разного фазового состава, о генерационных источниках углеводородов и истории образования углеводородных скоплений, что, в свою очередь, повышает обоснованность оценки перспектив нефтегазоносности изучаемых объектов, в том числе и прогноза фазового состава залежей.