Лаборатория геохимии каустобиолитов >> Результаты

Геохимические исследования

Изучен химический состав и создана база данных нефтей, газоконденсатов и природных битумов венд-кембрийских и верхнепалеозойско-мезозойских отложений Западной Якутии.

Венд-кембрийские нефти по геохимическим параметрам достаточно однотипны. Они обладают “легким” изотопным составом углерода, высокими концентрациями трициклических хейлантанов, высоким гомогопановым индексом, преобладанием изостеранов С29 (этилхолестанов), постоянным присутствием гаммацерана, преобладанием ванадиловых порфиринов над никелевыми. Самыми существенными биометками для этих нефтей являются 12- и 13- монометилалканы - своеобразная “визитная карточка”. Генетическое семейство венд-кембрийских нефтей Непско-Ботуобинской антеклизы обязано своим происхождением аквагенному (планктоно- и бактериогенному) органическому веществу отложений, формировавшихся в зонах апвелинга на континентальной окраине и, возможно, во внутриплатформенных рифейских рифтогенных впадинах.

Для нефтей верхнепалеозойско-мезозойских отложений Вилюйской синеклизы и центральной части Лунхинской впадины Предверхоянского прогиба установлена идентичность состава и распределения углеводородов – биомаркеров. Это подтверждает ранее высказанное предположение об их едином источнике и генетической связи с органическим веществом высшей наземной растительности. Главной нефтегазопроизводящей толщей в Вилюйской синеклизе и Предверхоянском прогибе были угленосные отложения перми и, вероятно, карбона.

Совместно с лабораториями органической геохимии Института геологии нефти СО РАН и Оклахомского университета (г.Норман, США) выполнены исследования по реконструированию условий формирования возможных нефтепроизводящих отложений по составу молекул-биомаркеров. Подтверждена точка зрения о формировании в течение верхнего протерозоя и фанерозоя нескольких источников нефти с различным по нефтегенерационному потенциалу и составу исходным органическим веществом и нескольких очагов нефтегазообразования по северо-восточным, восточным и юго-восточным окраинам Сибирского кратона.

Исследования по индивидуальному составу углеводородов светлых фракций нефтей и газовых конденсатов месторождений РС(Я) позволили разработать рекомендации по оптимальным схемам их переработки и компаундированию.

В битумоидах и в нефтях северного склона Алданской антеклизы идентифицирован новый гомологический ряд биомаркеров - алкилтриароматических стероидов, которые являются ценными биометками для выделения генетического семейства нефтей, обязанного своим происхождением кембрийской горючесланцевой формации. По набору геохимических параметров на северном склоне Алданской антеклизы в пределах Лено-Амгинского междуречья в синской и кутаргинской свитах нижнего кембрия и в тинновской свите позднего венда выделено два семейства нефтепроявлений, каждое из которых имеет собственный генетический источник.

Определены особенности состава битуминозной части рассеянного органического вещества пород различных стратиграфических комплексов на разных стадиях катагенеза и выполнена оценка массы эмигрировавших битумоидов из материнских пород верхнепалеозойско-мезозойских отложений на различных этапах эволюции Вилюйского рифтогенного бассейна.

Практически все открытые впределах Вилюйского рифтогенного осадочного бассейна газовые и газоконденсатные месторождения расположены в его центральной части или вблизи нее и приурочены к терригенным отложениям верхнепермского, нижнетриасового и юрского возраста. Изученные нефтепроявления относятся к генетическому типу нафтидов, генерированных гумусовым органическим веществом континентальных фаций.

Потенциальная нефтеносность нижнемезозойских отложений связана не только с Вилюйской синеклизой, но и всей Лено-Вилюйской НГП. Генетический тип нефтей, генерированных гумусовым органическим веществом, можно ожидать в центральной и северо-восточной частях Вилюйской синеклизы и прилегающих районах Ленской ветви Предверхоянского прогиба и широтной части Алданской ветви, а также в приосевой и северо-западной частях Лено-Анабарского прогиба. Источниками прогнозируемых ресурсов нефти на рассматриваемой территории могут быть и доманикоидные кембрийские отложения, исключительно высоко обогащенные органическим веществом морских фаций (синская, иниканская, куонамская и др. свиты и их аналоги), способным генерировать нефти другого генетического типа. Органическое вещество древних отложений формировалось за счёт планктоногенно-водорослевого материала морских фаций, характерной особенностью которого является способность генерировать большое количество жидких углеводородных флюидов. Высокий нефтематеринский потенциал доманикоидных отложений может указывать на присутствие в кембрийских отложениях нефтяных залежей, генезис которых связан с аквагенным органическим веществом.

Выполнены геохимические исследования горючих сланцев куонамской формации нижнего-среднего кембрия. Отложения куонамской формации являются уникальными по обогащенности органическим веществом. Самые высокие концентрации органического вещества связаны с аргиллитовыми разностями пород. Содержание органического углерода (Сорг) в глинистых аргиллитах превышает 10% и достигает до 38%. По полной выборке по всем изученным образцам куонамской свиты на долю образцов с содержанием Сорг более 10% приходится 35%. Средние значения Сорг в этой группе образцов составляют 14,65- 15,64%. Во второй группе с содержанием Сорг меньше 10%, на их долю приходится 65% при среднем содержании Сорг  4,15%. Характерной особенностью отложений куонамской формации является их обогащенность битумоидными компонентами (ХБ), причем, по величине выхода ХБ породы этой формации превосходят все другие в разрезе палеозоя Сибирской платформы. Большинство из них характеризуется высоким от 0,135 до 0,400% и очень высоким - свыше 0,400% выходом ХБ.

Различия в химической структуре ХБ горючих сланцев связаны с большими вариациями в количестве кислородсодержащих групп и связей. Что касается соотношения углеводородных структурных групп, то все образцы ХБ горючих сланцев однотипны и характеризуются преобладанием ароматических структур над поглощением длинных метиленовых цепей

Распределение биомаркеров. По составу и распределению алкановых углеводородов ХБ горючих сланцев характеризуются повышенным содержанием алканов нормального строения с преобладанием в их составе относительно низкомолекулярных гомологов с максимумом распределения на нС16-нС18, низкими значениями отношения изопреноиды/н-алканы, коэффициентом нч/ч близким к 1. В составе насыщенных УВ не обнаружены соединения ряда 12-13-метилалканов, присутствующие в древних нефтях Непско-Ботуобинской НГО. Полициклические алканы - гопаны и стераны характеризуются высокой относительной концентрацией этилхолестанов С29, преобладанием регулярных стеранов над диастеранами, значительной концентрацией трициклических хейлантанов С1930, низким содержанием моретанов. Присутствуют ароматические молекулы-биомаркеры гомологического ряда фенантрена.

Подтверждён высокий нефтематеринский потенциал куонамской формации, значительно превышающий остальные стратиграфические уровни палеозоя и мезозоя Сибирской платформы. Последние результаты по составу молекул-биомаркеров нефти из залежи среднекемрийских известняков сев. склона Алданской антеклизы показали близость с составом ХБ куонамской формации, что можно рассматривать как пример реализации формацией своего нефтематеринского потенциала. Это дает основание прогнозировать открытие новых нефтяных и газовых залежей, сформированных за счет нефтематеринского потенциала куонамской горючесланцевой формации.

Установлено, что с горючими сланцами и битуминозными аргиллитами куонамского комплекса связаны повышенные концентрации V, Ni, Mo, Co, U, Cr, Cuи ряда других элементов. Горючие сланцы куонамской формации по содержанию Mo, Cd, Bi, Vобогащены относительно кларка для глин и сланцев более чем на порядок - по Au, Sb, Ag, Zn, S, Cr, Pb, Cu, Niв 2-8 раз и могут быть отнесены к металлоносным.

Учитывая высокий остаточный нефтегенерационный потенциал и металлоносность горючих сланцев нижне-среднекембрийского комплекса отложений куонамской формации, они могут рассматриваться как комплексное минеральное сырье.

В центральной части Ленского бассейна совместными исследованиями с Институтом геологических наук СО РАН выделена провинция углей с редкоземельным оруденением. В угольных пластах Жиганской группы месторождений установлены уникальные для этого типа пород содержания стронция, циркония, иттрия, скандия, лантана и всей группы лантаноидов – от церия до лютеция. С использованием новейших методов исследования, включающих индуктивно связанную плазму в комбинации с масс-спектрометрией высокого разрешения, определены особенности распределения изотопов вышеназванных элементов. Для Республики Саха (Якутия) это новый генетический тип месторождений редкоэлементного и редкоземельного сырья.

В экспериментах по сверхкритической экстракции диоксидом углерода образцов пород, почв, твердых горючих ископаемых было показано, что:

  • сверхкритический флюид способен растворять, переносить и концентрировать нефтяные углеводороды, включая биомаркеры;
  • в потоке сверхкритического флюида могут идти преобразования органического вещества в направлении достижения катагенетической зрелости;
  • сверхкритический флюид способен также оказывать влияние и на минеральную составляющую пород, увеличивая их проницаемость;
  • можно предположить, что в масштабах геологического времени процесс нефтеобразова-ния идет очень быстро;
  • сверхкритический диоксид углерода избирательно экстрагирует из углеродсодержащего сырья углеводороды, а среди них – метаново-нафтеновые фракции, которые могут найти применение в производстве смазочных масел.

 

Экологические исследования

По результатам геохимических исследований предложен комплекс аналитических методов для экологического мониторинга на загрязнение нефтью и нефтепродуктами (НП) на основе геохимических данных.

По результатам изучения состояния почв и донных осадков на объектах НГК РС(Я), близлежащих территориях и природных объектах создана база данных по региональному геохимическому фону.

Разработан комплекс геохимических показателей для идентификации техногенного загрязнения почвогрунтов и донных осадков, определения состава нефтезагрязнения и оценки уровня нефтезагрязнения с учётом влияния природного регионального фона.

Разработаны сорбенты на основе местного сырья для ликвидации разливов нефти и НП. Выделены штаммы аборигенных углеводородокисляющих микроорганизмов-нефтедеструкторов (УОМ) для ликвидации последствий аварийных разливов нефти.

Исследованы процессы трансформации нефтезагрязнения в почвах под действием УОМ и растений в естественных условиях. Установлено, что при внесении нефтедеструкторов даже при высоком уровне нефтезагрязнения деградация составила от 43 до 94 % и сопровождалась изменением в составе нефтезагрязнения. Под действием нефтедеструкторов трансформации подвергалась преимущественно углеводородная часть нефти: в первую очередь относительно низкомолекулярные н-алканы, что привело к перераспределению алкановых УВ нормального и изопреноидного строения. Биохимическое окисление углеводородных компонентов сопровождалось увеличением содержания асфальтово-смолистых компонентов, увеличением в их химической структуре доли кислородсодержащих групп и связей. Без внесения нефтедеструкторов в контрольных пробах деградация нефтезагрязнения составила около 20% без значительных изменений в химическом составе.

В модельном эксперименте растения – мерзлотная почва Якутии исследованы особенности процессов трансформации нефти под влиянием почвенной микрофлоры и растительности. Рассмотрены возможные механизмы адаптации почвенно-растительной системы в ответ на нефтезагрязнение. Сопоставление геохимических и биохимических результатов исследований позволили определить значения ориентировочно допустимой концентрации нефти в мерзлотных почвах Якутии 1 г/кг.

Созданы биопрепараты на основе УОМ для биоремедиации нефтезагрязненных почв для климатических условий Крайнего Севера и разработан способ биоремедиации нефтезагрязненных мерзлотных почв, позволяющий за короткие сроки (1-2 сезона) снизить содержание нефтепродуктов в почве до безопасного уровня. Микроорганизмы, входящие в состав биопрепаратов запатентованы.

Разрабатывается технология биоремедиации нефтезагрязненных почвогрунтов в условиях Якутии с применением геохимических методов контроля. Технология прошла апробацию на участках аварийных разливов нефти и НП.