Distribution of trace elements in crude oils of some oil fields West-Siberian and Volga-Urals provinces

93

ЛИТОСФЕРА, 2015, № 3, с. 93–113

93

УДК 550.423

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ РЕДКИХ И РАССЕЯННЫХ ЭЛЕМЕНТОВ В СЫРЫХ НЕФТЯХ РЯДА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ

И ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ ПРОВИНЦИЙ© 2015 г. А. В. Маслов*, Ю. Л. Ронкин*, В. Г. Изотов**, К. Ш. Биглов*, Л. М. Ситдикова**

*Институт геологии и геохимии УрО РАН620075, г. Екатеринбург, пер. Почтовый, 7

E-mail: [email protected]**Казанский (Приволжский) федеральный университет

Институт геологии и нефтегазовых технологий 420008, г. Казань, ул. Кремлевская, 4/5

E-mail: [email protected]Поступила в редакцию 03.03.2014 г.

Принята к печати 12.01.2015 г.

В статье рассмотрены особенности распределения широкого спектра редких и рассеянных элемен-тов, в том числе редкоземельных и элементов платиновой группы, в сырых нефтях ряда месторожде-ний Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций, приуроченных как к тер-ригенным, так и карбонатным резервуарам. Приведенные данные дают основание считать, что геохи-мическая специализация сырых нефтей в той или иной мере отличается от специализации смолисто-асфальтеновых компонентов. Показано, что содержания элементов-примесей в сырых нефтях и зна-чения их отношений, применяемые многими авторами как индикаторные, подвержены значительным вариациям, причины которых не вполне понятны. Использование их для генетических выводов ча-сто не дает корректных результатов. Вместе с тем с определенной долей уверенности можно утверж-дать, что по отдельным параметрам сырые нефти различных месторождений могут иметь свое “ли-цо”. Это ставит на повестку дня вопрос о возможности их “паспортизации” на основе микроэлемент-ной систематики.

Ключевые слова: редкие и рассеянные элементы, сырая нефть, Волго-Уральская нефтегазоносная про-винция, Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция.

ВВЕДЕНИЕ

Исследования распределения редких и рассе-янных элементов в нефти различных нефтегазо-носных провинций мира проводятся в нашей стра-не и за рубежом уже несколько десятков лет. Пер-воначально они базировались преимущественно на данных о содержаниях в нефтях и их смолисто-асфальтеновых фракциях таких элементов, как Fe, V, Ni, и некоторых др. (Берман, Мудренко, 1994; Гольдберг, 1990; Мухаметшин, Пунанова, 2011; Нукенов и др., 2001; Пунанова, 1974, 1998, 2001, 2004; Пунанова, Виноградова, 2009; Пунанова, Ну-кенов, 2001; Степанов, Вешев, 2000; Шпирт, Пуно-нова, 2008; и др.). В последние 15–20 лет в связи с внедрением новых методов анализа исследовате-ли получили данные (все еще однако статистиче-ски не совсем представительные) о распределении как в смолисто-асфальтеновых компонентах нефти, так и в сырых нефтях существенно более широкого спектра элементов (Винокуров и др., 2000; Галиева и др., 2007; Готтих, Писоцкий, 2006, 2012; Готтих

и др., 2005; Иванов и др., 2006; Маракушев, Мара-кушев, 2008; Маракушев и др., 2004; Akinlua et al., 2006, 2007; Clayton et al., 1997; Nakada et al., 2010; Zhang et al., 2009; и др.).

Так, С.А. Пунанова (1998) отмечает, что по со-держанию металлов многие нефти России и СНГ уникальны. При этом и наличие в нефти металлов, и их отсутствие (т.е. экологическая чистота) игра-ют одинаково важную роль при определении затрат на освоение месторождений и последующую пере-работку добытой нефти. По данным названного ав-тора, микроэлементы в нафтидах характеризуются определенной спецификой распределения: основ-ная часть редких и рассеянных элементов (напри-мер, V, Ni, Co, Мn, С�, Мо, В и др.) связана с тяже-V, Ni, Co, Мn, С�, Мо, В и др.) связана с тяже-, Ni, Co, Мn, С�, Мо, В и др.) связана с тяже-Ni, Co, Мn, С�, Мо, В и др.) связана с тяже-, Co, Мn, С�, Мо, В и др.) связана с тяже-Co, Мn, С�, Мо, В и др.) связана с тяже-, Мn, С�, Мо, В и др.) связана с тяже-n, С�, Мо, В и др.) связана с тяже-, С�, Мо, В и др.) связана с тяже-�, Мо, В и др.) связана с тяже-, Мо, В и др.) связана с тяже-лыми асфальтово-смолистыми компонентами, тог-да как Fe, Cu, Pb, J, В�, Аu присутствуют в углеводо-родных масляных фракциях. При процессах транс-формации (катагенезе, биодеградации, миграции) состав нефтей изменяется, со ответственно, изме-няются содержания и соотношения микроэлемен-тов, так как они связаны с раз ными компонентами

ЛИТОСФЕРА № 3 2015

МАСЛОВ и др.94

нефти. Существование нефти с различными содер-жаниями микроэлементов связано, по всей видимо-сти, с составом исходного органического вещества и вторичными процессами преобразования углево-дородных флюидов в ходе геологической истории разви тия бассейнов. Размещение нефти с различ-ными концентрациями и составом микроэлементов контролируется особенностями процессов нефте-газоаккумуляции, нефтегазогенерации и последую-щими тектоническими особенностями развития не-фтегазоносных бассейнов.

А.А. Маракушев с соавторами (2004) проанали-зировали парагенезисы микроэлементов (Ni, Сu, С�, Pt, Pd, �u, �h, ��) в нефтях. В результате уста-Pt, Pd, �u, �h, ��) в нефтях. В результате уста-, Pd, �u, �h, ��) в нефтях. В результате уста-Pd, �u, �h, ��) в нефтях. В результате уста-, �u, �h, ��) в нефтях. В результате уста-�u, �h, ��) в нефтях. В результате уста-, �h, ��) в нефтях. В результате уста-�h, ��) в нефтях. В результате уста-, ��) в нефтях. В результате уста-��) в нефтях. В результате уста-) в нефтях. В результате уста-новлена выраженная Cu-Ni-специфика смолисто-ас фальтовых фракций нефти и выделен ряд ее ти-пов: 1) с преобладанием никеля над Cu и C�; 2) с преобладанием Cu над Ni и C�; 3) с преобладани-Cu над Ni и C�; 3) с преобладани- над Ni и C�; 3) с преобладани-Ni и C�; 3) с преобладани- и C�; 3) с преобладани-C�; 3) с преобладани-; 3) с преобладани-ем C� над Ni и Cu. Доминирования одного из ука-C� над Ni и Cu. Доминирования одного из ука- над Ni и Cu. Доминирования одного из ука-Ni и Cu. Доминирования одного из ука- и Cu. Доминирования одного из ука-Cu. Доминирования одного из ука-. Доминирования одного из ука-занных типов нефти в изученных исследователя-ми восьми провинциях не отмечено. На диаграм-ме Ni–Cu–C� средние составы нефти Западной Си-Ni–Cu–C� средние составы нефти Западной Си-–Cu–C� средние составы нефти Западной Си-Cu–C� средние составы нефти Западной Си-–C� средние составы нефти Западной Си-C� средние составы нефти Западной Си- средние составы нефти Западной Си-бири и Волго-Уральской нефтегазоносной провин-ции попадают в поле нефтей с отчетливой нике-левой специализацией. Авторы проанализирова-ли также особенности распределения в нефтях эле-ментов платиновой группы (ЭПГ). Оказалось, что нефтей с собственно Pt специализацией на терри-Pt специализацией на терри- специализацией на терри-тории СНГ практически нет; среди ЭПГ во всех ис-следованных авторами пробах нефти преоблада-ет Pd, содержание которого чаще всего больше чем суммарное содержание рутения, иридия и родия. Геохимическая специализация нефтей контролиру-ется, по представлениям (Маракушев и др., 2004), соотношениями, с одной стороны, Pd и, с другой, �u � �� h, при этом ведущую классификацион- � �� h, при этом ведущую классификацион-�� h, при этом ведущую классификацион- � �h, при этом ведущую классификацион-�h, при этом ведущую классификацион-, при этом ведущую классификацион-ную роль играет отношение �u��. По величине ука-�u��. По величине ука-��. По величине ука-��. По величине ука-. По величине ука-занного отношения авторы выделяют иридиевый, промежуточный и руте ниевый типы нефтяных ме-сторождений. Нефти с иридиевой специализацией характерны для залежей на Сибирской и Восточно-Европейской древних платформах; для нефтей Вол-го-Уральской провинции средняя величина отно-шения �u�� составляет 0.16. На диаграмме Pt–Pd–(�� u � �h) точки средних составов нефтей За-�� u � �h) точки средних составов нефтей За- � �u � �h) точки средних составов нефтей За-�u � �h) точки средних составов нефтей За- � �h) точки средних составов нефтей За-�h) точки средних составов нефтей За-) точки средних составов нефтей За-падной Сибири расположены в Pd поле, а Волго-Уральской области – в поле (�� u � �h). Рутени-�� u � �h). Рутени- � �u � �h). Рутени-�u � �h). Рутени- � �h). Рутени-�h). Рутени-). Рутени-евую и рутений-родиевую специализацию имеют месторождения Туранской и Западно-Сибирской молодых плит. Предполагается, что типы нефтей в той или иной мере отображают Cu-Ni-Pd специали-Cu-Ni-Pd специали--Ni-Pd специали-Ni-Pd специали--Pd специали-Pd специали- специали-зацию платформенных гипербазитов.

Изучение нефтей из девонских и каменноуголь-ных отложений Южно-Татарского свода, экстрак-тов из нефтенасыщенных пород пермского возрас-та зоны сочленения Южно-Татарского свода и Ме-лекесской впадины, а также битумоидов из дома-ника выполнено Р.П. Готтих с соавторами (2005).

Установлено, что все исследованные образцы неф-ти характеризуются повышенными, по сравнению с верхнекоровыми образовани ями, содержания-ми ряда микроэлементов (Ni, Ag, Mo, Au, Zn, Sb, Se, Те, �g и �e). Сопоставление данных по про-, Те, �g и �e). Сопоставление данных по про-�g и �e). Сопоставление данных по про- и �e). Сопоставление данных по про-�e). Сопоставление данных по про-). Сопоставление данных по про-бам нефти из различных продуктивных горизонтов D, C и P позволило установить, что наиболее бога-, C и P позволило установить, что наиболее бога-C и P позволило установить, что наиболее бога- и P позволило установить, что наиболее бога-P позволило установить, что наиболее бога- позволило установить, что наиболее бога-ты микроэлементами нефти из отложений пермско-го возраста, тогда как нефти из подстилающих го-ризонтов имеют меньшие концентрации микроэле-ментов (C�, Co, Ni, Se, Mo, Th, U и др.), но в целом их распределение довольно сходно. По характеру нормированных по хондриту спектров РЗЭ неф-ти девонских коллекторов были разделены автора-ми на две группы. Общая особенность исследован-ной коллекции нефтей – положительная �u анома-�u анома- анома-лия, что было описано ранее также в работе (Вино-куров и др., 2000). Считается, что эта особенность наиболее ярко проявлена в нефтях самых верхних горизонтов-коллекторов Ромашкинского нефтяного поля, где величина отношения �uN�SmN составляет от 1.6 до 1.8. В терригенных же коллекторах девона авторами описаны нефти как с положительной ев-ропиевой аномалией, так и с практически полным ее отсутствием. Нефти с положительной �u анома-�u анома- анома-лией характеризуются повы шенными содержания-ми большинства микроэлементов, кроме Sb u �g. Показано, что основная масса микроэле ментов на-капливается в асфальтенах. По мнению Р.П. Гот-тих с соавторами (2005), все указанные выше осо-бенности распре деления микроэлементов связаны со свойства ми и структурой комплексов, которые они образуют с углеродом. Обнаружена также су-щественная дифференциация содержаний ряда ми-кроэлементов в нефтях из различных горизонтов и разведочных площадей, что связано с близостью ряда анализировавшихся проб к зонам тектониче-ских нарушений в кристаллическом фундаменте или областям развития трещиноватости в осадоч-ном чехле. Средние содержания ЭПГ в смолисто-асфальтеновых компонентах нефти в горизонтах-коллекторах девона и карбона составляют для �u – 1.1, �h – 1.2, �� – 6.4, Pt – 0.5 и Pd – 2.3 мг�т. Исходя из приведенных данных (Pd � Pt), геохими-Pd � Pt), геохими- � Pt), геохими-Pt), геохими-), геохими-ческий тип нефтей Ромашкинского нефтяного поля, авторы определили как иридиевый.

В 2006 г. опубликованы первые результаты ис-следований микроэлементного состава сырой неф-ти Абдрахмановской площади Ромашкинского место рождения (Иванов и др., 2006). Установлено, что в целом содержание подавляющего большин-ства элементов в нефти крайне низкое, исключе-ние составляют только V, Ni, C�, Ca, S�, Na, �b и Cs. Сопоставление содержаний элементов-примесей в нефти с содержанием их в таком модельном гео-химическом объекте, как примитивная мантия, по-зволило установить присутствие как положитель-ных (по S�, �b, Cs, ��, Z�, �u, U), так и отрицатель-S�, �b, Cs, ��, Z�, �u, U), так и отрицатель-, �b, Cs, ��, Z�, �u, U), так и отрицатель-�b, Cs, ��, Z�, �u, U), так и отрицатель-, Cs, ��, Z�, �u, U), так и отрицатель-Cs, ��, Z�, �u, U), так и отрицатель-, ��, Z�, �u, U), так и отрицатель-��, Z�, �u, U), так и отрицатель-, Z�, �u, U), так и отрицатель-Z�, �u, U), так и отрицатель-, �u, U), так и отрицатель-�u, U), так и отрицатель-, U), так и отрицатель-U), так и отрицатель-), так и отрицатель-


РАСПРЕДЕЛЕНИЕ РЕДКИХ И РАССЕЯННЫХ ЭЛЕМЕНТОВ В СЫРЫХ НЕФТЯХ 95

ных аномалий (по Ti и Th). В результате сделан вы-Ti и Th). В результате сделан вы- и Th). В результате сделан вы-Th). В результате сделан вы-). В результате сделан вы-вод о том, что нефти разных площадей в пределах Ромашкинского месторождения образуют единый геохимический тренд.

Все это позволило по-новому подойти к анализу парагенезисов микроэлементов в нефтяных место-рождениях разных провин ций, существенно уточ-нить геохимические особенности нефти, оценить на основе новой информации возможную роль эн-догенных флюидов в металлогенической специа-лизации нефти, а также наметить геохимические и термодинамические особенности флюи дов и эво-люцию их в процессах миграции с образованием углеродистых ве ществ различного класса (Готтих, Писоцкий, 2012).

Одной из последних работ, в которой рассма-триваются современные представления о геохи-мических особенностях нефти различных нефте-газоносных провинций России, является публика-ция Р.П. Готтих и Б.И. Писоцкого (2012). В ней с помощью серии диаграмм проанализированы осо-бенности распределения ряда редких и рассеян-ных элементов (Co, C�, Cu, Mn, Ni, V, Ti, ЭПГ, Y, Sc, РЗЭ, Pb, Z�) в смолисто-асфальтеновых компо-нентах нефти Сибирской, Восточно-Европейской и Западно-Сибирской платформ и Тимано-Печорской провинции. Анализ средних содержаний элементов в смолисто-асфальтеновых компонентах нефти по-зволил авторам установить повышенные, по срав-нению с верхней континентальной корой (UCC), содержания �g, As, Sb, Se, Те, Cd, Ag и Au. Ряд проб несколько обогащен V, Cu, �e, Ni, тогда как содержания C�, Zn, Pb и Bi сопоставимы с их кон-центрациями в UCC. Показано, что нефти Волго-Уральской и Тимано-Печорской провинций имеют сходную металлогеническую специализацию (по-вышенные содержания C�, Со, Ni, V, Си, Ga, Nb, Cd, U), однако при этом есть и некоторые специфи-ческие черты. Нефти Днепровско-Донецкой впади-ны обогащены Z�, Ti, ��, Sc и Th. Напротив, нефть Сибирской платформы – это нефть с низким общим уровнем содержания микроэлементов, хотя Zn, C�, Z� и Cd присутствуют в ней в значительных ко-личествах. Западно-сибирская нефть имеет высо-кое содержание Pb, а также повышенные концен-трации Mn, Zn, Ni, Y, Cs, Ba и W. Высокие содер-жания халькофильных элементов и “сидерофиль-ная платинометалльность” позволили Р.П. Готтих и Б.И. Писоцкому предположить, что редкие и рассе-янные элемен ты в углеводородах связаны с “эндо-генным источником”.

В нашей публикации использованы аналитиче-ские материалы по сырым нефтям Чеканского, Ту-мутукского и Тумутук-Чеканского месторождений-сателлитов Ромашкинского нефтяного поля (па-шийский, данково-лебедянский, кизеловский, бобриковско-радаевский и тульский горизонты, терригенный тип коллекторов), Спартакскому (па-

шийский горизонт франского яруса, терригенный коллектор) и Карсовайскому (верейско-башкирские отложения, карбонатный тип коллектора) место-рождениям Волго-Уральской провинции, а также ряду месторождений (Мортымья-Тетеревское, То-лумское, Ловинское, Славинское, Филипповское, Лазаревское и др.) Шаимского нефтегазоносного района (терригенный тип коллектора, пласты П (во-гулкинская толща, средняя-верхняя юра) и Т (тю-менская свита, средняя юра) и Сергинскому ме-сторождению Красноленинского нефтегазоносно-го района (терригенный тип коллектора, пласт Ю10, шеркалинская свита, нижняя юра) (все – Западная Сибирь) (рис. 1) (Иванов и др., 2006; Маслов и др., 2009, 2010а, 2010б, 2010г; Федоров, 2005; Федоров и др., 2007, 2010а, 2010б, 2010в, 2011, 2012; Fedo�ov et al., 2010). Кроме того, для сравнения привлече-ны данные о распределении редких и рассеянных элементов в сырых нефтях Ромашкинского место-рождения (Абдрахмановская площадь, девон, тер-ригенный тип коллектора) Республики Татарстан (Иванов и др., 2006). Всего, таким образом, проана-лизировано почти 100 проб сырых нефтей.

При обсуждении представленного материала мы намеренно не касаемся вопроса происхождения нефти1, относительно же происхождения микроэле-ментов, присутствующих в ней, мы предпочитаем придерживаться тезиса, приведенного в (Пунанова, 2004, с. 906): “… обобщение всего рассмотренно-го материала дает возможность предполагать суще-ствование трех источников микроэлементов в неф-тях – унаследованного от живого вещества, заим-ствованного нефтью из окружающих пород и пла-стовых вод и привнесенного по проницаемым зо-нам из глубинных участков земной коры, т.е. поли-генное их происхождение”. Наша главная задача – рассмотрение геохимических особенностей сы-рых нефтей различных месторождений и резерву-аров Волго-Уральской и Западно-Сибирской про-винций и сопоставление их в целях выявления черт их сходства и различия.

Инициатором работ по данному направлению в Уральском государственном горном университете, ОАО “КогалымНИПИнефть” и ИГГ УрО РАН был известный тюменский геолог-нефтяник Ю.Н. Фе-доров, трагически погибший в авиакатастрофе под Тюменью 2 апреля 2012 г.

МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ

Разложение сырой нефти осуществлялось сме-сью кислот �NO3, �Cl и перекиси водорода �2O2 в микроволновой печи Multiwave 3000 производ-ства Anton Paa� Gmb� (Австрия) с ротором 8XQ80

1 Одни из последних полярных представлений на эту те-му опубликованы в работах (Баженова, Баженова, 2008; Маракушев, Маракушев, 2006; Холодов, 2008).



(8 кварцевых реакционных сосудов по 80 мл каж-дый), позволяющей реализовать достаточно жест-кие условия эксперимента (максимальные темпе-ратура и давление – 300°C и 120 атм (http:��www.paa�.�u)). Химическая подготовка проб производи-лась в “чистом” помещении, а используемые кис-лоты особой чистоты и вода дополнительно дваж-ды очищались “subboiling”-методом (Mattinson,

1972), предусматривающим перегонку ниже тем-пературы кипения. Уровень загрязнений оцени-вался для каждой партии используемых реактивов и периодически контролировался при исполнении анализа.

Определение массовой доли 59 химических элементов, входящих в состав анализируемых об-разцов, проводилось далее с помощью секторно-го тандемного масс-спектрометра высокого раз-решения с ионизацией в индуктивно-связанной плазме �� CP-MS �lement2 производства фир-мы The�mo Scientific (г. Бремен, Германия). Из-мерения выполнялись при следующих операци-онных параметрах: 1) поток распыляющего га-за – 0.80 л�мин; 2) плазмообразующий поток – 0.85 л�мин; 3) охлаждающий поток – 16 л�мин; 4) высокочастотная мощность генератора плаз-мы – 1050 Вт; 5) напряжение на двухступенча-том (с автоматической калибровкой аналоговой и счетной составляющих) детекторе – 2500 В. Методика измерений предполагала ежедневную проверку чувствительности прибора, установле-ние градуировочной зависимости для всей шка-лы масс с применением шести растворов, аттесто-ванных по содержанию элементов: l) U, Th; 2) Y, Z�, Sc, La, Ce, P�, Nd, Sm, �u, Gd, Tb, Dy, �o, ��, Tm, Yb, ��; 3) Be, Mg, Al, Ca, V, C�, Mn, Fe, Ni, Cu, Zn, Ga, As, Se, S�, Cd, �n, Ba, Tl, Pb, Bi; 4) B, P, Ti, Go, Nb, Mo, Та, W, �e; 5) Na, K, �b, Cs; 6) Ag.

По результатам измеренных интенсивностей стандартных растворов с помощью штатного про-граммного обеспечения масс-спектрометра стро-ились зависимости в координатах “интенсивность сигнала–концентрация”. Эти зависимости в даль-нейшем использовались для расчета концентра-ций элементов в реальных образцах. Пределы об-наружения анализируемых элементов приведе-ны в табл. 1. Для учета межэлементных влияний и влияния матрицы пробы применялся внутрен-ний стандарт (�h). Влияние спектральных нало-жений при масс-спектрометрическом определе-нии элементов учитывали программным методом математической коррекции. После измерения оче-редных 10 анализируемых проб проводилось из-мерение калибровочного раствора и, в случае зна-чимых отклонений от предыдущей калибровки, выполнялась повторная полная калибровка. Кон-троль качества получаемых результатов осущест-влялся путем параллельных анализов внутрен-них сверочных проб и мультиэлементного стан-дартного образца Conostan S-21 (Conostan, США, www.conostan.com), предназначенного для изме-рений массовой доли металлов в нефти и нефте-продуктах.

Нормирование содержаний редких и рассеян-ных элементов в сырых нефтях различных иссле-дованных нами объектов по их содержанию в UCC (�udnick, Gao, 2003) выполнено для Sc, V, C�, Co,

Рис. 1. Схема расположения месторождений, ана-лиз состава сырых нефтей которых выполнен в настоящей работе.1, 2 – Ромашкинское месторождение и месторождения-сателлиты Ромашкинского нефтяного поля, 3 – Спар-такское, 4 – Карсовайское, 5 – Сергинское, 6 – место-рождения Шаимского нефтегазоносного района.

Fig. 1. A��angement fields, which analysis o� the c�ude oil is made in this pape�. 1, 2 – �omashkinskoye oil field and thei� satellites; 3 – Spa�takskoe; 4 – Ka�sovayskoe; 5 – Se�ginskoye; 6 – Shaim oil and gas fields a�ea.



Ni, Cu, Zn, Ga, �b, S�, Y, Z�, Nb, Mo, Cs, Ba, La, Ce, Nd, Sm, �u, Gd, Yb, ��, Ta, Tl, Pb, Bi, Th и U (рис. 2, 3). При этом для упрощения восприятия аналитических данных далее приводятся краткие сведения только по пяти категориям�группам эле-ментов, средние содержания которых составляют: 1) n × 1 × UCC; 2) n × 0.1 × UCC; 3) n × 0.01 × UCC; 4) n × 0.001 × UCC; 5) менее n × 0.001 × UCC.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ

Ниже рассмотрены три аспекта проведенных исследований. Это, во-первых, общие особенно-сти распределения редких и рассеянных элемен-тов в проанализированных пробах сырых нефтей, во-вторых, характер распределения в них редкозе-

мельных элементов (РЗЭ), и, в-третьих, распреде-ление ЭПГ и Au.

Общие особенности распределения редких и рассеянных элементов

В сырых нефтях Ромашкинского месторождения элементы первой группы отсутствуют. Ко второй группе принадлежит только Ni (см. рис. 2а). Третью группу составляют V, C�, S� и Mo. В состав четвер-той группы входят Co, Cu, Zn, Ga, �b, Cs, ��, Bi и U, тогда как все остальные элементы из приведенно-го выше списка относятся к элементам пятой кате-гории. В сырых нефтях месторождений-сателлитов Ромашкинского нефтяного поля элементами пер-вой категории являются V и Ni (см. рис. 2б). Содер-жания на уровне n × 0.1 × UCC свойственны здесь

Таблица 1. Пределы обнаружения для некоторых элементов изученных нефтейTable 1. The detection limits �o� ce�tain elements o� the studied oils

ИзотопЭлемент Типичный результат, мкг�г нефти

Имп.,мкг�л Имп. фона 1%-й �NO3

3σ ПО, нг�л ПО, нг�г нефти

7Li 0.0232 311532 563 169 0.542 0.0054Be 0.0537 279244 1476 443 1.586 0.0159Na 307 503020 11318 3395 6.750 0.067524Mg 18.2 548311 10463 3139 5.725 0.0572Al* 17.5 78689 2195 658 8.368 0.083744Ca* 136 3518 49 15 4.137 0.041448Ti* 4.75 58745 338 101 1.724 0.017251V* 1.22 66080 31 9 0.139 0.001452C�* 0.838 67218 48 14 0.213 0.0021Mn* 0.623 116374 449 135 1.158 0.011656Fe* 21.2 63326 154 46 0.732 0.0073Co 0.179 1017158 245 73 0.072 0.000760Ni* 2.66 6449 46 14 2.127 0.021363Cu* 0.231 17912 322 97 5.400 0.054066Zn* 1.480 2985 59 18 5.971 0.059785�b 0.223 664503 36 11 0.016 0.000288S� 0.498 253772 348 104 0.411 0.0041Y 0.0067 346943 63 19 0.055 0.000590Z� 0.0542 282787 64 19 0.068 0.0007Nb 0.0421 195774 5 1 0.007 0.000195Mo 0.724 200089 154 46 0.231 0.0023118Sn 0.596 187718 319 96 0.509 0.0051121Sb 0.0103 179163 96 29 0.161 0.0016� 1.34 706766 295 89 0.125 0.0013Cs 0.0013 934209 289 87 0.093 0.0009137Ba 0.223 107892 366 110 1.018 0.0102208Pb 0.704 465121 56 17 0.036 0.0004Bi 0.0016 660384 26 8 0.012 0.0001Th 0.0009 951016 45 14 0.014 0.0001238U 0.0786 1013207 92 28 0.027 0.0003

Примечание. Измерения выполнены при разрешении ΔM�M � 300, за исключением элементов помеченных (*), для которых ис-M�M � 300, за исключением элементов помеченных (*), для которых ис-�M � 300, за исключением элементов помеченных (*), для которых ис-M � 300, за исключением элементов помеченных (*), для которых ис- � 300, за исключением элементов помеченных (*), для которых ис-пользовалось среднее разрешение 4000. Имп. – импульсы счета. ПО – пределы обнаружения.

Note. The measu�ements we�e pe��o�med at a �esolution o� ΔM�M � 300, except �o� items ma�ked (*), which was used �o� an ave�age �esolution o� 4000. Имп. – pulses account. ПО – the limits o� detection.



Рис. 2. Нормированные по UCC содержания редких и рассеянных элементов в сырых нефтях ряда месторождений Волго-Уральской провинции.

а – Ромашкинское месторождение; б – месторождения-сателлиты Ромашкинского нефтяного поля; в – Спартакское место-рождение; г – Карсовайское месторождение.

Fig. 2. No�malized by UCC content o� �a�e and t�ace elements in c�ude oils o� some fields Volga-U�al p�ovince.

a – �omashkinskoye oil field; б – the satellites o� the �omashkinskoye oil field; в – Spa�takskoe oil field; г – Ka�sovayskoe oil field.



S�2 и Mo. Третью группу составляют Sc, C�, Zn, Pb и U. К четвертой группе принадлежат Co, Cu, Ga, �b, Nb, Ba, Ta и Bi. В сырых нефтях Спартакского

2 По представлениям авторов работы (Иванов и др., 2006), в сырых нефтях Абдрахмановской площади можно ви-деть несколько типов распределения стронция. Так, в верхнедевонских отложениях, содержащих пачки гип-са с примесью целестина, встречаются высокостронци-евые (содержание S� 55–63 г�т) нефти. Низкостронцие-вые нефти имеют содержание S� < 0.06 г�т. Большинство же проб сырых нефтей принадлежит к промежуточному типу, содержание S� в них составляет от 0.06 до 0.3 г�т.

месторождения средние содержания V и Ni состав-ляют соответственно 2.2 × UCC и 1.6 × UCC (см. рис. 2в). Этим нефти Спартакского месторождения сходны с нефтями месторождений-сателлитов Ро-машкинского нефтяного поля. Средние содержа-ния порядка n × 0.1 × UCC присущи здесь только Mo. Третью группу образуют C�, Zn, Pb и Bi, чет-вертую – Co, Cu, Ga, Tl и U. В сырых нефтях Кар-совайского месторождения, локализованных в кар-бонатных породах, к элементам первой группы от-носятся V и Ni (см. рис. 2г). Ко второй категории принадлежит только Mo. В третью категорию вхо-

Рис. 3. Нормированные по UCC содержания редких и рассеянных элементов в сырых нефтях ряда месторож-дений и резервуаров Западно-Сибирской провинции.а – Сергинское месторождение; б – резервуар П Шаимского НГР; в – резервуар Т Шаимского НГР.

Fig. 3. No�malized by UCC content o� �a�e and t�ace elements in c�ude oils o� some fields and �ese�voi�s West Sibe�ian p�ovince.a – Se�ginskoye field; b – �ese�voi�s o� P Shaim oil and gas a�ea; в – �ese�voi�s o� T Shaim oil and gas a�ea.



Рис. 4. Распределение полей составов нефтей (смо лис то-асфальтеновые компоненты) ряда нефтегазоносных провинций России на диаграмме 100Co–C�–Cu. а – в рисовке авторов работы (Готтих, Писоцкий, 2012), б – в авторской рисовке, в – поля составов различных месторождений нефти Волго-Уральской и Западно-Сибирской провинций. Провинции: � – Лено-Тунгусская, �� – Днепровско-При пятская, �� – Волго-Уральская, �V – Тимано-Печорская, V – Западно-Сибирская. �ифры в кружках – исследованные в настоящей ра- – Волго-Уральская, �V – Тимано-Печорская, V – Западно-Сибирская. �ифры в кружках – исследованные в настоящей ра-�V – Тимано-Печорская, V – Западно-Сибирская. �ифры в кружках – исследованные в настоящей ра- – Тимано-Печорская, V – Западно-Сибирская. �ифры в кружках – исследованные в настоящей ра-V – Западно-Сибирская. �ифры в кружках – исследованные в настоящей ра- – Западно-Сибирская. �ифры в кружках – исследованные в настоящей ра-боте месторождения: 1 – Ромашкинское, 2 – месторождения-сателлиты Ромашкинского нефтяного поля, 3 – Спартакское, 4 – Карсовайское, 5 – Сергинское, 6 – месторождения Шаимского нефтегазоносного района Западной Сибири.

Fig. 4. Dist�ibution o� oil composition (�esin-asphaltene components) o� a numbe� �ussia oil and gas p�ovinces in the diag�am 100Co–C�–Cu. a – depiction o� (Готтих, Писоцкий, 2012), б – the autho�’s depiction, в – fields o� composition o� va�ious oil Volga-U�als and West Sibe�ian p�ovinces. P�ovinces: � – the Lena-Tunguska, �� – the Dnep�-P�ipyat’, �� – the Volga-U�als, �V – Timan-Pecho�a, V – West Sibe�ian. The numbe�s in the ci�cles – studied in this wo�k oil fields: 1 – �omashkinskoye, 2 – satellites o� �omashkinskoye oil field, 3 – Spa�takskoe, 4 – Ka�sovayskoe, 5 – Se�ginskoye, 6 – Shaim field oil and gas �egion o� Weste�n Sibe�ia.

дят Co и Zn, а C�, Cu, Ga и U – это элементы четвер-той группы.

Сырые нефти Сергинского месторождения Крас-ноленинского НГР характеризуются тем, что в них отсутствуют элементы первой группы, т.е. те, сред-ние концентрации которых составляют n × 1 × UCC.

Нет в них и элементов со средней концентрацией на порядок ниже. К третьей группе принадлежат Sc, C�, Ni, Cu, Zn, S�, Mo, Bi и U. Четвертую группу образу-ют Co, Ga, Z�, Cs, Ba, �u, �� и Pb (см. рис. 3а). В сы-рых нефтях резервуара П Шаимского НГР элемен-ты первой группы также отсутствуют (см. рис. 3б).



ти Шаимского НГР. Для сырых нефтей Сергин-ского месторождения свойственны примерно рав-ные соотношения между 100Co и C� (~50 : 50); это обеспечивает полное “вписывание” их поля в по-ле сырых нефтей Шаимского НГР. Доля параме-тра 100Co в нефтях Ромашкинского месторожде-ния несколько выше (~70 : 30). Напротив, нефти Карсовайского месторождения, приуроченные к карбонатному коллектору, практически не содер-жат ни C�, ни Cu, а нефти Спартакского месторож-дения и месторождений-сателлитов Ромашкин-ского месторождения характеризуются значения-ми отношения 100Co : C� от 80 : 20 до 95 : 5. Та-ким образом, распределение индивидуальных то-чек составов проанализированных нами сырых нефтей из терригенных и карбонатного коллекто-ров Западно-Сибирской и Волго-Уральской про-винций на диаграмме 100Co–C�–Cu имеет не-сколько иной характер, чем это показано в рабо-те (Готтих, Писоцкий, 2012). Примечательно так-же, что сырые нефти из карбонатного коллектора характеризуются на указанной диаграмме тяготе-нием к вершине 100Co, тогда как нефти из терри-генных коллекторов обладают несколько больши-ми долями C� и Cu.

По соотношению Ti, Pb и Z� нефти из бан-ка данных Р.П. Готтих и Б.И. Писоцкого могут быть подразделены на обогащенные Pb (За пад но-Си бирская провинция) и обедненные им (Днеп-ровско-При пятская, Волго-Уральская и Лено-Тун гус ская провинции). Промежуточное поло-жение между двумя указанными группами за-нимают нефти Тимано-Пе чор ской провинции (рис. 5а, б). Доля Ti варьирует в них от 5 до 65%. Проанализированные нами нефти на диаграмме Ti�10–Pb�10–Z� образуют несколько иные поля. Так, нефти Ромашкинского и Спартакского место-рождений, а также Шаимского НГР имеют весьма высокий разброс долей Pb�10 (от 2–3 до 60–85%) при значениях доли Ti�10 от 0 до 60% (рис. 5в). Принципиально иную позицию на данной диа-грамме занимают сырые нефти месторождений-сателлитов Ромашкинского нефтяного поля: до-ля Ti в них варьирует от 60 до 95%. Поля неф-тей Карсовайского и Сергинского месторожде-ний в существенной мере перекрываются: нефти обоих рассматриваемых объектов характеризуют-ся весьма низкими (не более 5%) долями Pb при варьирующем в относительно широких пределах соотношении долей Ti и Z�. Таким образом, и на названной диаграмме распределение наших ана-литических данных имеет иной или существенно иной характер, чем это приводится в работе (Гот-тих, Писоцкий, 2012). Более того, не наблюдает-ся каких-либо принципиальных отличий в соот-ношении Ti�10, Pb�10 и Z� в нефтях Карсовайско-го месторождения Волго-Уральской провинции (карбонатный тип коллектора) и Сергинского ме-

Средняя концентрация на уровне n × 0.1 × UCC свой-ственна только Bi. К третьей группе принадлежат V, Ni, Cu, Mo и U. Четвертую группу образуют Sc, C�, Zn, Ga, �u, �� и Pb. Сырые нефти резервуара Т так-же, как и резервуара П, характеризуются отсутствием элементов со средними концентрациями n × 1 × UCC. К элементам второй категории принадлежит только Ni (см. рис. 3в). Такие элементы, как V, C�, Mo, Bi и U, составляют третью группу. Наконец, исходя из средних концентраций Sc, Co, Cu, Zn, Ga, S�, Ba, �u, �� и U, их можно отнести к четвертой группе.

Приведенные данные позволяют видеть, что сы-рые нефти преобладающей части исследованных нами объектов Волго-Уральской провинции обла-дают сопоставимыми с UCC концентрациями V и Ni (элементы первой из описанных выше групп�ка-тегорий) вне зависимости от типа коллектора, в ко-тором они локализованы. В нефтях Ромашкинского месторождения Ni перемещается во вторую груп-пу, а V – в третью. Молибден здесь также имеет на порядок меньшую среднюю концентрацию, тог-да как и в месторождениях-сателлитах Ромашкин-ского нефтяного поля, в Спартакском, и в Карсо-вайском месторождениях он принадлежит второй группе микроэлементов, характеризующейся сред-ними концентрациями на уровне n × 0.1 × UCC. В сырых нефтях Сергинского месторождения и месторождений Шаимского НГР Западной Сибири средние содержания подавляющего большинства редких и рассеянных элементов из общего списка таковы, что позволяют отнести их только к тре-тьей (здесь, в частности, локализован Mo), четвер-той и пятой группам. Ко второй группе элементов в нефтях резервуара П принадлежит Bi, а в неф-тях резервуара Т – Ni. Все сказанное подтвержда-ет представления об определенной микроэлемент-ной специфике сырых нефтей Волго-Уральской и Западно-Сибир ской провинций. На диаграмме 100Co–C�–Cu индивидуальные точки составов сы-рых нефтей всех перечисленных выше объектов, в отличие от данных Р.П. Готтих и Б.И. Писоцкого (рис. 4а, б)3, тяготеют в основном к стороне, сое-диняющей вершины 100Co и C� (рис. 4в). Распре-деление полей различных объектов имеет ряд осо-бенностей. Так, максимально широким разбросом содержаний C� и Co характеризуются сырые неф-

3 Показанные в работе (Готтих, Писоцкий, 2012) на диа-граммах 100Co–C�–Cu, Ti�10–Pb�10–Z�, �h–�u–�� и ря-де других контуры полей для нефти различных провин-ций имеют, на наш взгляд, весьма странные очертания, будучи проведены предельно близко к фигуративным точкам и обладая множеством вогнутых углов (см., на-пример, рис. 4а, 5а). Такой подход позволяет как будто бы более строго дискриминировать нефти различных нефтегазоносных провинций, но при иной рисовке (без вогнутых углов, см. рис. 4б, 5б) различия между объек-тами исследования оказываются в существенной мере снивелированными.



сторождения Красноленинского НГР Западной Сибири (терригенный тип коллектора). Сырые нефти Шаимского НГР характеризуются весьма широкими вариациями всех трех параметров; так, для Ti�10 наблюдается разброс от 10–15 до 60, для Z� – от 10 до 82–84, для Pb�10 – от 2–3 до 70%.

На диаграмме распределения Ni, Cu и C� в смолисто-асфальтеновых компонентах нефтей различных нефтегазоносных провинций (рис. 6а) (Готтих, Писоцкий, 2012) какого-либо выраженно-го разграничения полей в целом не наблюдается. Единственное исключение составляют поля неф-тей Волго-Уральской и Лено-Тунгусской провин-ций, существенно различающиеся по относитель-ным долям Ni и C�. Проанализированные нами сы-рые нефти различных объектов Волго-Уральской провинции и Западной Сибири сосредоточены

на диаграмме Cu–Ni–C� в основном у вершины Ni (рис. 6б). При этом наблюдается существен-ное перекрытие полей месторождений-сателлитов Ромашкинского нефтяного поля, Спартакского и Карсовайского месторождений, а также сырых нефтей Шаимского НГР (т.е. и здесь нет влияния на микроэлементную специализацию нефтей ти-па коллектора, а также нет существенной диффе-ренциации нефтей разных нефтегазоносных про-винций). Поле нефтей Сергинского месторожде-ния не имеет перекрытия с большинством полей нефтегазоносных объектов Вол го-Уральской про-винции, так как характеризуется несколько мень-шими относительными содержаниями Ni, но в су-щественной мере сопоставимо с полями собствен-но Ромашкинского месторождения и месторожде-ний Шаимского НГР.

Рис. 5. Распределение полей составов нефтей (смолисто-асфальтеновые компоненты) ряда неф-тегазоносных провинций России на диаграмме Ti�10–Pb�10–Z�. а – в рисовке авторов работы (Готтих, Писоцкий, 2012), б – в авторской рисовке, в – поля составов различных месторождений нефти Волго-Уральской и Западно-Си-бирской провинций. Условные обозначения – см. рис. 4.

Fig. 5. Dist�ibution o� oil composition (�esin-asphal-tene components) a se�ies o� oil and gas p�ovinces o� �ussia in the diag�am Ti�10–Pb�10–Z�.a – depiction o� (Готтих, Писоцкий, 2012), б – the autho�’s depiction, в – fields o� composition o� va�ious oil Volga-U�als and West Sibe�ian p�ovinces. Symbols see Fig. 4.



Распределение редкоземельных элементов

Среднее суммарное содержание РЗЭ в сы-рых нефтях Ромашкинского месторождения со-ставляет, по нашим данным, 0.0066 ± 0.0015 г�т. Примерно такие же величины (0.0059 ± 0.0023 и 0.0070 ± 0.0052 г�т соответственно) характерны для нефтей Спартакского и Карсовайского месторожде-ний (тут вновь можно констатировать, что состав коллектора, по всей видимости, не оказывает суще-ственного влияния на содержание РЗЭ в сырой неф-ти). Для нефтей месторождений-сателлитов Ромаш-кинского нефтяного поля этот параметр существен-но больше – 0.0220 ± 0.0077 г�т. Для Сергинско-го месторождения Западной Сибири среднее сум-марное содержание РЗЭ (0.0332 ± 0.0121 г�т) сопо-ставимо с тем, что свойственно для Ромашкинско-го месторождения. С учетом значений стандартных отклонений средние содержания РЗЭ в сырых неф-тях резервуаров П и Т Шаимского НГР можно рас-сматривать как практически однопорядковые (соот-ветственно 0.0107 ± 0.0073 и 0.0071 ± 0.0035 г�т), но очевидно, что величина ∑РЗЭср в нефтях Шаим-ского НГР в целом несколько меньше, чем в нефти Сергинского месторождения.

На рис. 7 и 8 показаны нормированные по UCC спектры распределения РЗЭ в сырых нефтях ис-следованных нами объектов. Для трех объектов

Волго-Уральской провинции, где нефти локали-зованы в терригенных породах, присущи хорошо выраженные положительные относительно верх-ней континентальной коры �u аномалии. Средняя величина их варьирует от 4.38 (месторождения-сателлиты Ромашкинского нефтяного поля) до 18.85 (собственно Ромашкинское месторожде-ние). Сырые нефти Карсовайского месторожде-ния, приуроченные к карбонатному коллекто-ру, имеют существенно меньшую среднюю вели-чину (�u��u*)PAAS (1.38, минимум – 1.03, макси-мум – 1.52)4. Нефти Сергинского месторождения, а также резервуаров П и Т Шаимского НГР харак-теризуются средними величинами (�u��u*)PAAS от 14.25 (пласт П) до 44.35 (пласт Т). Максимальные значения рассматриваемого параметра достигают соответственно 87.5, 45.8 и 188.0.

Достаточно хорошее разграничение полей экс-трагированных из нефтей различных нефтегазо-носных провинций смолисто-асфальтеновых ком-понентов наблюдается, по данным Р.П. Готтих и Б.И. Писоцкого (2012), на диаграмме РЗЭ�10–Y–Sc (рис. 9а). Здесь названные компоненты нефтей Лено-Тунгусской провинции характеризуются от-

4 При нормировании по ходриту средняя величина �u��u* для сырых нефтей Карсовайского месторожде-ния составляет 0.97 ± 0.09.

Рис. 6. Поля составов нефтей (смолисто-асфальтеновые компоненты) ряда нефтегазоносных провинций Рос-сии (Готтих, Писоцкий, 2012) на диаграмме Cu–Ni–C�.Поля составов сырых нефтей различных месторождений Волго-Уральской (а) и Западно-Сибирской (б) провинций. Услов-ные обозначения – см. рис. 4.

Fig. 6. The composition o� oil fields (�esin-asphaltene components) o� a numbe� o� oil and gas p�ovinces o� �ussia (Готтих, Писоцкий, 2012) in the diag�am Cu–Ni–C�.Composition o� c�ude oils ��om di��e�ent deposits o� the Volga-U�als (a) and West Sibe�ian (б)p�ovinces. Symbols see Fig. 4.



носительным обогащением Y, а смолисто-асфаль-теновые компоненты нефтей Волго-Ураль ской и Тимано-Печорской провинции образуют пол-ностью перекрывающиеся поля и относительно обогащены Sc. В аналогичных фракциях нефтей Днепровско-Припятской провинции существенно

варьирует относительная доля РЗЭ�10, тогда как соотношение между Y и Sc составляет пример-но 40 : 60. Мы нанесли на указанную диаграмму данные по проанализированным нами объектам и оказалось, что Y относительно обогащены (45% и более) сырые нефти Карсовайского месторожде-ния (рис. 9б). Для сырых нефтей Ромашкинского месторождения свойственны несколько меньшие концентрации Y и, напротив, относительное обо-гащение Sc (от 40 до 80%). В то же время относи-тельная доля Sc в сырых нефтях месторождений-

Рис. 7. Нормированное по UCC распределение ряда редкоземельных элементов в сырых нефтях различ-ных месторождений Волго-Уральской провинции.а – Ромашкинское месторождение; б – месторождения-сателлиты Ромашкинского нефтяного поля; в – Спартак-ское месторождение; г – Карсовайское месторождение.

Fig. 7. The no�malized dist�ibution by UCC o� a numbe� �a�e ea�th elements in c�ude oils ��om di��e�ent oil fields o� the Volga-U�als p�ovince.a – �omashkinskoye field; б – oil field-satellites o� the �o-mashkinskoye oil field; в – Spa�takskoe oil fi eld; г – Ka�sovay-в – Spa�takskoe oil fi eld; г – Ka�sovay- – Spa�takskoe oil fi eld; г – Ka�sovay-– Spa�takskoe oil fi eld; г – Ka�sovay- Spa�takskoe oil field; г – Ka�sovay-г – Ka�sovay- – Ka�sovay-– Ka�sovay- Ka�sovay-skoe oil field.

Рис. 8. Нормированное по UCC распределение ряда редкоземельных элементов в сырых нефтях различных месторождений Западной Сибири.а – Сергинское месторождение; б – резервуар П Шаим-ского НГР; в – резервуар Т Шаимского НГР.

Fig. 8. The no�malized dist�ibution by UCC o� a numbe� �a�e ea�th elements in c�ude oils ��om di��e�ent deposits in Weste�n Sibe�ia.a – Se�ginskoye oil field; б – �ese�voi� o� P Shaim field oil and gas �egion; в – �ese�voi� o� T Shaim field oil and gas �egion.



сателлитов Ромашкинского нефтяного поля, Спар-такского и Сергинского месторождений, а также месторождений Шаимского НГР составляет от 80 до почти 100%.

На диаграмме (�u�Sm)N–РЗЭN поля составов сырых нефтей исследованных нами объектов ха-рактеризуются как значительным, так и несуще-ственным перекрытиями (рис. 10б). Разброс зна-чений (�u�Sm)N весьма велик – от 0.4–0.5 до 110–120, тогда как для смолисто-асфаль те новых и ас-фальтеновых компонентов нефти из различных не-фтегазоносных провинций рассматриваемый пара-метр варьирует, по данным (Винокуров и др., 2010; Готтих, Писоцкий, 2012), в существенно мень-ших пределах – 0.4–3.2; величина РЗЭN изменяет-ся от 0.002–0.003 до 0.02–0.03, это сопоставимо с материалами, приведенными в указанных выше работах. На диаграмме МЛК–РЗЭN величина так называемого мультипликативного лантаноидного кода (МЛК � [(CLa�2.8 × C�u) � (CLa�CYb)] × (CLa�CSm)) (Винокуров и др., 2010; Готтих и др., 2009) для смолисто-асфальтеновых и асфальтеновых фрак-ций нефти различных провинций варьирует от ~20 до 10000 (рис. 11а). Для сырых нефтей из нашего банка данных разброс значений МЛК примерно на порядок меньше – от ~1 до 2000–2300.

Р.П. Готтих и Б.И. Писоцкий (2012) установи-ли характер распределения в нефти РЗЭ метода-

ми ИНАА и �CP-MS по смолисто-асфаль теновым компонентам. Сумма РЗЭ в нефти Волго-Ураль-ской и Тимано-Печорской провинций составляет 85–1010 мг�т, а в нефти Западной Сибири – 320–990 мг�т. В нефтях Днепровско-Донецкой про-винции ∑РЗЭ достигает 42200 г�т, а нефти Вос-точной Сибири – не более 82 г�т. На диаграмме (�u�Sm)N–РЗЭN поля составов нефтей Днепров ско-Донецкой, Западно-Сибир ской и Волго-Ураль ской провинций тяготеют к области положительных зна-чений �u аномалии. Нефти Тимано-Печорской про-винции характеризуются значениями (�u�Sm)N от 0.60 до 1.50. Нефти Восточной Сибири локализо-ваны на диаграмме (�u�Sm)N–РЗЭN в двух полях, для одного из которых характерны положительные (2.80–3.10), а для другого – отрицательные (до 0.70) значения �u аномалии (см. рис. 10). На диаграмме {[(La�2.8�u) � (La�Yb)] × (La�Sm)}–РЗЭN поля неф-тей различных нефтегазоносных провинций в су-щественной степени перекрываются (см. рис. 11). Нормированные по хондриту спектры распределе-ния РЗЭ в нефти разных регионов значительно диф-ференцированы. Так, для нефти Вол го-Уральской и Тимано-Печорской провинций величина LaN�YbN варьирует соответственно от 3 до 28, и от 3 до 41. Нефти Западно-Сибирского бассейна имеют замет-но меньший разброс данного параметра (16–29). Существенно выше содержание ЛРЗЭ в нефти

Рис. 9. Поля составов смолисто-асфальтеновых компонентов нефтей ряда нефтегазоносных провинций Рос-сии (Готтих, Писоцкий, 2012) (а) и поля составов сырых нефтей различных месторождений Волго-Уральской и Западно-Сибирской провинций (б) на диаграмме РЗЭ�10–Y–Sc.Условные обозначения – см. рис. 4.

Fig. 9. Fields compositions �esin-asphaltene components o� oil a numbe� oil and gas p�ovinces o� �ussia (Готтих, Пи-соцкий, 2012) (a) and field composition o� c�ude oils ��om di��e�ent deposits o� the Volga-U�als and West Sibe�ian p�ovinces (б) in the diag�am ��10–Y–Sc.Symbols see Fig. 4.



Рис. 10. Поля составов смолисто-асфальтеновых и смолистых фракций нефти различных нефтегазоносных провинций на диаграмме (�u�Sm)N–РЗЭN (Винокуров и др., 2000; Готтих, Писоцкий, 2012) (а) и сырых нефтей из нашего банка данных (б).V� – Амударьинская нефтегазоносная провинция. �ифры в кружках: 6а – резервуар П Шаимского НГР, 6б – резервуар Т Шаимского НГР. Остальные условные обозначения – см. рис. 4.

Fig. 10. Fields compositions �esin-asphaltene and ta� oil ��actions o� va�ious pet�oleum p�ovinces in the diag�am (�u�Sm)N–S�� (Винокуров и др., 2000; Готтих, Писоцкий, 2012) (a) and c�ude oil ��om ou� data bank (б).V� – Amu-Da�ya oil and gas p�ovince. The numbe�s in ci�cles: 6a – �ese�voi� o� P Shaim oil and gas �egion, 6б – �ese�voi� o� T Shaim oil and gas �egion. The �est symbols see Fig. 4.

Рис. 11. Поля составов смолисто-асфальтеновых и смолистых фракций нефти различных нефтегазоносных провинций на диаграмме МЛК–РЗЭN (Винокуров и др., 2000; Готтих, Писоцкий, 2012) (а) и сырых нефтей из нашего банка данных (б).Условные обозначения – см. рис. 4 и 10.

Fig. 11. Fields compositions �esin-asphaltene and ta� oil ��actions o� va�ious pet�oleum p�ovinces in the diag�am MLK-��N (Винокуров и др., 2000; Готтих, Писоцкий, 2012 (a) and c�ude oil ��om ou� data bank (б).Symbols see Figs 4 and 10.



Днепровско-Донецкой провинции и Восточной Си-бири (77 и 150). Значительный (по сравнению с предполагаемыми нефтематеринскими породами) диапазон вариаций (�u�Sm)N и “… значимые раз-личия в характе ре кривых распределения лантано-идов дают основание допустить присутствие в гео-химическом составе нефти компонентов различных источников, часть ко торых лежит вне поля соста-вов, характеризующих осадочный чехол” (Готтих, Писоцкий, 2012).

Распределение элементов платиновой группы

Распределение полей составов нефтей различных нефтегазоносных провинций, входящих в банк дан-ных Р.П. Готтих и Б.И. Писоцкого на диаграмме Pd–Pt–(�� u � �h), свидетельствует о незначительной дифференциации их по долям Pd, Pt и (�� u � �h) (рис. 12а). Доля Pt во всех случаях не превышает 40%, доля Pd варьирует от 3–5 до 70–75%, примерно такой же, при несколько более высоких нижних зна-чениях, интервал свойствен доле (�� u � �h).

Распределение полей составов сырых нефтей исследованных нами объектов на данной диаграм-

ме несколько иное (рис. 12б). Доля Pt ни для одно-го из них не превышает 50%. Доля Pd максималь-но варьирует в нефтях Шаимского НГР (от 2–3 до 95–98%). Поля сырых нефтей Ромашкинского ме-сторождения и его сателлитов при сходстве харак-терных для них долей Pt различаются по долям Pd. Для первого из указанных объектов доля Pd ва-рьирует от 15 до 50%, для второго – не превыша-ет 5%. В целом, по имеющимся в нашем распоря-жении данным, можно сделать предварительный вывод о преобладании среди ЭПГ в сырых неф-тях доли (�� u � �h). Особенно это свойствен-но сырым нефтям месторождений-сателлитов Ро-машкинского нефтяного поля (вариации здесь со-ставляют от 61 до 99%) и Сергинского месторож-дения Красноленинского НГР (вариации от 45 до 72%), несколько менее выражено это преоблада-ние для нефтей различных месторождений Ша-имского НГР (2–63%). Средняя величина отноше-ния �u�� для сырых нефтей собственно Ромаш-кинского месторождения составляет 36 ± 22. Для сырых нефтей месторождений-сател литов этого неф тяного поля данный параметр примерно в два раза выше (~68) при весьма существенной вели-

Рис. 12. Распределение полей составов смолисто-асфальтеновых компонентов нефти ряда нефтегазоносных провинций России по данным (Готтих, Писоцкий, 2012) (а) и сырых нефтей различных месторождений Волго-Уральской и Западно-Сибирской провинций (б) на диаграмме Pd–Pt–(�� u � �h).Условные обозначения – см. рис. 4.

Fig. 12. Dist�ibution o� fields compositions �esin-asphaltene components o� oil a numbe� o� oil and gas p�ovinces o� �ussia on the data (Готтих, Писоцкий, 2012) (a) and c�ude oils ��om di��e�ent deposits o� the Volga-U�als and West Sibe�ian p�ovinces (b) in the diag�am Pd–Pt–(�� u � �h).Symbols see Fig. 4.



чине стандартного отклонения (64, минимум ~9, максимум – 354). Нефти Сергинского месторож-дения обладают средней величиной �u��, равной 17 ± 9. Если рассматривать все имеющиеся у нас пробы нефти Шаимского НГР без разграничения их на пласты П (вогулкинский резервуар) и Т (тю-менский резервуар), то средняя величина �u�� со-ставляет 45 ± 50 (минимум – 1, максимум – 154), что указывает, по всей видимости, на принципи-альное различие нефтей указанных резервуаров по их ЭПГ-систематике, или на наличие внутри выборки ряда различных кластеров. Для сырых нефтей собственно пласта П Шаимского НГР ве-личина �u��ср равна 66 ± 47 (минимум ~1, макси-мум – 154), тогда как для нефтей пласта Т этот па-раметр существенно ниже – 14 ± 37 (минимум – 1, максимум – 147). Однако, по всей видимости, по-следняя выборка также представляет собой некую совокупность различных кластеров. Приведенные данные показывают, что сырые нефти даже ря-дом расположенных месторождений или различ-ных резервуаров одного и того же НГР могут су-щественно различаться по величине �u�� и роль его как классификационного критерия нуждается, вероятно, в дальнейшей проверке.

Соотношение в сырых нефтях различных нефте-газоносных провинций России ЭПГ демонстрирует также диаграмма �h–�u–�� (рис. 13а). Ее анализ по-казывает, что нефти Днепровско-Припятской про-винции существенно обогащены �u, нефти Волго-Уральской провинции принадлежат к ��-типу, тогда как нефти Тимано-Печорской и Лено-Тунгусской провинций относятся к ��-�u-типу; при этом вза-имное перекрытие полей двух последних нефтега-зоносных провинций практически 100%-е. Нефти Западной Сибири имеют низкие доли �� (от ~5 до ~30%) при примерно равном соотношении �h и �u.

Распределение полей составов сырых неф-тей исследованных нами объектов на диаграмме �h–�u–�� характеризуется следующими особенно-стями (рис. 13б). Во-первых, все они, за исключе-нием месторождений Шаимского НГР, не содер-жат сколько-нибудь больших долей ��: в нефти са-теллитов Ромашкинского месторождения доля �� в общем количестве �h � �u � �� составляет от 0 до 7%, в нефти Сергинского месторждения этот пара-метр варьирует от 1 до 19%, а для сырых нефтей Ромашкинского месторождения его величина прак-тически тождественна таковой для месторождений-сателлитов. Для сырых нефтей Шаимского НГР в

Рис. 13. Поля составов смолисто-асфальтеновых компонентов нефти ряда нефтегазоносных провинций Рос-сии (Готтих, Писоцкий, 2012) (а) и сырых нефтей различных месторождений Волго-Уральской и Западно-Сибирской провинций (б) на диаграмме �h–�u–��.Условные обозначения – см. рис. 4.

Fig. 13. Fields compositions �esin-asphaltene components o� oil a numbe� o� oil and gas p�ovinces o� �ussia (Гот-тих, Писоцкий, 2012) (a) and c�ude oils ��om di��e�ent deposits o� the Volga-U�als and West Sibe�ian p�ovinces (б) on the cha�t �h–�u–��.Symbols see Fig. 4.



целом относительная доля �� варьирует от 1 до 56%. Если же рассматривать раздельно нефти, пробы ко-торых отобраны из резервуаров П и Т, то доля �� в сырых нефтях первого из них составляет от 1 до 56, второго – от 1 до 51%. Таким образом, полученная нами информация показывает, что, по крайней ме-ре, сырые нефти Ромашкинского месторождения и его сателлитов не отвечают указанному Р.П. Гот-тих и Б.И. Писоцким (2012) полю составов неф-тей Волго-Уральской провинции на диаграмме �h–�u–��. Во-вторых, положение полей сырых нефтей Сергинского месторождения и месторождений Ша-имского НГР на рассматриваемой диаграмме при-мерно соответствует локализации на ней поля неф-тей Западно-Сибирской провинции, намеченному Р.П. Готтих и Б.И. Писоцким. Единственное отли-чие – несколько более широкие вариации относи-тельных долей �h и �u (см. рис. 13б).

Анализ распределения ЭПГ в смолисто-асфаль-тено вых компонентах нефтей различных провин-ций позволил Р.П. Готтих и Б.И. Писоцкому (2012) сделать вывод о практическом отсутствии неф-тей собственно платиновой специализации (см. рис. 12а). Среди всех ЭПГ в нефтях, по их пред-ставлениям, как правило, преобладает Pd. Содер-жание его часто выше, чем суммарное содержание �u, �� и �h. Одним из главных критериев класси-фикации нефти разных месторождений по содер-жанию в них ЭПГ является отношение �u�� (Гот-тих, Писоцкий, 2012). Так, к �u- и �u-��-типу при-надлежат нефти Днепровско-Донецкой провинции и Восточной Сибири, нефти Тимано-Печорской провинции относятся к ��-�u-типу, а нефти Волго-Уральской про винции характеризуются, по дан-ным Р.П. Готтих и Б.И. Писоцкого (2012), ��-спе-циа лизацией (см. рис. 13а).

Нормирование содержаний ЭПГ и Au в сы-рых нефтях по содержанию этих элементов в верхней континентальной коре (Готтих, Писоц-кий, 2012) показывает, что нефти месторождений-сателлитов Ромашкинского нефтяного поля от-личаются от нефтей собственно Ромашкинско-го месторождения отсутствием ясно выраженно-го дефицита Pd (рис. 14а, б). Средняя величина (Pt��u)N в нефтях месторождений-сателлитов со-ставляет 0.35 ± 0.16, а в нефтях Ромашкинского ме-сторождения – 0.93 ± 0.59. Нефть Сергинского ме-сторождения также характеризуется выраженной отрицательной Pd ано малией по сравнению с UCC (см. рис. 14в). Среднее значение (Pt��u)N для нее равно 0.95 ± 0.26. Распределение ЭПГ и Au в сы-рых нефтях Шаимского НГР (без разделения на ре-зервуары П и Т) демонстрирует наличие в соста-ве выборки нескольких индивидуальных класте-ров (см. рис. 14г). Это же свойственно сырым неф-тям резервуара Т (см. рис. 14е). Если основывать-ся на величине Pdпроба�PdUCC, то имеющаяся в на- то имеющаяся в на-шем распоряжении выборка проб нефтей данно-

го резервуара представлена тремя кластерами. Для первого из них, включающего пробы нефтей Фи-липповского (скв. 2550), Лазаревского (скв. 10124, 3215), Яхлинского (скв. 2848, 2831), Славинского (скв. 3Р) и Ловинского (скв. 9191) месторождений, свойственны весьма низкие значения Pdпроба�PdUCC (0.03–0.18). Второй кластер характеризуется значе-ниями Pdпроба�PdUCC от 1.6 до 5.2. В его состав вхо-дят пробы сырых нефтей, отобранные из резерву-ара Т на Ловинском (скв. 9195, проба 146, 9150), Славинском (скв. 3Р) и Яхлинском (скв. 2831, 2848) месторождениях. Наконец, третий кластер пред-ставлен двумя пробами, одна из которых (про-ба 3) отобрана в скв. 9195 Ловинского месторожде-ния, т.е. там же где и проба 146 (см. выше), а вто-рая – в скв. 2805 Яхлинского месторождения. Зна-чения Pdпроба�PdUCC для этих проб составляют соот-ветственно 37.2 и 171.3. Среди сырых нефтей ре-зервуара П в основном присутствуют разности со значениями Pdпроба�PdUCC ~10, в 4 из 22 проб значе-ния данного параметра составляют более 10, в двух других ~0.1 (см. рис. 14д).

ВЫВОДЫ

Приведенные данные позволяют сделать следу-ющие выводы. Во-первых, сырые нефти большин-ства исследованных нами месторождений Волго-Уральской провинции обладают сопоставимыми с верхней континентальной корой концентрациями V и Ni вне зависимости от типа коллектора, в котором они локализованы. В сырых нефтях Сергинского месторождения и значительной части месторожде-ний Шаимского НГР средние содержания подавля-ющего большинства редких и рассеянных элемен-тов существенно ниже. Это согласуется с имеющи-мися в литературе представлениями об определен-ной микроэлементной специфике сырых нефтей Волго-Уральской и Западно-Сибирской провинций.

Во-вторых, распределение индивидуальных точек составов проанализированных нами сы-рых нефтей из терригенных и карбонатного кол-лекторов Западно-Сибирской и Волго-Уральской провинций на диаграмме 100Co–C�–Cu имеет не-сколько иной характер, чем в работе (Готтих, Пи-соцкий, 2012). Примечательно, что сырые нефти из карбонатного коллектора (Карсовайское место-рождение) характеризуются тяготением к верши-не 100Co указанной диаграммы, тогда как нефти из терригенных коллекторов обладают несколько большими долями C� и Cu.

В-третьих, на диаграмме Ti�10–Pb�10–Z� сы-рые нефти Ромашкинского и Спартакского ме-сторождений, а также нефти различных место-рождений Шаимского НГР характеризуются весь-ма высоким разбросом долей Pb�10 и Ti�10. В сы-рой нефти месторождений-сателлитов Ромашкин-ского нефтяного поля существенно варьирует до-



Рис. 14. Нормированное по UCC распределение ЭПГ и Au в сырых нефтях различных месторождений Волго-Уральской провинции и Западной Сибири.а – Ромашкинское месторождение, б – месторождения-сателлиты Ромашкинского нефтяного поля, в – Сергинское место-рождение, г – резервуары П и Т Шаимского НГР, д – резервуар П Шаимского НГР, е – резервуар Т Шаимского НГР.

Fig. 14. No�malized by UCC dist�ibution o� PG� and Au in c�ude oils ��om di��e�ent deposits o� the Volga-U�als p�ovince and Weste�n Sibe�ia.a – �omashkinskoye oil field, б – satellites o� �omashkinskoye field, в – Se�ginskoye field, г – �ese�voi�s o� P & T Shaim oil and gas �egion, д – �ese�voi�o� P Shaim oil and gas �egion, e – �ese�voi� o� T Shaim oil and gas �egion.

ля Ti, хотя и остается достаточно большой. Поля нефтей Карсовайского и Сергинского месторож-дений перекрываются. Кроме того, нефти обоих

объектов характеризуются очень низкими долями Pb при варьирующем соотношении долей Ti и Z�. Каких-либо принципиальных различий в соотно-



шении Ti�10, Pb�10 и Z� в нефтях Карсовайского месторождения Волго-Уральской провинции (кар-бонатный тип коллектора) и Сергинского место-рождения Красноленинского НГР Западной Сиби-ри (терригенный тип коллектора) не наблюдает-ся. Сырые нефти Шаимского НГР характеризуют-ся весьма широкими вариациями всех трех указан-ных параметров.

В четвертых, на диаграмме (�u�Sm)N–РЗЭN поля составов сырых нефтей отличаются и значительны-ми перекрытиями, и их отсутствием. Разброс значе-ний �u анамалии достигает двух и более порядков. Для смолисто-асфальтеновых компонентов неф-ти из различных нефтегазоносных провинций рас-сматриваемый параметр варьирует в существенно меньших пределах.

В пятых, величина МЛК для смолисто-асфаль-теновых фракций нефти различных нефтегазонос-ных провинций варьирует от ~20 до 10000. Для сы-рых нефтей из нашего банка данных разброс зна-чений названного параметра примерно на порядок меньше.

В-шестых, по нашим предварительным данным, среди ЭПГ в сырых нефтях преобладают ��, �u и �h. Особенно характерно это для сырых нефтей месторождений-сателлитов Ромашкинского нефтя-ного поля и Сергинского месторождения Красноле-нинского НГР Западной Сибири. Несколько мень-ше данная особенность состава выражена для сы-рых нефтей различных месторождений Шаимско-го НГР. Средняя величина �u�� для сырых неф-тей Ромашкинского месторождения примерно в два раза ниже, чем для сырых нефтей месторождений-сателлитов этого нефтяного поля. Нефти Сергин-ского месторождения обладают величиной �u��ср примерно в два раза меньшей, чем нефти Ромаш-кинского месторождения. Есть также определен-ные основания считать, что сырые нефти разных резервуаров Шаимского НГР обладают разной ЭПГ-сис те матикой. Как уже было отмечено выше, все это показывает, что сырые нефти даже рядом расположенных месторождений или различных ре-зервуаров одного и того же нефтегазоносного рай-она могут существенно различаться по величине �u��. Возможно, это в той или иной мере связано с крайней сложностью определения содержаний ЭПГ в сырых нефтях и, соответственно, роль на-званного параметра как классификационного кри-терия нуждается в верификации. Наконец, норми-рование содержаний ЭПГ и Au в сырых нефтях по содержанию этих элементов в верхней континен-тальной коре показывает, что нефти различных ме-сторождений, нефтегазоносных районов и провин-ций характеризуются весьма варьирующими ве-личинами многих параметров (например, (Pt��u)N, Pdпроба�PdUCC и др.), что в существенной степени за-трудняет использование их для классификацион-ных и генетических целей.

Приведенные в настоящей работе новые факти-ческие данные показывают, что геохимическая спе-циализация сырых нефтей в той или иной, а часто и в существенной мере отличается от специализа-ции их смолисто-асфальтеновых компонентов. Од-нако для кардинальных выводов все еще мало ана-литических данных, так как исследование сырых нефтей (своеобразный “валовый анализ”) в нашей стране в этом направлении практически не прово-дится, будучи сопряженным с существенными ме-тодическими и финансовыми проблемами. По су-ти дела, мы все еще находимся в ситуации, охарак-теризованной несколько лет назад следующим об-разом (Маслов и др., 2010а, 2010б): “Все сказан-ное … показывает, что содержания широкого спек-тра элементов-примесей в сырых нефтях и значения их отношений, применяемые в большинстве извест-ных нам работ как “индикаторные”, подвержены весьма значительным вариациям, причины которых пока не вполне понятны. Использование их для тех или иных генетических выводов “напрямую” мо-жет иметь весьма существенные негативные след-ствия. Вместе с тем, … можно все же сделать пред-варительный вывод о том, что по отдельным пара-метрам сырые нефти различных месторождений, как в пределах одной нефтегазоносной провинции, так и в разных ее районах, как будто бы могут иметь свое “лицо”. Это, при разумном расширении базы данных, … позволит … поставить вопрос об их “па-спортизации” … на основе присущей им микроэле-ментной систематики”. Но для достижения жела-емого нужны и финансовые средства, и современ-ное аналитическое оборудование, и квалифициро-ванный персонал, а главное – доступ к максимально возможному количеству материалов по нефтяным месторождениям различных нефтегазоносных про-винций России, подавляющее большинство из кото-рых принадлежит частным лицам, не заинтересо-ванным в фундаментальной науке.

Авторы искренне признательны Н.С. Глушко-вой, выполнившей рисунки к данной статье.

Специально подчеркнем также, что получение всего рассматриваемого в настоящей работе мас-сива аналитических данных по сырым нефтям раз-личных месторождений и нефтегазоносных про-винций было невозможным без ювелирной пробо-подготовки, проведенной О.П. и Г.А. Лепихиными.

Частичная финансовая поддержка исследова-ний осуществлена за счет проекта УрО РАН 12-У-5-1039.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Баженова О.К., Баженова Т.К. (2008) Происхождение нефти – фундаментальная проблема геологии (совре-менное состояние проблемы). Литология и полез. ис-



копаемые. (5), 541-552.Берман Ю.С., Мудренко В.М. (1994) Взаимосвязь ми-

кроэлементов сырых нефтей и вмещающих пород. Отеч. геология. (2), 17-22.

Винокуров С.Ф., Готтих Р.П., Писоцкий Б.И. (2000) Ком-плексный анализ распределения лантаноидов в ас-фальтенах, водах и породах для выяснения условий образования нефтяных месторождений. Докл. АН. 370(1), 83-86.

Винокуров С.Ф., Готтих Р.П., Писоцкий Б.И. (2010) Осо-бенности распределения лантаноидов в смолисто-асфальтеновых фракциях – один из геохимических критериев источников микроэлементов в нефти. Гео-химия. (4), 377-389.

Галиева А.М., Каюкова Г.П., Романов Г.В. (2007) Распре-деление металлов в асфальтенах нефтей и экстрактах из пород продуктивных комплексов Ромашкинского месторождения. Изменяющаяся геологическая среда: пространственно-временные взаимодействия эндо-генных и экзогенных процессов. Т. 1. Казань: КазГУ, 256-258.

Гольдберг И.С. (1990) Нафтаметаллогенические провин-ции мира и генезис рудных концентраций в тяжелых нефтях и битумах. Геология нефти и газа. (3), 2-4.

Готтих Р.П., Винокуров С.Ф., Писоцкий Б.И. (2009) Ред-коземельные элементы как геохимические критерии эндогенных источников микроэлементов в нефти. Докл. АН. 425(2), 223-227.

Готтих Р.П., Писоцкий Б.И. (2006) К вопросу о формиро-вании нефтематеринских толщ. Георесурсы. (4), 6-10.

Готтих Р.П., Писоцкий Б.И. (2012) Геохимические при-знаки гео- и флюидодинамических обстановок неф-тегазонакопления. Дегазация Земли и генезис нефте-газовых месторождений (к 100-летию со дня рожде-ния академика П.Н. Кропоткина). М.: ГЕОС, 125-152.

Готтих Р.П., Писоцкий Б.И., Нургалиев Д.К., Журав-лев Д.З. (2005) Некоторые генетические аспекты формирования Ромашкинского нефтяного месторож-дения и его сателлитов. Отеч. геология. (3), 3-11.

Иванов К.С., Ерохин Ю.В., Ронкин Ю.Л. и др. (2006) Не-органическая геохимия нефти Ромашкинского ме-сторождения – первые результаты исследований ме-тодом �CP-MS. Углеводородный потенциал фунда-мента молодых и древних платформ. Казань: КазГУ, 100-103.

Маракушев А.А., Маракушев С.А. (2008) Образование нефтяных и газовых месторождений. Литология и полез. ископаемые. (5), 505-521.

Маракушев А.А., Писоцкий Б.И, Панеях Н.А., Готтих Р.П. (2004) Геохимическая специфика нефти и происхо-ждение ее месторождений. Докл. АН. 398(6), 795-799.

Маслов А.В., Биглов К.Ш., Ронкин Ю.Л. (2008) Неор-ганическая геохимия нефтей ряда регионов России: опыт сопоставления. Литология и геология горючих ископаемых. Межвуз. науч. тематич. сб. Вып. II (18). Екатеринбург: УГГУ, 276-287.

Маслов А.В., Изотов В.Г., Ронкин Ю.Л., Ситдикова Л.М., Пономарева С.А. (2010а) Микроэлементная характе-ристика сырых нефтей Волго-Уральской провинции: на пути к созданию “паспортов месторождений”. Гео-логия и нефтегазоносность северных районов Урало-Поволжья: мат-лы Всерос. науч.-практ. конф., по-свящ. 100-летию со дня рождения проф. П.А. Софро-ницкого. Пермь: ПГУ, 220-223.

Маслов А.В., Пономарева С.А., Ронкин Ю.Л. (2010г) РЗЭ-систематика сырых нефтей Карсовайского ме-сторождения (Республика Удмуртия). Литология и геология горючих ископаемых. Межвуз. науч. тема-тич. сб. Вып. IV (20). Екатеринбург: УГГУ, 242-253.

Маслов А.В., Федоров Ю.Н., Ронкин Ю.Л., Лепихи-на О.П., Биглов К.Ш. (2010б) Коэффициенты вариа-ции содержаний элементов-примесей в сырых неф-тях некоторых месторождений Волго-Уральской об-ласти и Западной Сибири. Литология и геология го-рючих ископаемых. Межвуз. науч. тематич. сб. Вып. IV (20). Екатеринбург: УГГУ, 230-242.

Маслов А.В., �иммерман А.П., Ронкин Ю.Л. (2009) Си-стематика элементов-примесей в сырой нефти Спар-такского месторождения Волго-Уральской провин-ции. Литология и геология горючих ископаемых. Ека-теринбург: УГГУ, 57-65.

Мухаметшин Р.З., Пунанова С.А. (2011) Геохимические особенности нефтей Урало-Поволжья в связи с усло-виями формирования месторождений. Геология неф-ти и газа. (4), 74-83.

Нукенов Д.Н., Пунанова С.А., Агафонова З.Г. (2001) Ме-таллы в нефтях, их концентрация и методы извлече-ния. М.: ГЕОС, 74 с.

Пунанова С.А. (1974) Микроэлементы нефтей, их ис-пользование при геохимических исследованиях и из-учении процессов миграции. М.: Недра, 216 с.

Пунанова С.А. (1998) Геохимические особенности рас-пределения микроэлементов в нафтидах и металло-носность осадочных бассейнов СНГ. Геохимия. (9), 959-972.

Пунанова С.А. (2001) Микроэлементы в нафтидах и их использование при разработке нефтяных и газо-конденсатных месторождений. Нефтехимия. 41(3), 185-193.

Пунанова С.А. (2004) О полигенной природе источника микроэлементов нефтей. Геохимия. (8), 893-907.

Пунанова С.А., Виноградова Т.Л. (2009) Геохимия неф-тей ранней генерации прибрежно-дельтовых и мор-ских мелководных фаций. Геология нефти и газа. (2), 41-51.

Пунанова С.А., Нукенов Д.Н. (2001) Геохимические по-казатели нефтегазоносности по данным изучения ми-кроэлементов и металлопорфириновых комплексов. Геология, геофизика и разработка нефтяных место-рождений. (1), 23-27.

Степанов К.И., Вешев С.А. (2000) Влияние латераль-ной миграции углеводородов на изменение микроэ-лементного состава нефтей Калининградского вала. Геология нефти и газа. (1), 44-49.

Федоров Ю.Н. (2005) Редкоземельные элементы в неф-тях Шаимского нефтегазоносного района Западной Сибири. Новые идеи в геологии геохимии нефти и га-за. Нефтег азоносные системы осадочных бассейнов: мат-лы VIII Междунар. конф. М.: ГЕОС, 457-458.

Федоров Ю.Н., Иванов К.С., Ерохин Ю.В., Ронкин Ю.Л. (2007) Неорганическая геохимия нефти Западной Си-бири (первые результаты изучения методом �CP-MS). Докл. АН. 414(3), 385-388.

Федоров Ю.Н., Маслов А.В., Ронкин Ю.Л. (2010а) РЗЭ-систематика сырых нефтей пластов П и Т Шаимско-го НГР: некоторые следствия. Фундамент, струк-туры обрамления Западно-Сибирского мезозойско-кайнозойского осадочного бассейна, их геодинамиче-



ская эволюция и проблемы нефтегазоносности: мат-лы II Всерос. науч. конф. с участием иностранных ученых. Новосибирск: Гео, 176-179.

Федоров Ю.Н., Маслов А.В., Ронкин Ю.Л. (2010б) Неко-торые особенности РЗЭ-систематики сырых нефтей Волго-Уральской и Западно-Сибирской провинций. Геология, полезные ископаемые и проблемы геоэко-логии Башкортостана, Урала и сопредельных терри-торий: мат-лы VIII Межрегион. науч.-практ. конф. Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 209-212.

Федоров Ю.Н., Маслов А.В., Ронкин Ю.Л. (2011) РЗЭ-систематика сырых нефтей различных резервуаров Шаимского и ряда других нефтегазоносных районов Западной Сибири. Литология и геология горючих ис-копаемых. Межвузовский науч. тематич. сборник. Вып. V (21). Екатеринбург: УГГУ, 90-94.

Федоров Ю.Н., Маслов А.В., Ронкин Ю.Л., Лепихи-на О.П. (2010в) Микроэлементная характеристика сырых нефтей Шаимского и Среднеобского нефтега-зоносных районов Западной Сибири: новые данные. Дегазация Земли: Геотектоника, геодинамика, гео-флюиды, нефть и газ, углеводороды и жизнь: мат-лы Всерос. конф. с междунар. участием, посвящ. 100-летию со дня рождения академика П.Н. Кро-поткина. М.: ГЕОС, 586-589.

Федоров Ю.Н., Ронкин Ю.Л., Лепихина О.П., Лепихи-на Г.С., Маслов А.В. (2012) Микроэлементная харак-теристика сырых нефтей вогулкинского и тюменско-го резервуаров Шаимского нефтегазоносного района: сопоставление. Литосфера. (2), 141-151.

Холодов В.Н. (2008) Биосфера и проблемы происхо-ждения нефти. Литология и полез. ископаемые. (5),

522-540.Шпирт М.Я., Пунанова С.А. (2008) Генезис и пробле-

мы эколого-промышленного использования микро-элементов каустобиолитов. Докл. АН. 423(5), 674-679.

Akinlua A., Ajayi T.�., Adeleke B.B. (2006) Nige� Delta oil geochemist�y: �nsight ��om light hyd�oca�bons. J. Petrol. Sci. Eng. 50(3-4), 308-314.

Akinlua A., To�to N., Ajayi T.�., Oyekunle J.A.O. (2007) T�ace metals cha�acte�isation o� Nige� delta ke�ogens. Fuel. 86(10-11), 1358-1364.

Clayton J.L., Yang J., King J.D., Lillis P.G., Wa�den A. (1997) Geochemist�y o� oils ��om Jungga� Basin, no�th-west China. AAPG Bull. 81, 1926-1944.

Fedo�ov Yu.N., Maslov A.V., �onkin Yu.L., Kutche�ov V.G., Alekseev V.P. (2010) Geochemical investigation o� c�ude oil samples ��om West Sibe�ia Megabasin. Geochim. Cosmochim Acta. 74(12�1), A283.

Mattinson J.M. (1972) P�epa�ation o� hyd�ofluo�ic, hyd�o-chlo�ic, and nit�ic acids at ult�alow lead levels. Anal. Chem. 44, 1715-1716.

Nakada �., Takahashi Y., Zheng G., Yamamoto Y., Shi-mizu �. (2010) Abundances o� �a�e ea�th elements in c�ude oils and thei� pa�titions in wate�. Geochim. J. 44, 411-418.

�udnik �.L., Gao S. (2003) Composition o� the Continental C�ust. Treatise Geochem. 3, 1-64.

Zhang L., Zhao Y., Jin Z., Bai G., Yang L. (2009) Geochem-ical cha�acte�istics o� �a�e ea�th elements in pet�oleum and thei� �esponses to mantle-de�ived fluid: an example ��om the Dongying Dep�ession, �ast China. Energy Ex-plor. Exploit. 27, 47-68.

Рецензент С.А. Пунанова

Distribution of trace elements in crude oils of some oil fields West-Siberian and Volga-Urals provinces

A. V. Maslov*, Yu. L. Ronkin*, V. G. Izotov**, K. Sh. Biglov*, L. M. Sitdikova***Institute of Geology and Geochemistry, Urals Branch of RAS

**Kazan (Volga region) Federal University, Institute of Geology and Petroleum Technology

The �esults o� analysis t�ace elements dist�ibution, including �� and PG�, in c�ude oils o� seve�al oil fields o� Volga-U�als and West-Sibe�ian oil-gas p�ovinces (eithe� te��igenous o� ca�bonate �ese�voi�s) a�e discussed in this pape�. �t is shown that geochemical specialization o� the c�ude oils is di��e�ent ��om geochemical spe-cialization o� thei� gum-asphalten ��actions. �t is established that the concent�ations and �atios o� t�ace elements in the c�ude oils a�e unde�went conside�able va�iations, and o�ten we do not know why. The�e�o�e, these data in many cases do not play indicato� o� genetic �oles. At the same time, we suppose that ce�tain t�ace element cha�acte�istics o� the c�ude oils o� seve�al oil deposits may be use�ul �o� thei� disc�imination. All o� these in-dicate that classification and c�eation o� “passpo�t system” �o� the c�ude oils will be on the o�de� o� the day in nea�est �utu�e.

Key wo�ds: trace elements, crude oil, Volga-Urals oil-gas province, West-Siberian oil-gas province.

Documents

Distribution of trace elements in crude oils of some oil fields West-Siberian and Volga-Urals provinces