В последние два десятилетия благодаря применению хроматографических методов исследований геохимическая информативность значительно расширилась. В составе нефтей были выявлены различия, обусловленные особенностями генерировавшего нефть РОВ.

В бензиновых фракциях нефтей, выкипающих до 180 °С, по данным Ф. Россини, содержится до 400 индивидуальных УВ. Из них в настоящее время идентифицировано около 250.

Согласно исследованиям советских (А.А. Петров, А.И. Богомолов, В.К. Шиманский, И.С. Старобинец, В.А. Чахмахчев, Ю.А. Бедов, А.С. Гаджи-Касумов, Т.А. Ботнева, Г.И. Сафонова, В.И. Данилов, М.Г. Гуревич, Э.К. Брянская, А.И. Шапиро, Т.Л. Виноградова, Н.Н. Гурко и др.) и зарубежных (Р. Мартин, Дж. Уинтер, Дж. Ульямс, В. Дюран и др.) ученых, состав низкокипящих УВ определяется изначальным содержанием насыщенных и ненасыщенных липидных компонентов. Его количественные и качественные изменения могут быть вызваны миграцией, диффузией, адсорбцией, а также гипергенными процессами.

В связи с тем, что низкокипящие УВ в большей степени, чем высокомолекулярные, подвержены влиянию вышеуказанных процессов, выявить показатели с однозначной интерпретацией трудно. Только комплексное рассмотрение всех показателей позволит подойти к поискам генетических связей между нефтями и между нефтями и ОВ пород.

Наш экспериментальный материал (50 проб нефтей и конденсатов) не только подтверждает ранее выработанные критерии, но и намечает ряд показателей, несущих генетическую информативность (см. таблицу ). Мы изучили влияние различных геолого-геохимических факторов на состав УВ бензиновых фракций нефтей Прикаспийского нефтегазоносного бассейна, выявили неодинаковый состав нефтей, генерируемых разными нефтематеринскими толщами, и установили черты сходства нефтей при едином источнике УВ (аналогичном фациально-генетическом типе ОВ). Образцы нефти для приведенных ниже примеров взяты на месторождениях, где очевидно отсутствие определяющего влияния вторичных процессов или известна аналогичная степень катагенной превращенности УВ.

Проведенные Г.М. Парпаровой и В.С. Соболевым исследования установили, что стадия катагенеза РОВ изученных вмещающих отложений изменяется независимо от глубины их залегания в небольших пределах. Исследование проводилось на хроматографе ЛХМ-8Д (третья модель), газ-носитель - гелий, фаза - сквалан. Капиллярная колонка стальная примерно 100 м. Расчет хроматограмм выполнен по методу внутренней нормализации. Диапазон исследуемой фракции 110-150°С, количество идентифицированных УВ от 62 до 145-150 [2].

Наиболее информативными признаками, характеризующими генетические связи низкокипящих УВ нефтей, являются близкие значения соотношений Sалканов/Sцикланов и SЦГ/SЦП и в меньшей степени Sалканов/Sцикланов и S цикланов/S i-алканов. Как генетический, опробован показатель ЭБ+кумол/пара-, мета-, ортоксилолы.

Катагенез характеризуется направленным возрастанием в бензинах отношений: S алканов/S цикланов; S ЦГ/S ЦП; n-С₆/S i-С₆+МЦП; S ди+тризамещенных алканов/S монозамещенных алканов. Уменьшение значений парных сочетаний УВ S n-алканов/S i-алканов и S алканов/S цикланов свидетельствует о наличии гипергенных процессов. Показателем миграционных процессов является увеличение отношения S n-C₅+n-C₆/S n-C₇+n-C₈ и уменьшение отношений S аренов/S алканов; толуол/бензол; S цикланов/S алканов; S алканов/S i-алканов; S ЦГ/S ЦП.

Для выявления генетических особенностей выбраны нефти из одновозрастных литолого-стратиграфических пачек, но залегающие в разных геохимических зонах. Степени катагенной превращенности УВ близкие [Парпарова Г.М., Соболев В.С, 1975 г.].

Пример I. Нами изучены нефти из среднекаменноугольных отложений месторождений Жанажол (скв. 4, глубина 2810-2842 м, MK₁) и Укелькентюбе (скв. 2-П, глубина 5140 м, MK₁ - MK₂).

Анализ параметров выявил генетическое родство углеводородных составов бензиновых фракций данных месторождений. Влияние типа исходного ОВ сказалось на преобладании изоструктур. На обоих месторождениях отмечаются равные значения отношений Sn-алканов/Si-алканов (0,8) и S цикланов/Si-алканов (1,4). В составе нафтеновых УВ больший процент приходится на шестичленные нафтены (S ЦГ/S ЦП = 1,2-1,4). Равные величины отношения ЭБ+кумол/пара- +мета- +ортоксилолы (0,4) определяют генетические связи ароматических УВ. Близкие степени катагенной превращенности ОВ вмещающих пород (MK₁ - MK₂) подтверждаются почти равными значениями коэффициента метаморфизма: n-С₆/Si-С₆+МЦП=0,55-0,58.

Таким образом, выявлено, что для двух изученных месторождений, залегающих в разных геохимических зонах, источником УВ послужило ОВ нефтематеринских пород аналогичного фациально-генетического типа. Выявленные элементы различия (S алканов+S аренов/S цикланов = 1,2-2,0) связаны, видимо, с влиянием вторичных процессов на уже сформировавшуюся залежь нефти.

Пример II. Примером различного источника УВ для нефтей одновозрастных литолого-стратиграфических пачек, залегающих в разных геохимических зонах, могут служить нижнекаменноугольные нефти месторождений Тортая (скв. 2, глубина 3131 м, что соответствует MK₁ - МК₂) и Языковского (скв. 14, глубина 1203 м, MK₁).

Геохимический тип нефтей можно охарактеризовать как метаново-нафтеновый. Нафтеновые УВ (55,03-54,05 %) преобладают при незначительном содержании ароматических УВ (1,54-1,18%). Об этом свидетельствуют отношения S алканов/S цикланов=0,85, S алканов/S цикланов+S аренов=0,83 и S алканов+S аренов/S цикланов =0,87.

Состав нафтеновых УВ бензиновой фракции нефти Языковского месторождения (скв. 14) характеризуется отношением SЦГ/SЦП =0,43, что можно объяснить преобразованием на ранней стадии катагенеза нестабильных в геохимическом отношении ненасыщенных жирных кислот [10]. Высокое содержание изоструктур в составе метановых УВ (Sn-алканов/Si-алканов =0,32) при пониженном количестве ароматических УВ (бензол - 0,33 %, толуол - 1,2 %) указывает на преобладание нелипидных компонентов в исходном ОВ.

Углеводородный состав бензиновой фракции нефти месторождения Тортай (скв. 2) имеет следующие отличия: 1) в метановых УВ преобладают изоструктуры, отношение Sn-алканов/Si-алканов возрастает до 0,72; 2) в нафтеновых УВ преобладают циклогексановые структуры (S ЦГ/S ЦП = 1,46); 3) в ароматических УВ отмечается увеличение отношения толуол/бензол до 4,9, что позволяет предположить несколько отличный исходный тип ОВ.

Определяющее влияние катагенеза на углеводородный состав бензиновой фракции нефти месторождения Тортай (скв. 2) исключает наличие равных значений отношений Sалканов/Sцикланов+S аренов= 0,83, S алканов+S аренов/S цикланов-0,87 в нефтях обоих месторождений.

Пример III. Аналогичный фациально-генетический тип исходного ОВ послужил источником для углеводородных скоплений различного фазового состава, приуроченных к одной тектонической зоне. Нами проанализированы бензиновые фракции верхнедевонского нефтяного Камышанского (скв. 50, глубина 4806-4827 м) и одновозрастного нефтегазоконденсатного Западно-Ровненского (скв. 8, глубина 4380- 4428 м) месторождений, расположенных в пределах внешней зоны бортового прогиба.

Одинаковая степень катагенной превращенности УВ бензиновых фракций подтверждается близкими значениями коэффициента метаморфизма n-С₆/Si-С₆+МЦП=0,82-0,89, а также значениями отношений S алканов/S цикланов = 1,26-1,27; S алканов+S аренов/S цикланов =1,6-1,75; S алканов/S цикланов+S аренов=0,8-0,96.

Геохимический тип УВ бензиновых фракций можно охарактеризовать как метаново-нафтеновый. Метановые УВ, составляющие основной компонент бензиновой фракции, представлены почти равными количествами нормальных и изоструктур. Близкие значения отношений Sn-алканов/Si-алканов (0,8-1,1), SЦГ/SЦП (2,8-3,3), S алканов/S цикланов (1,26-1,27), Sцикланов/Si-алканов (1,4-1,6), а также ЭБ + кумол/пара- + мета- + ортоксилолы (0,3) свидетельствуют о генетическом родстве нефти и конденсата и о влиянии на их состав аналогичного фациально-генетического типа ОВ вмещающих пород. Незначительные уменьшения отношения Sn-алканов/Si-алканов от 1,1 на нефтяном месторождении до 0,8 на нефтегазовом объясняется большей растворимостью изоструктур. Некоторое увеличение отношений S ЦГ/S ЦП (3,3) в нефтегазовой залежи является следствием большей растворимости циклопентановых структур [9].

Пример IV. Как пример различных источников генерации УВ одновозрастных нефтей, расположенных в одной тектонической зоне, находящихся на одной стадии катагенной превращенности, могут быть приведены нижнетриасовые нефти месторождений Актюбе (скв. 21, глубина 3165-3174 м) и Восточная Прорва (скв. 86, глубина 3104- 3116 м) Буранкольской зоны прогибания (юго-восток Прикаспийского нефтегазоносного бассейна).

При рассмотрении всех показателей нефтей данных месторождений выявились резкие колебания генетических: Sn-алканов/Si-алканов (0,6-1,6), SЦГ/SЦП (3,2-6,4), S цикланов/Si-алканов (1,44-2,7), а также ЭБ + кумол/пара-+мета- + ортоксилолы (0,24-1,2). Все это свидетельствует о различных источниках генерации УВ.

Накопленный экспериментальный материал (50 обр.) позволил подтвердить ряд геохимических критериев вторичных процессов превращения нефтей в залежах (гипергенеза и миграции).

Влияние гипергенных процессов прослежено на среднеюрских нефтях месторождений Доссор (скв. 241, глубина 181 м) и Танатар (скв. 87, глубина 147 м). Утяжеление нефтей вверх по поднятию пластов (от 0,86 до 0,89 г/см³), уменьшение выхода легких фракций (от 20 до 13%) объясняется влиянием гипергенеза на уже сформировавшиеся скопления УВ. Наилучшим геохимическим индикатором гипергенеза являются низкие значения показателей Sn-алканов/Si-алканов (0,28-0,16) и S алканов/S цикланов (0,43-0,25) [9].

Миграционные процессы изучены на среднедевонских нефтяных Южно-Грязнушкинском (скв. 20, глубина 2055-2072 м) и Приволжском (скв. 29, глубина 2723-2728 м) месторождениях северо-западной прибортовой зоны Прикаспийского бассейна. С уменьшением плотности нефти от 0,8310 до 0,7850 г/см³ вверх по восстанию пластов отмечается увеличение суммы алканов от 57 до 61,3% и уменьшение суммы ароматических УВ от 6,25 до 3,09 %. Отношение Sалканов/Sцикланов + +Sаренов возрастает от 1,14 до 1,41, Sалканов/Sцикланов - от 1,35 до 1,52, SЦГ/SЦП -от 1,28 до 1,54, толуол/бензол - от 1,9 до 4,6, МЦГ/SЦП - С₇ - от 0,92 до 1,29. Отношение монозамещенные/ди + тризамещенные уменьшается от 2,18 до 1,33.

Влияние исходного ОВ на состав УВ бензиновых фракций нефтей сказалось на преобладании изоалканов в метановых УВ (Sn-алканов/Si-алканов = 0,86-0,87), в близости значений отношений Sцикланов/Si-алканов (1,2-1,38).

Таким образом, выявлено, что углеводородный состав бензиновых фракций нефтей существенно не меняется в процессе формирования залежей. Генетические особенности углеводородного состава улавливаются по слабо изменяющимся начальным соотношениям классов УВ, а также по количественному распределению структурных и геометрических изомеров внутри них. Наиболее информативными признаками, характеризующими генетические связи низкокипящих УВ нефтей, являются парные соотношения Sn-алканов/Si-алканов и SЦГ/SЦП, в меньшей степени показатели S алканов/S цикланов и S цикланов/Si-алканов, а для ароматических УВ - отношение ЭБ + кумол/пара- + мета- + ортоксилолы.

Близкие значения указанных показателей определяют генетическую связь одновозрастных нефтей, залегающих в разных тектонических зонах, а также нефтей и конденсатов одной тектонической зоны.

Различия значений ряда параметров одновозрастных нефтей одной и разных тектонических зон выявили различные источники генерации УВ (различные фациально-генетические типы нефтематеринского ОВ).

Комплексное рассмотрение всех параметров (генетических и геохимических) легких УВ нефтей позволят более обоснованно выявлять генетические связи не только нефтей стратиграфических комплексов, но и нефтей и ОВ нефтематеринских пород.

1. Ботнева Т.А., Сафонова Г.И., Смирнова Л.В. Геохимическая информативность индивидуального состава углеводородов бензиновых фракций нефтей. - Геология нефти и газа, 1978,№ 4 , с 35-39.
2. Брянская Э.К., Оленина 3.К., Петров А.А. Анализ прямогонных бензинов методом газожидкостной хроматографии с применением капиллярных колонок - В кн: Методы анализа органических соединений нефти, их смесей и производных М., 1969, с. 7-21.
3. Данилов В.И., Исаев В.Н. Прончук В.П. Изменение состава бензиновых фракций по разрезу многопластовых месторождений как отражение метаморфизма нефтей - В кн: Геология нефтяных месторождений, вып. XVII, М. , 1973, с. 216-219.
4. Критерии генетического сопоставления нефтей и органического вещества /С.П. Максимов, Т.А. Ботнева, К.Ф. Родионова и др., - Труды ВНИГНИ, вып. 175, М., 1975, с 5-15.
5. Мартин Р. , Уинтерс Дж., Ульямс Дж. Распределение углеводородов в составе нефти и ее генезис - В кн.: Новые исследования в области генезиса нефти и газа М , ВНИИОЭНГ, 1964, с. 38-78.
6. Петров А.А. Химия алканов. М. , Наука, 1974.
7. Соболев В.С., Парпарова Г.М . О метаморфизме РОВ палеозойских и мезозойских отложений восточной части Прикаспийской впадины в связи с их нефтегазоносностью. - Докл. АНСССР, 1975, т. 221, № 3, с . 722-725.
8. Стелл Д., Вестрам Э., Зинке Г. Химическая термодинамика органических соединений. М., Мир,1971.
9. Чахмахчев В.А. , Виноградова Т.Л., Бабенышев А.П. Влияние геохимических изменений нефтей на состав легких углеводородов. - Геология нефти и газа, 1978, № 5 , с. 44-51.
10. Шиманский В.К. Некоторые закономерности в составе легких метановых и ароматических УВ нефти. - Сов. Геол., 1967, № 5, с. 37-44.

Таблица

Примеры показателей генетической и геохимической информативности индивидуального состава низкокипящих УВ (Прикаспийский нефтегазоносный бассейн)