Хотя нефти Ферганской впадины изучаются более полувека, генетическое соотношение их в разных стратиграфических комплексах остается неясным. Одни авторы (А.М. Габриэльян, А.Г. Бабаев и др.) считают нефти палеогена и неогена генетически едиными, по мнению других, они различны (П.К. Азимов, В.И. Попов, М.С. Сайдалиева и др.). Сравнительно низкое содержание ароматических УВ некоторые исследователи объясняли сорбционными процессами, а уменьшение плотностей нефтей с запада на восток - изменением состава исходного ОВ [Габриэльян А.М., 1957 г.].

В свое время И.С. Старобинец (1962) отметил отсутствие зависимости состава и свойств нефтей мезозойских отложений от условий их залегания.

В последние годы удалось получить сведения о составе нефтей, залегающих на глубине до 4800 м в северной и центральной частях Ферганской впадины (месторождения Тергачи, Шорбулак, Мингбулак и Гумхана), о распределении индивидуальных УВ, изотопном составе углерода и др., что позволяет иначе судить о генетическом соотношении нефтей разных стратиграфических комплексов.

Физико-химические свойства нефтей третичных отложений находятся в сложной зависимости от глубины залегания ( табл. 1 ).

Плотность нефтей в одноименных пластах несколько уменьшается с глубиной: в пласте I месторождений Бостон и Южный Аламышик и в палеогеновых образованиях (Р-V) Шорбулак и Тергачи. В то же время для нефтей одних и тех же стратиграфических горизонтов, залегающих в разных частях Ферганской впадины, такой связи не обнаружено. Например, нефть кирпично-красной свиты (ККС) Гумханского месторождения с глубины 4443 м (t=132°С) и нефть этой же свиты из месторождения Шорбулак, залегающая почти на 900 м выше - 3550 м, имеют близкие плотности 0,84 и 0,81 г/см³. Не всегда вниз по стратиграфическому разрезу плотность снижается: на месторождениях Шорбулак и Южный Аламышик плотность вниз по разрезу возрастает (ККС, V; I^б, XVIII).

В зависимости от плотности нефтей изменяются и другие их физико-химические параметры: содержание смол, вязкость и др. Большинство нефтей третичных отложений по составу УВ отбензиненной части (выше 200 °С) относится к парафиново-нафтеновому типу и лишь мезозойские (пласты XX, XXI) - к парафиновому ( табл. 2 , рис. 1 ).

Любопытно, что по соотношению УВ мезозойские нефти, фигуративные точки которых занимают крайнее положение внизу, - наиболее катагенетически измененные. Ближе к ним располагаются фигуративные точки нефтей глубоких горизонтов неогена (месторождения Шорбулак и Мингбулак), что касается нефтей палеогеновых, образований, то их состав существенно не отличается от нефтей неогеновых отложений.

Интересная информация получена о распределении нормальных алканов ( рис. 2 ). Большинство кривых “растянуто”, что свойственно нефтям, не претерпевшим значительных катагенетических преобразований. По данному критерию наиболее измененными являются нефти неогеновых отложений месторождения Гумхана. Специфично распределение н-алканов в нефти пласта XVIII, кривая которой характерна для парафинистых нефтей.

Несколько особый вид имеют кривые распределения н-алканов нефтей палеогена, но все же они располагаются в полосах распространения нефтей неогена.

Более четко дифференцируются нефти разновозрастных отложений по распределению изопреноидов ( рис. 3 ). Относительно равномерное содержание низко- и высокомолекулярных изопреноидов в нефти пласта XX (Южный Аламышик) и, наоборот, наиболее неравномерное в нефти пласта V (Шорбулак и Тергачи) палеогена. Нефти неогеновых пород занимают промежуточное положение. Распределение индивидуальных изопреноидных УВ в них (Тергачи и Шорбулак) свидетельствует о значительном влиянии континентальных фаций на их состав, так как пристав (i-С₁₉) преобладает над фитаном (i-С₂₀) и величина i-C₁₉/i-C₂₀> 1.

Большое содержание низкомолекулярных изопреноидных УВ (i-С₁₄-i-C₁₅) говорит о высокой преобразованности исследованных нефтей неогеновых отложений. Поскольку они залегают в зонах температур выше 100°С, отношение (i-C₁₂-i-C₁₈)/(i-C₁₉+ +i-С₂₀) достигает 1,92-1,08. Причем высокие значения его отмечаются в нефти месторождения Тергачи, где залежь находится на небольшой глубине; среди низкомолекулярных изопреноидных УВ максимально количество i-C₁₅. Распределение изопреноидных УВ в нефтях неогеновых отложений на севере Ферганской впадины может указывать на формирование нефти в континентальных породах и преобразованность ее под влиянием высоких температур, характерных для зоны МК₃.

В результате исследований изопреноидных УВ нефтей палеогеновых отложений в этой же части впадины установлено, что, хотя эти нефти и залегают на большой глубине и в условиях повышенных температур - 119-132 °С (так же как и нефти неогеновых пород), распределение в них изопреноидных УВ иное, чем в нефтях неогеновых отложений этих же месторождений. Если в последних максимум низкомолекулярной части изопреноидов относился к i-C₁₅, то в нефтях палеогеновых образований - к i-С₁₅ и i-C₁₆ (Тергачи) и к i-C₁₂, i-C₁₃, i-C₁₆ (Шорбулак). Кроме того, в нефтях палеогеновых отложений фитан преобладает над пристаном, что характерно для ОВ морского генезиса.

Нефти меловых и более молодых отложений сильно различаются по отношению i-С₁₉/i-С₂₀, и его высокое значение, вероятно, обусловлено влиянием континентальных фаций ( табл. 3 ).

С помощью масс-спектрометрического метода изучен состав УВ метано-нафтеновой фракции нефтей ( рис. 4 ). Общим для большей их части является преобладание среди нафтеновых УВ бициклических (6,5- 13,1 %), содержание остальных снижается с ростом числа циклов. Гексациклические УВ отсутствуют или их очень мало (0,9- 1,7%), количество пентациклических незначительно (1-3 %).

Распределение нафтенов в нефтях мезозойских и третичных образований неодинаково (см. рис. 4 , кривые 5-8). Любопытно, что распределение нафтенов в нефтях пласта XVIII отличается от такового в нефтях всех остальных пластов.

Генетические различия этих нефтей отмечаются и по составу ароматических УВ. Распределение углеводородных групп в ароматических фракциях нефтей разных стратиграфических комплексов, с одной стороны, имеет ряд общих особенностей, с другой - черты, специфичные для нефтей каждого комплекса. Так, для нефтей пласта XXI меловых отложений месторождения Южный Аламышик характерно сравнительно низкое содержание УВ с С_nН_2n-6 и максимальное - с C_nH_2n-18. В нефтях пласта XVIII этого же месторождения велико количество УВ C_nH_2n-12.

В нефтях всех вышележащих пластов неогеновых пород месторождений Южный Аламышик, Тергачи (ККС), Мингбулак (бледно-розовая свита - БРС), Бостон (пласт I) и палеогеновых отложений месторождения Тергачи (V) максимально содержание УВ С_nН_2n-6. При этом по соотношению содержания УВ разных групп ароматической фракции вышеуказанные нефти кайнозойских отложений можно считать сходными.

Нефти меловых пород характеризуются более тяжелым изотопным составом углерода (ИСУ d¹³С-24,7-23,8 %о). Несколько легче ИСУ палеогеновых нефтей d¹³С- 26,5-26,1 %₀. Наконец, самым легким ИСУ обладают неогеновые нефти d¹³С-28,8- 26,7 %о. При этом отмечается тенденция некоторого утяжеления ИСУ с увеличением глубин залегания неогеновых отложений.

Обобщая сведения о сходстве и различии нефтей разных горизонтов и свит ( табл. 4 ) и основываясь на проведенных геохимических исследованиях, можно сделать следующие выводы.

1. На значительных глубинах залегания неогеновых отложений (более 3000 м) физико-химические свойства и состав УВ принципиально не меняются.
2. Нефти изученных месторождений относятся к метановому и метано-нафтеновому типам.
3. По всем показателям нефти меловых отложений самостоятельны и, видимо, не смешиваются с нефтями более молодых образований.
4. Палеогеновые нефти также самостоятельны, но по некоторым критериям нередко сходны с неогеновыми нефтями.
5. В исследованных нефтях отдельных месторождений Ферганской впадины по комплексу геохимических показателей выделяются, вероятно, два различных генетических типа нефтей: меловые и палеоген-неогеновые.

Таким образом, выявленные закономерности распределения индивидуальных н-алканов, изопреноидных, нафтеновых и ароматических УВ в нефтях по стратиграфическому разрезу и площадям Ферганской впадины могут быть использованы при решении ряда вопросов условий формирования залежей.

1. Азимов П.K., Ахмеджанов М.А., Борисов О.. Палеотектоническая история и перспективы нефтегазоносных межгорных впадин орогенных областей востока Средней Азии. - Геология нефти и газа, 1979, № 12 , с. 35-41.
2. Акрамходжаев А.М., Сайдалиева М.С. Ферганский нефтегазоносный бассейн. М., Недра, 1971.
3. Ахунджанова М.И. Некоторые результаты исследования нефтей неогеновых и палеогеновых отложений площади Шорбулак (Ферганская впадина). - Труды СредАзНИПИнефть. Ташкент, 1978, вып. 5, с. 84-88.
4. Максимов С.П., Сафонова Г.И. Изопреноидные УВ - дополнительный критерий в определении генетического типа нефтей.- Геология нефти и газа, 1971, № 10 , с. 38-41.
5. Старобинец И.С. Геохимия нефтей и газов Средней Азии. М., Недра, 1966.
6. Старобинец И.С., Сиражетдинов Д. Изменения свойств нефтей в пределах некоторых залежей Ферганы. Ташкент, ФАН,1962.

Таблица 1

Физико-химические свойства некоторых нефтей Ферганской впадины

Таблица 2

Групповой углеводородный состав отбензиненной нефти (выше 200 С) некоторых месторождений Ферганской впадины

Распределение н-алканов и изопреноидных УВ в нефтях Ферганской впадины

Таблица 4

Сопоставимость нефтей разных стратиграфических горизонтов и комплексов

Примечание. О - нефти оригинальные, несходные с другими; индекс указывает на сходство нефтей данного пласта с нефтями другого пласта.

Рис. 1. Тригонограмма углеводородного состава отбензиненной (выше 200 °С) нефти некоторых месторождений Ферганы.

Отложения: а - неогеновые, б - палеогеновые, в - меловые

Рис. 2. Распределение н-алканов в нефтях некоторых месторождений Ферганской впадины.

Месторождения нефти в отложениях: неогена - 1 - Шорбулак, скв. 8, ККС, глубина 3544- 3552, 2 - Гумхана, скв. 2, ККС, 4434-4443; палеогена - 3 - Тергачи, скв. 2, пласт V, 4415- 4428 м, 4 - Шорбулак, скв. 7, пласт V, 3988-3990 м; мела - 5 - Южный Аламышик, скв. 536, пласт XVIII, 997-1008 м, 6 - то же, скв. 721, пласт XIX, 1350-1390 м, 7 - то же, скв 548,

пласт XXI, 1380-1390 м

Рис.3. Распределение изопреноидов в нефтях некоторых месторождений Ферганской впадины.

Месторождения нефти в отложениях: неогена - 1 - Шорбулак, скв. 8, ККС, глубина 3544- 3552 м, 2 - Тергачи, скв. 1, ККС, 3992-4006 м; палеогена - 3 - Шорбулак, скв. 7, пласт V, 3988-3990 м, 4 - Тергачи, скв. 2, пласт V, 4415-4428 м; мела - 5 - Южный Аламышик, скв. 723,

пласт XX, 1468-1477 м

Рис. 4. Распределение углеводородного состава парафино-нафтеновой фракции нефтей некоторых месторождений Ферганской впадины.

Месторождения нефти в отложениях: неогена - 1 - Гумхана, скв. 2, ККС, 4434-4443 м, 2 - Мингбулак. скв. 1, БРС, 4798-4801 м, палеогена - 3 - Тергачи, скв. 2, пласт V, 4415-4428 м, 4 - Шорбулак, скв. 7, пласт V, 3988-3990 м, мела - 5 - Южный Аламышик, скв. 536, пласт XVIII, 997-1008 м, 6 - то же, скв. 721, пласт XIX, 1350-1390 м, 7 - то же, скв. 723, пласт XX, 1468-1477 м, 8 - то же, скв. 548, пласт XXI, 1380-1390 м