В последнее время изопреноидные УВ в нефтях привлекают пристальное внимание. Это обусловлено прежде всего тем, что, по современным представлениям, изопреноидные УВ сохраняют структуру, унаследованную от исходных биологических систем. В результате исследований установлено, что на соотношение основных изопреноидных УВ - пристана и фитана - не влияют такие факторы, как возраст, глубина залегания, температура и процессы гипергенеза [1, 2, 8]. Отношение пристан/фитан (П/Ф) связано с характеристиками фациально-экологической обстановки среды осадконакопления [5].

В пределах Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (ЗСНГБ) залежи нефти и конденсата находятся на глубинах от 800 до 4000 м в отложениях с широким набором фаций. Однако сведения в литературе по составу изопреноидных УВ нефтей и особенностям распределения их по разрезу этого региона практически отсутствуют. В настоящей работе приводятся результаты исследования более 100 проб нефтей различных месторождений Западной Сибири. Анализы выполнены в лабораториях ЗапСибНИГНИ (И.В. Гончаров), ЦЛ Главтюменьгеологии (Н.А. Максимов), МГУ (А.Н. Гусева и др.).

Для характеристики изопреноидных УВ кроме отношения П/Ф нами использовался коэффициент k_i [6], который отражает соотношение изопреноидов и н-алканов в нефтях и определяется по формуле

k_i= (П + Ф)/(n-С₁₇+n-С₁₈).

В исследованных нефтях не наблюдается закономерного изменения П/Ф с глубиной. Величина П/Ф сильно варьирует (0,5-5 и более).

В пределах залежи П/Ф меняется мало. Колебания редко превышают 15-20 %, в то время как значение k_i может изменяться гораздо шире. Так, для нефтей баженовской свиты Салымского месторождения П/Ф составляет 0,91-1,06, a k_i 0,18-0,39. Нефти баженовской свиты в отличие от нефтей других горизонтов приурочены к битуминозным глинам и образуют залежи, не имеющие ВНК. Для залежей с ВНК колебания этих величин более заметны. Для нефтей Западно-Тэбукского месторождения отмечается зависимость k_i от удаленности от ВНК, что авторы объясняют интенсификацией процессов биодеградации в зоне ВНК [7].

В табл. 1 приведена корреляционная матрица, характеризующая особенности взаимосвязи показателей состава парафиновых и изопреноидных УВ.

Несмотря на значительное преобладание пристана над фитаном, для большинства нефтей Западной Сибири корреляционная связь пристана с остальными изопреноидами выражена недостаточно четко. Отмечается тесная прямая связь между содержанием фитана и остальными изопреноидами. Она вполне закономерна и хорошо согласуется с существующими представлениями о механизме образования изопреноидов из фитола [9], согласно которым в восстановительной среде из фитола получают фитан, а в окислительной - фитановую кислоту, дающую в конечном итоге пристан. Вероятно, при более глубоком окислении фитола появляются низшие изопреноиды - C₁₆, С₁₅, С₁₄. Большие величины П/Ф характеризуют окислительную обстановку среды осадконакопления, не способствующую образованию фитана.

Наблюдается прямая связь между содержанием парафинов и отношением П/Ф. Нефти, в которых отношение П/Ф больше 2-3, как правило, высокопарафинистые (количество парафинов до 30 %). Подобная зависимость выявлена для нефтей Папуа-Новой Гвинеи [9], что авторы объясняют влиянием фациальной обстановки. Парафинистые нефти с высоким отношением П/Ф они считают неморскими (из отложений лагун и дельт).

Обращает на себя внимание наличие достаточно высокой обратной связи между содержанием фитана и глубиной. Объяснять такое явление распадом фитана вряд ли правильно, так как тогда должно расти количество пристана, чего на самом деле не происходит. Не исключено, что подобная связь определяется сменой условий осадконакопления по разрезу мезозойских отложений Западной Сибири.

Интересная особенность прослеживается в изменении коэффициента k_i с глубиной (см. рисунок). Для нефтей, залегающих на глубинах менее 2000 м, k_i может меняться в широких пределах - от 0,4 до 15 и более. Начиная с глубины 2800 м и ниже, k_i остается на уровне 0,3 (на график нанесены данные не всех анализов). В Западной Сибири обнаружены залежи нефтей и на глубинах менее 1700 м. Важно отметить, что на глубинах до 2000 м залегают нефти с высоким значением k_i, а также нефти, в которых н-алканы и изопреноиды отсутствуют. На глубинах 2800, 3000 м и более такие нефти не выявлены.

Анализ литературных данных о составе изопреноидных УВ в нефтях других регионов дает основание предполагать, что выявленная закономерность изменения k_i носит не региональный, а даже более общий характер. Так, на примере нефтей Азербайджана показано [3], что отношение изопреноидов к н-алканам падает с глубиной. Детальное рассмотрение материала по Западной Туркмении [4] позволяет выявить аналогичную зависимость. Так же, как и в Западной Сибири, здесь максимальное содержание изопреноидов отмечается в нефтях нафтенового типа, а нефти, где обнаружены следы н-алканов (k_i = 10-15), встречаются на глубинах 200- 1700 м, в Западной Сибири - 800-2000 м (см. рисунок ). Однако нефти Туркмении не имеют такой четкой закономерности, как в Западной Сибири. Например, на месторождении Кум-Даг-Западный на глубине 700-1000 м обнаружены нефти со значительным содержанием парафинов. Нефти же из сеноманских залежей Западной Сибири на этих глубинах не содержат ни н-парафинов, ни изопреноидов. Вероятно, это является следствием большей тектонической активности первого района, что могло привести к перетоку парафинистых нефтей в вышележащие отложения. На возможность вертикальной миграции указывает также близость отношений П/Ф по всему разрезу (1-1,5). В Западной Сибири, где. вертикальная миграция не была широко развита, в каждом нефтегенерирующем комплексе сохраняются свои нефти, что обусловливает значительные колебания П/Ф ( табл. 2 ).

По-видимому, аналогичная закономерность изменения k_i характерна и для бассейна Альберта [10]. Все нефти эти авторы разбивают на четыре группы в зависимости от значения коэффициента k_i. К первой группе относятся “неизмененные” нефти с k_i меньше 0,6, ко второй - с k_i=0,6- 1 и к третьей - с k_i=1 и выше. В четвертую группу включают нефти, где изопреноиды и н-алканы отсутствуют. Причиной изменения k_i авторы считают биодеградацию.

Нетрудно убедиться (см. рисунок), что все указанные типы встречаются в Западной Сибири. Однако здесь они в своей совокупности образуют как бы единый ряд (закономерный переход одного типа в другой).

В настоящее время пока трудно однозначно объяснить выявленную закономерность. Несомненно, что особенности изменения k_i обусловлены влиянием какого-то мощного фактора, скорее всего совокупности факторов, оказывающих определяющее воздействие на формирование геохимических типов нефтей. Действительно, все нефти с высокими значениями k_i - нафтенового типа с повышенным содержанием асфальтово-смолистых компонентов; небольшие значения k_i, как правило, характерны для нефтей легких, метановых, с пониженным содержанием неуглеводородных компонентов. Среди указанных факторов в первую очередь следует назвать геотермический режим. Температура, как известно, контролирует процессы преобразования УВ на самых различных стадиях литогенеза (генезис УВ, их эмиграция, аккумуляция и дальнейшее существование в виде гомогенных скоплений-залежей). Данные табл.2 подтверждают наличие достаточно отчетливой связи между изменением пластовой температуры и величиной k_i. Если разделить все нефти на группы по изменению k_i (0,2-0,4; 0,4-0,6; 0,6-0,8; 0,8-1 и более 1), то средние значения пластовых температур для каждой группы составят соответственно 94,2; 88,7; 75,4; 74,0 и 62,3 ^°С. Важно подчеркнуть, что пластовая температура - один из существенных ограничителей масштабов развития микробиологической деятельности в анаэробных условиях, что также могло повлиять на формирование геохимического облика нефтей [6].

Менее отчетливы связи между величиной П/Ф и фациальными характеристиками вмещающих отложений. Однако отмечается приуроченность нефтей с низкими значениями П/Ф к морским отложениям, с высокими - к континентальным, субконтинентальным и переходным от морских к континентальным (см. табл. 2 ). Очевидно, при использовании более достоверных и, главное, количественно охарактеризованных фациальных показателей эта связь будет отчетливее.

Изложенные выше данные позволяют сделать вывод, что описанные особенности изменения соотношения изопреноидов и н-алканов в нефтях вполне согласуются с общим характером преобразования последних по разрезам нефтегазоносных бассейнов. Поэтому могут быть выявлены другие особенности изменения состава изопреноидных и нормальных парафиновых УВ, позволяющие судить не только об их генерации, но и о формировании залежей. А это, в свою очередь, даст возможность обоснованнее решать задачи прогнозного характера.

1. Изопреноидные углеводороды в органическом веществе осадочных пород /К.Ф. Родионова, С.П. Максимов, А.Ф. Шляхов и др. - Геология нефти и газа, 1971, № 8 , с. 35-40.
2. Ильинская В.В. О влиянии геолого-геохимических факторов на состав реликтовых углеводородов нефтей и органического вещества пород. - Геология нефти и газа,1980, № 2 , с. 39-47.
3. Мехтиев Ш.Ф., Мамедов Г.А. Изопреноидные углеводороды в нефтях месторождений Сангачалы-море, Дуванный-море, о. Булла. - Азерб. нефт. хоз-во, 1978, № 7, с. 6-9.
4. Солодков В.К., Камьянов В.Ф., Драгунская В.С. Изопреноидные углеводороды нефтях и конденсатах Западной Туркмении. - Изв. АН ТССР. Сер. физ.-техн., хим. и геол. наук, 1974, № 4, с. 76-85.
5. Сафонова Г.И., Булекова Л.М. Характеристика генетических особенностей нефтей по составу изопреноидных углеводородов. - Труды ВНИГНИ, 1972, вып. 119,с. 193-207.
6. Химические типы и превращения нефтей в природе /М.А. Забродина, О.А. Арефьев, В.И. Макушина, А.А. Петров. - Нефтехимия, 1978, т. 18, № 2, с. 280-289.
7. Якубсон Э.В., Тихомиров В.И., Чахмахчев В.А. Признаки гипергенеза в нефтях Западно-Тэбукского месторождения. - Геология нефти и газа, 1980, № 2 , с. 47-50.
8. Gondek В. Przyczynek do dyskasji оtworzentik sie przeminach fitanu i pristanuwarunkach geologiezny. - Pzzeglad i Geol.,1976, No 6, s. 380-384.
9. Powell T. G., Mc. Kirdy. Geologic Factors Controlling Crude Oil Composition in Australia and Papua. - Bul. AAPG, 1975,v. 39, № 7, p. 1176-1197.
10. The Origin and Migration of Petroleum in the Western Canadian Sedimentary Basin, Alberta: a Geochemical and Thermal Maturation Study. - Geological Survey of Canada, Bulletin 262, 1977, pp. 1 - 144.

Таблица 1

Особенности корреляционных связей между отдельными показателями состава н-парафиновых и изопреноидных УВ в нефтях Западной Сибири

Примечание. Парные коэффициенты корреляции значимы при их минимальных величинах 0,43 (уровень значимости 95%) и 0,66 (уровень значимости 99,9%).

Таблица 2

Физико-химическая характеристика нефтей Западной Сибири

Рисунок

Зависимость изменения коэффициента k_i с глубиной для нефтей Западной Сибири.

1 - месторождения (названия см. в табл. 2)