К оглавлению	УДК 550.84:541.11.553
	© В. А. Скоробогатов, 1991

Термобарогеохимическая эволюция скоплений УВ (На примере молодых плит СССР.)

В.А. СКОРОБОГАТОВ (ВНИИгаз)

В нефтегазовой геологии ведущей является проблема вертикальной зональности и катагенетической стадийности образования УВ и размещения их скоплений в недрах. В процессе хронотермобарогеохимической эволюции рассеянного (РОВ) и концентрированного органического вещества (КОВ) в материнских породах генерация углеводородных и неуглеводородных газов, битумоидов и водорастворенных ОВ характеризуется определенной стадийностью, многофазностью, которой отвечает зональность в образовании органических подвижных соединений (ОПС). В зависимости от типа и состава ОВ и степени его катагенетической преобразованности количество и геохимические особенности этих компонентов существенно меняются.

Общий потенциал промышленного газонефтенакопления (и сохранности) осадочных продуктивных комплексов в разрезе бассейнов различного типа и возраста определяется величинами и характером взаимодействия частных генетических потенциалов: генерационного, миграционного, аккумуляционного и консервационного [2]. В осадочно-породных бассейнах сравнительно простого строения и истории геологического развития (Западно-Сибирская плита в целом и многие районы Туранской и Скифской плит), в пределах которых масштабы миграционных процессов и ремиграции УВ [2] были относительно невелики, наиболее значимую роль приобретают условия, контролирующие величины генерационного и консервационного потенциалов газонефтеносности.

В этой связи генерационные и консервационные условия, прежде всего генетический тип ОВ и его эволюция в рамках геологического времени определяют вертикальную зональность генерации УВ в недрах и в конечном итоге контролируют размещение нефтяных и газовых скоплений по площади и разрезу осадочных продуктивных комплексов.

Важнейшие аспекты проблемы генезиса УВ - качественный состав и количественное соотношение (в единицах массы и объема) газообразных и жидких + высокомолекулярных твердых (растворенных в битумоиде и пластовой воде) компонентов ОПС, генерированных ОВ различного типа на конкретных стадиях его геохронотермобарической эволюции в недрах и в целом от начала протокатагенеза. Несмотря на большое число опубликованных работ единой концепции по этому вопросу пока не разработано, поскольку результаты исследований, их интерпретация и выводы по ряду положений противоречат друг другу. В первую очередь это относится к процессам газогенерации.

Необходимо отметить, что экспериментальные и расчетные данные по генерации ОПС в отличие от природной катагенно-геохимической эволюции ОВ, во-первых, не учитывают роли геологического времени (длительности), которое заменяется очень высокими температурами, хотя адекватность такой замены для качественно-количественного моделирования природных процессов вызывает сомнение. Во-вторых, исключается биологический фактор («стерильность» опытов и расчетов), важная роль которого в термоглубинных условиях преобразования ОВ на этапах диагенеза и протокатагенеза (до геотемператур 66-82 °С, по Г.Т. Филиппи, 1975 г.) неоспоримо доказана. Третье отличие заключается в условной изолированности системы от массопереноса и обмена ОПС и водорода с окружающей ОВ средой. В частности, расчеты по генерации ОПС согласно изменению элементного состава ОВ проведены без учета реальных конечных газообразных продуктов и взаимодействия ОВ с окружающей водно-биоминеральной средой (трансформации СO₂ в СН₄ в протокатагенезе и, наоборот, СН₄ в СO₂ и Н₂ в метагенезе). Таким образом, величины генерации ОПС по данным расчетов и экспериментов отражают скорее качественно картину явления и отдельные тенденции, а не строгую количественную интерпретацию природных генерационных процессов. В первую очередь это относится к нефтегенерации гумусовым ОВ, к проблеме масштабов и особенностей газообразования из ОВ всех типов во всем диапазоне его геохронотермобарической эволюции.

Анализ химического состава, объемных и массовых отношений между отдельными компонентами ОПС в рассеянном и концентрированном состоянии в широком термоглубинном и катагенетическом диапазоне показывает следующее. В зависимости от доли отдельных микрокомпонентов в гумусовом ОВ массовые генерационные отношения СН₄/(С₂Н₆-С₄Н₁₀): битумоид на разных стадиях категенеза изменяются от 1/0,05/(0,01-0,1); в прото- и мезокатагенезе при фюзинитовом составе до 1/(0,5-1)/(1-2) в катагенезе (МК₁- МК₂). При этом содержание лейптинитовых в первую очередь споро-восковых микрокомпонентов, достигает 40-60 %. В сапропелевом ОВ (СОВ) образование прото- и раннемезокатагенитических газов (СО₂ и СН₄) происходит в гораздо меньших масштабах, чем в гумусовом. Принимая во внимание повсеместное отсутствие скоплений свободного газа в толщах с СОВ и низкие газовые факторы в нефтяных скоплениях, развитых в катагенетическом диапазоне ПК₃-МК₂, а также преимущественно метаноэтановый состав нефтерастворенных газов (СН₄+С₂Н₆ 70-80 % и более), можно сделать вывод, что генерационные отношения SH₄/(С₂Н₆-С₄Н₁₀)/битумоид колеблются ориентировочно от 1/0,5/(10-15) (ПК₃-МК₁) до 1/0,3/(5-10) (МК₂- МК₃¹). На градации МК₃ наряду с тепловой деградацией керогена начинается термодеструкция битумоидов пород и нефти в залежах, увеличивается выделение тяжелых углеводородных газов (ТУВГ), которое завершается в основном к концу МК₄, когда и эти газы становятся в свою очередь геохронометрически неустойчивыми и превращаются в дополнительный источник метанообразования.

Прямым свидетельством термобарогеохимической (катагенетической) эволюции вещества нефтей в залежах является нефтегазопродуктивная баженовская свита ЗСП, из трещиноватых коллекторов которой получают притоки тяжелой смолисто-асфальтеновой высокосернистой нефти в низкотемпературных зонах [современные температуры (СТ) < 100 °С] и легкую, практически бессернистую конденсатоподобную нефть в высокопрогретых зонах (СТ>130 °С) одних и тех же месторождений. При этом наиболее эффективным источником низкомолекулярных нефтяных УВ и ТУВГ становятся асфальтены (по сути осколки керогена), смолы и гибридные высокомолекулярные нафтено-ароматические УВ первых порций генерации (в нефтях и битумоидах).

По мере погружения вмещающих пород, роста пластовых давлений и температур гомогенные скопления УВ претерпевают эволюционное развитие, выражающееся в изменении физико-химических свойств, которое коррелируется с катагенетической эволюцией ОВ в материнских и вмещающих залежи породах. Основными процессами, сопровождающими геохронотермобарическую и геохимическую эволюцию концентраций УВ, являются удаление гетероэлементов (N, О, S) в виде неуглеводородных газов и асфальтенов, разлагающихся с выделением УВ и нерастворимого остатка, оседающего на минеральном субстрате, а также тепловое разрушение (разукрупнение) молекул УВ с разрывом углерод-углеродных связей, диспропорциирование водорода между нафтеновыми, ароматическими и парафиновыми УВ и, наконец, гидрирование за счет внешних источников водорода. По мере увеличения глубины залегания, геотемпературы и катагенеза происходит прогрессивное уменьшение плотности, вязкости и сернистости нефтей, содержания смол и асфальтенов, изменение УВ-состава (общая парафинизация), увеличение газового фактора.

Проследить процесс геохронотермобарической эволюции нефти в залежах в «чистом виде» в природных условиях, как правило, не удается, так как по мере термокаталитического созревания материнского ОВ из него в результате десорбции и первичной миграции удаляются все более легкие и подвижные жидкие и газообразные соединения, преобразованность которых в силу меньшей эффективности процесса термолиза по сравнению с термокатализом при равных температурах в условиях карбонатных и песчаных коллекторов отстает от преобразованности рассеянных УВ в материнских глинистых толщах. Эти различия еще более усиливаются разницей температур в ловушках на положительных структурах и в очагах генерации на их склонах и во впадинах. Рост давления в изолированных и полуизолированных залежах препятствует хронотермобарогеохимической эволюции нефти.

На сравнительно малых глубинах в условиях низких температур, когда материнское сапропелевое РОВ преобразовано до подстадий катагенеза ПК₂-ПК₃ (R⁰ 0,3-0,5 %, здесь и далее значения R° максимальные) в особо благоприятных эмиграционных условиях (материнские породы представлены алевритовыми глинами) происходит накопление в ловушках незрелых, мало превращенных нефтей высокой плотности (0,9-0,98 г/см³) и вязкости, с большим содержанием смол и асфальтенов, нафтенового основания. Одновременно в континентальных угленосных и субугленосных толщах образуются скопления протокатагенетического газа, состоящего почти исключительно из метана биохимического (бактериального) и биотермокаталитического генезиса. На возможность не только образования, но и накопления в определенных условиях тяжелых незрелых нефтей указывают в своих работах А.Ф. Дворянский (1948, 1961 гг.), В.А. Соколов, М.А. Бестужев и Т.В. Тихомолова (1972 г.), Б. Тиссо и Д. Вельте (1981 г.), Дж. Хант (1982 г.) и др. Наиболее интенсивно генерация и накопление в ловушках нефтей, связанных с материнским РОВ существенно сапропелевого типа, рассеянным в морских и континентальных озерных толщах, происходит в начале мезокатагенеза на стадиях МК₁ и МК₂ (R⁰ 0,5-1,0 %) и постепенно затухает на более высоких стадиях.

Процесс формирования залежей нефти, связанных с гумусовым РОВ и КОВ, сдвинут по шкале катагенеза примерно на полстадии, вероятно, вследствие более высокой термоустойчивости лейптинитовых компонентов ОВ [4] и задержки миграции в КОВ (проявление эффекта молекулярных сит). Начинаясь в середине градации МК₁ он активно проходит на градациях МК₁² и МК₂. Вместе с тем высокопарафиновые нефти континентального генезиса, в отличие от «морских» и «озерных», накапливаясь в ловушках, имеют сразу облагороженный облик: среднюю и низкую плотность, пониженное содержание смол и особенно асфальтенов (в сумме менее 10 %), низкую сернистость (менее 0,4-0,3 %). Это происходит вследствие того, что часть этих нефтей, а иногда значительная, проходит стадию первичной, а часто и вторичной миграции и аккумуляции в газорастворенном состоянии. В природе скопления высокопарафиновых нефтей ассоциируют в настоящем или прошлом с большими количествами газа и являются оторочками залежей типа ГКН или НГК. Часто скопления подобных нефтей характерны для тектонически активных районов, в пределах которых развито большое число дизъюнктивных нарушений (в краевых прогибах Альп и Карпат, в целом ряде рифтовых впадин Китая, Монголии, Индонезии, Африки, Австралии и др.).

Разделение нефтей морского, озерного и континентального происхождения возможно по комплексу физико-химических параметров, таких как плотности и содержания смол+асфальтенов, сернистости и парафинистости (в изокатагенетическом ряду вмещающих пород). Особенно эффективны для разделения нефтей различного генезиса два последних параметра [2]. В частности, на градации катагенеза материнских и вмещающих залежи пород MK₁ (R° 0,5-0,65 %) «морские» нефти (кероген типа II, сапропелевое РОВ) содержат в среднем менее 4 % парафина и имеют сернистость более 0,4-0,5 %, «озерные» при том же характере материнского ОВ характеризуется такой же парафинистостью, но меньшей сернистостью (менее 0,4 %), «континентальные» (гумусовое РОВ и КОВ) содержат соответственно более 5-6 % парафина и менее 0,3 % серы.

Природные факторы, определяющие консервационный потенциал газонефтеносности осадочных толщ, едины для пород морского и континентального генезиса, однако проявление их неодинаково для отложений различного литологического состава и происхождения. Это выражается в различной степени сохранности коллекторских и экранирующих свойств морских терригенных, карбонатных и континентальных терригенных пород при их погружении на большие глубины, а также распределении залежей и запасов УВ при интенсивных восходящих или нисходящих тектонических движениях. При значительном подъеме территории, размыве пород, оживлении старых и образовании новых дизъюнктивных нарушений в морских толщах происходит частичное перераспределение и разрушение нефтяных скоплений, но в целом характер продуктивности не меняется.

В континентальных же толщах с гумусовым материнским ОВ из-за активной дегазации недр и остаточного накопления жидких и твердых УВ первичные газоконденсатные и газоконденсатнонефтяные скопления могут трансформироваться в нефтегазоконденсатные и чисто нефтяные. В этом случае образуются вторично нефтеносные залежи, месторождения и целые зоны, иногда даже регионы, содержащие скопление парафиновых и высокопарафиновых нефтей (Новопортовское, Южно-Мыльджинское, Верхне-Салатское, Соболиное и другие месторождения Западной Сибири, внутренние зоны краевых прогибов Альпийской складчатой системы, Южно-Мангышлакская и Западно-Туркменская области, большинство НГБ Китая, Индонезии, Австралии, Африки).

Во втором случае при погружении на большие глубины по мере затухания промышленной газо- и нефтеносности в терригенных толщах (МК₃-МК₄) максимум газонакопления в породах континентальных угленосных и субугленосных формаций (КУСФ) на малых и средних глубинах (ПК₂- МК₃) сменяется меньшим по масштабам максимумом газонакопления в карбонатных коллекторах, что происходит за счет СОВ морских осадков на больших глубинах и стадиях катагенеза вмещающих пород (МК₄-AK₁, возможно, АК₂).

Теоретически вертикальная зональность размещения залежей газа и нефти должна соответствовать генерационной зональности в земных недрах. Однако в ряде случаев это соответствие нарушается из-за неблагоприятных консервационных условий: генерационная зональность искажается крупномасштабными перетоками флюидов. При этом вследствие дегазации недр верхней газоносной зоны может не быть или залежи УВ располагаются в чуждой им геохимической и катагенетической обстановке. Однако соответствие между вертикальными зональностями генерации УВ и нефтегазонакопления чисто качественное и максимумы образования УВГ и битумоидов в ОВ, как правило, не соответствуют максимумам газо- и нефтенакопления ни в глубинном, ни в катагенетическом масштабе. Это объясняется прогрессивным ухудшением ФЕС терригенных пород-коллекторов в процессе литогенеза, особенно значительно на градациях катагенеза выше МК₂. В результате все более значительные количества нефти и особенно УВГ (в конце мезокатагенеза) получают все меньше возможностей для формирования крупных промышленных скоплений и остаются в коллекторских горизонтах преимущественно в неассоциированном состоянии в виде микрозалежей. В то же время в силу максимально высоких аккумуляционных возможностей коллекторских толщ на малых и средних глубинах небольшие по отношению к суммарной генерационной массе количества УВГ и нефти, образованные в протокатагенезе и начале мезокатагенеза (ПК₂- MK₁), подчас образуют крупнейшие и уникальные скопления. Таким образом, по мере погружения осадочных толщ, сложенных чередованием нефтегазоматеринских (глины и угли) и коллекторских горизонтов, увеличивается диспропорция между количеством генерированных УВ и той их долей, которая образует новые или пополняет ранее сформированные скопления нефти и газа.

Исследователи [4] приводят многочисленные примеры размещения залежей УВ различного фазового состояния в зависимости от стадий катагенеза ОВ вмещающих пород, выраженных через R°. М.М. Шибаока, М. Беннетт и К. Гоулд установили нижнюю границу распространения нефтяных залежей в Австралии по величине R° равной 1,3 %. Причем в диапазоне от 1,3 до 1,5 % встречаются конденсатсодержащие жирные газы, которые при величинах R⁰ превышающих 1,5 %, сменяются сухим метановым. Однако наиболее крупные залежи УВ в Австралии встречены в отложениях, где R° равен 0,7-0,8 %. По мнению большинства зарубежных исследователей, диапазон промышленной нефтеносности ограничен стадиями катагенеза ОВ со значениями R° 0,3-1,3 %, в то же время большинство скоплений встречается в породах, в которых величина R° не превышает 1 % (Б. Тиссо, Д. Вельте, 1981 г., М. и Р. Тайхмюллеры, 1979 г.). «Мертвая линия» для газа не обнаружена (дискуссионна), однако крупные газовые залежи встречены в породах с R⁰ до 2 %. Наиболее важные в экономическом отношении залежи газа развиты в толщах в R⁰ не более 1 %. Для месторождений ФРГ М. и Р. Тайхмюллеры приводят следующее распределение залежей УВ по значениям R° нефтяные 0,5-1,35, газоконденсатные 0,8-2, газовые 1-3 %, причем большинство месторождений УВ приурочено к значениям R⁰ 0,5-2 %.

По мнению У. Калькройта и М. Е. Мак-Механа (1984 г.), начало генерации и сингенетичного накопления нефти в Западно-Канадском НГБ (провинция Альберта) соответствует величине R⁰ 0,55 %, ее окончание 1,3, верхний предел распространия нефти 2, жирного газа 2,2, известный сейчас предел распространения сухого газа 4,8 %. Проблема вертикально-катагенетической зональности размещения скоплений газа и нефти в земных недрах обсуждается в работах М.А. Роджерса (1979 г.), В.Ф. Раабена (1978 г., 1986 г.), И.В. Высоцкого, Ю.И. Корчагиной и Б.А. Соколова (1984 г.). По мнению последних, нормальный генетический (точнее вертикально-катагенетический ряд скоплений таков: газ-газ+нефть-газ и конденсат - газ. И.В. Высоцкий и В.И. Высоцкий (1986 г.) в качестве максимального рассматривают следующий вертикальный ряд залежей: газовая (сухой газ) - газовая (жирный газ) - нефтегазовая - газонефтяная - нефтеконденсатногазовая - конденсатногазовая - газоконденсатная (выпавший конденсат в виде оторочки) - газовая (сухой газ). Однако, по мнению автора настоящей статьи, такой ряд применим только к областям преимущественного и исключительного газообразования и газонакопления.

На примере юрско-меловых и кайнозойских отложений молодых плит СССР (ЗСП, Туранской и Скифской), а также с учетом материалов по ряду нефтегазоносных областей и районов зарубежных стран (Китая, Индонезии, Австралии, Нигерии, США) автором намечены катагенетические рубежи сингенетического газо- и нефтенакопления в породах различного типа (литолого-формационной принадлежности и литологического состава) и возраста в зависимости от геохимических особенностей материнского ОВ и консервационных условий (рисунок). Исходными материалами для подобного анализа послужили построенные по ЗСП в 1986-1989 гг. новейшие карты современных и палеотемпературных и пластовых флюидальных давлений, схемы содержания, состава и катагенетической преобразованности ОВ, графики динамики погружения разновозрастных продуктивных комплексов с разуплотненными мощностями пород, геохимические данные о составе и фазовом состоянии УВ флюидов в залежах и т. д.

На основе анализа проведенных исследований можно сделать следующие выводы.

1. Эволюционная направленность изменения нефтяных скоплений в морских и озерных толщах с СОВ и гумусово-сапропелевым ОВ в рамках катагенетической преобразованности материнских и вмещающих залежи пород выражается следующим образом (см. рисунок): 0,45-Н (Nn, Nn-Ar)-0,5-Н (Me-Nn-Ar)-0,75-H (Me)-1,0-НГК-1,2-1,3 ГКН-1,35-ГК-2,0 (?)- Г-4,0 (?), где Н, НГК, ГКН, ГК и Г - соответственно нефтяные, нефтегазоконденсатные, газоконденсатнонефтяные, газокондесатные и газовые скопления; нефти - нафтеновые (Nn), метанонафтено-ароматические (Me-Nn-Аr), метановые (Me), цифры - величины R° (%). Примеры подобной эволюционной направленности достаточно многочисленны, однако, как правило, присутствует только часть эволюционного ряда скоплений УВ. Например, верхнюю половину ряда можно наблюдать по разрезу пород нижнего мела и келловея-оксфорда морского генезиса в Среднеобской области Западной Сибири (месторождения Ван-Еганское, Федоровское, Яун-Лорское, Вачимское и другие), диапазон катагенеза ОВ R⁰ 0,4-08 %, в нижне-средне- юрской толще преимущественно озерного генезиса Красноленинского района Фроловской области в горизонтальном направлении (месторождения Таллинское, Ем-Еговское, Пальяновское, Каменное, диапазон катагенеза OB R⁰ 0,48-1,65 %).

Примечательно, что катагенетический рубеж R⁰ 0,5±0,01 %, отделяющий тяжелые «незрелые» нафтеновые и нафтеноароматические нефти от утяжеленных и средних по плотности метанонафтено-ароматических «нормальных», является довольно жестким и не зависит от конкретных термоглубинных условий. Как правило, «нормальные нефти не опускаются «катагенетически» ниже уровня 0,48-0,49 %; (R⁰); нафтеновые нефти не поднимаются выше 0,5-0,51 %, за исключением случаев явного гипергенного разрушения нефтяных скоплений в близповерхностных коллекторских горизонтах.

2. В продуктивных комплексах континентального и дельтового генезиса с гумусовым и сапропелево-гумусовым материнским ОВ при малом (менее 20 %) содержании лейптиновых микрокомпонентов эволюционный ряд залежей УВ иной: 0,3Г-0,45ГК(Nn) - 0,5ГК (Me-Nn-Аr) - 0,55ГКН (Me, Р) - 1,2 ГК (Me) - 1,75-Г-4,0 (?), где Н (Me, Р) - нефти существенно метановые (по УВ-составу легких фракций), высокопарафиновые (содержание парафина превышает 5-7 %). Полный эволюционный ряд этого типа наблюдается в меловых и юрских толщах северных районов Западной Сибири (на Уренгойском, Заполярном, Бованенковском и других месторождениях, где диапазон катагенеза ОВ в разбуренной части разреза R° 0,3-2,46 %), на отдельных месторождениях Южно-Мангышлакской области (Тенге, Тасбулат), и Северного Предкавказья (Новодмитриевское, Русский Хутор и др.). С увеличением доли лейптинитовых микрокомпонентов (до 40 % и более) в суммарном гумусовом ОВ на градациях катагенеза МК₁ и МК₂ с залежами типа НГК и ГКН могут сосуществовать и чисто нефтяные скопления (эоценовые залежи бассейна Гиппсленд, по данным М. Шибаоки, Дж.Д. Сэксби, Г.X. Тейлора, 1978 г.). С другой стороны, при существенно окисленном ОВ (фюзинит до 70-80 %) во всем термоглубинном и катагенетическом диапазоне развиты газовые практически бесконденсатные и газоконденсатные скопления с малым (менее 50 г/м³) содержанием конденсата (в диапазоне R° 0,55-1,4 %), в котором отмечается повышенное содержание легких ароматических УВ и высокомолекулярных алкановых УВ (парафина). Подобная исключительная газоносность разреза наблюдается в юрских и меловых континентальных толщах северных, центральных и юго-западных районов Амударьинской синеклизы Туранской плиты и в пермских отложениях бассейна Купер (Австралия). Примечательно, что переход газоконденсатных систем через рубеж катагенеза (R⁰ 0,5 %) отражается не только в изменении физико-химических свойств и УВ-состава конденсата, но и в резком увеличении его содержания от 1 -10 до 50 г/м³.

3. В неблагоприятной консервационной обстановке при наличии большого числа проводящих разломов в результате мощной дегазации недр и резкой активизации миграционных процессов эволюционный ряд залежей в континентальных субугленосных и дельтовых толщах трансформируется следующим образом: Г/ГН (Nn)-Н и НГК (Me, Р) - ГК(Me) - Г.

Полный или неполный эволюционный ряд подобного типа наблюдается на Русском, Северо-Комсомольском, Новопортовском месторождениях Западной Сибири, на месторождениях Узень, Бектурлы, Асар Южно-Мангышлакской области, в окраинах зонах Южно-Каспийской впадины, в ряде рифтовых впадин Китая и в других регионах. В верхних частях разреза в зоне протокатагенеза (R⁰ менее 0,5 %) в подобных условиях с метановым бес- и низкоконденсатным газом сосуществуют скопления тяжелых нафтеновых нефтей, генетически связанных с лейптинитовой компонентой незрелого гумусового ОВ, которые отличаются от незрелых нефтей морских и озерных толщ низким содержанием серы (менее 0,3 %), асфальтенов (менее 1 %) и силикагелевых смол (до 8-10 %).

4. По видимому, самобытную ветвь нафтидогенеза образуют нефти трещинно-поровых изолированных коллекторов баженовской свиты Западной Сибири, формаций Грин-Ривер и Монтерей (США), генетически и пространственно связаны с сапропелевыми сланцами морского и озерного происхождения (С_орг 5-30 %). Процесс накопления нефтей, генетически связанных с сапропелевым полуконцентрированным ОВ (кероген типа I), катагенетически сдвинут больше, чем «континентальных», примерно на стадию, и, начинаясь в конце градации MK1 (R° 0,65-0,7 %) [3, 5], максимально проявляется на градации МК₃. Эти нефти характеризуются теми же величинами физико-химических параметров, что и «морские» и «озерные», генерированные сапропелевым РОВ. Однако при равном уровне катагенеза они отличаются меньшей геохимической зрелостью, чем нефти в поровых коллекторах.

В рамках обсуждаемой проблемы необходимо подчеркнуть, что геохронотермобарическая эволюция нефтей в залежах не затушевывает основных геохимических различий между ними, поскольку происходящие изменения (уменьшение) величин параметров для разных генетических типов нефтей практически не перекрываются на равных стадиях катагенеза ОВ материнских и вмещающих залежи пород.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Высоцкий И.В., Высоцкий В.И. Формирование нефтяных газовых и конденсатно-газовых месторождений.- М.: Недра.- 1986.

2. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Тепловое поле и нефтегазоносность молодых плит СССР.- М.: Недра.- 1986.

3. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Термоглубинные условия газонефтеносности юрских отложений северных районов Западной Сибири // Геология нефти и газа.- 1988.- № 11. С. 17-22.

4. Петрология углей / Э. Штах, М.Т. Маковски, М. Тайхмюллер и др. // Перевод с англ.- М.: Мир.- 1978.

5. Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа. // Перевод с англ.- М.: Мир.- 1982.

Abstract

Ratterns and features of the thermobaric-geochemical evolution of hydrocarbon accumulations in rocks of different types and ages have been analyzed based on the study of the generation, migration-accumulation, and preserval aspects of formation and distribution of hydrocarbon deposits in the sedimentary cover of the USSR's young platforms,-as well as in a number of foreign petroliferous basins. It has been shown that "oil mindow", depending on the lithologic and geochemi- cal peculiarities of source-rock organic matter, appears to be restricted to various temperatures, depths and catagenesis.

Рисунок Эволюция скоплений УВ в породах различного типа и катагенетической преобразованности (по отношению к сингенетичному газонакоплению).

Формации: КУСФ - континентальные угленосные и субугленосные; КОФ - континентальные озерные; морские: МПГФ - песчано-глинистые, МТКаФ - терригенно-карбонатные, МТКрФ - терригенно-кремнистые, КИГ - кислые и инертные газы; * газы без СО₂. Микрокомпоненты пород: f - фюзинит, l_t - метитинит