К оглавлению	УДК 553.982:551.762(571.1)
	© О.Ф. Стасова, А.И. Ларичев, Н.И. Ларичкина, 1998

ТИПЫ НЕФТЕЙ ЮРСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ

О.Ф. Стасова, А.И. Ларичев, Н.И. Ларичкина (СНИИГГиМС)

На территории Томской области юрский нефтегазоносный комплекс накапливался в зоне перехода от морских условий к континентальным, что отразилось не только на особенностях состава нефтей, но и на условиях формирования залежей [1]. В СНИИГГиМСе геохимическое изучение нефтей Томской области началось с 1954 г. после получения первого в Западной Сибири непромышленного притока нефти из базальных отложений осадочного чехла на Колпашевской площади (Конторович А.Э., Стасова О.Ф., 1964). В настоящее время в институте собран богатейший материал по геохимии конденсатов, нефтей и битумоидов, который дополняется новыми результатами исследований, проводимых на высоком научно-техническом уровне. Созданный банк данных, включающий более 400 проб нефтей и конденсатов, позволил провести их изучение по каждому отдельно взятому нефтегазоносному комплексу (НГК) юго-восточной части Западно-Сибирской плиты.

Изучение региональных закономерностей изменения УВ-флюидов, а также детальное исследование как низко-, так и высококипящих УВ в нефтях юры зоны контакта и во внутренней части палеозойского фундамента позволяют отметить, что в пределах Томской области фиксируются несколько зон накопления УВ с соответствующими им типами нефтей.

Основные запасы жидких УВ на территории Томской области сосредоточены в верхнеюрских отложениях Нижневартовского и Кай-мысовского нефтегазоносных районов (НГР). Здесь распространены нефти главной фазы нефтеобразования. По классификации А.Э. Конторовича и О.Ф. Стасовой (1978) эти нефти относятся к типу С, т.е. нефтям цикланоалканового состава. В таблице с привлечением всего геохимического материала, полученного при изучении флюидов Томской области, дана полная характеристика нефтей этого типа. Они характеризуются средней и повышенной плотностью (850-870 кг/м³), значительным количеством смолистых компонентов (>=7 %) и серы (0,5-0,7 %). В них много ванадия, никеля и их порфириновых комплексов, причем преобладает ванадий. По УВ-составу они ароматико-нафтенометановые. Концентрация н-алканов (н-Ме) в нефтях типа С невысокая. Фиксируются два максимума концентраций: первый, наиболее значимый, на УВ С₆-С₈, второй - на УВ С₁₇-С₁₉. Часто содержание н-алканов начиная с н-декана (С₁₀) равномерно снижается по всей высокомолекулярной области. Отношение пристан/фитан близко к единице, а концентрации легких и тяжелых изопреноидов часто выравнены.

Цикличность этих нефтей определяется структурами как нафтеновых, так и ароматических рядов. Нафтеновые УВ (Nn) содержатся в этих нефтях в количестве25-30 %. Они представлены преимущественно моно- и бициклическими соединениями. Далее, в порядке постепенного убывания, следуют три-, тетра-, пента- и гексацикланы. Среди тетрациклических нафтенов важная роль принадлежит регулярным стеранам при относительно равнозначной (С₂₇:С₂₈:С₂₉ = 31:30:39) концентрации холестанов (С₂₇), метилхолестанов (С₂₈) и этилхолестанов (С₂₉). Значения коэффициентов К₁ и К₂, рассчитанные для этилхолестанов, изменяются от 0,50 до 0,57 и от 3,0 до 5,1 соответственно и свидетельствуют о том, что нефти типа С являются катагенно зрелыми и генерируются в максимуме "нефтяного окна" [4]. Отношение диастеранов, или перегруппированных стеранов, к регулярным стеранам в этих нефтях, как правило, близко к единице.

Пентациклические изопреноиды представлены УВ ряда гопана состава С₂₇, С₂₉-С₃₁. Концентрационный максимум соответствует гопану (С₃₀). Хорошим показателем для нефтей этого типа является коэффициент T_s/ T_m, значение которого в большинстве случаев также приближается к единице, что указывает на равные концентрации в нефтях типа С трисноргопана (Т_т) и структурно перегруппированного трисноргопана (T_s). Характеризуются эти нефти относительно постоянным отношением концентраций три- и пентатерпанов (хейлантанов и пентатерпанов), значение которого приближается к 0,3.

Нафтеноароматические УВ (Nn-Ar) в этих нефтях играют большую роль при высокой концентрации в их молекулах метановых и нафтеновых структур. Их цикличность определяется как нафтеновыми, так и ароматическими кольцами. В последних максимальные количества ароматического углерода сосредоточены в бициклических структурах. В целом ароматичность (отношение углерода ароматических к углероду насыщенных структур) этих нефтей невысокая, и коэффициент ароматичности равен 0,2-0,4.

Можно отметить, что вариации изменения физико-химических свойств нефтей типа С слабо отражаются на распределении различных классов УВ. Однако биомаркеры, которые несут информацию не только о типе исходного ОВ, степени его преобразованности, но и особенностях процессов нефтегазообразования, позволяют наиболее полно охарактеризовать УВ-систему. Установлено, что нефти данного типа по степени катагенетической преобразованности являются нефтями главной фазы нефтеобразования, соответствующей "нефтяному окну". Они характеризуются невысоким содержанием н-алканов и выравненными концентрациями пристана и фитана, а также и регулярных стеранов. По нашему мнению, нефтяные системы (Н), формирующиеся в главной фазе нефтегазообразования, в большинстве случаев близки по УВ-составу. Не случайно, что 75 % выявленных запасов в Западной Сибири составляют нефти типа С [2].

Нефти типа С формируются в зонах, где соотношение аккумулированных газообразных  и жидких УВ, естественно, в пользу последних. Газонасыщенность этих нефтей - 50-80 м³/м³. По отношению значения давления насыщения к пластовому (P_нас/P_пл), равному 0,4-0,5, эти нефти представляют собой нефтяные системы, значительно недонасыщенные газом.

Вторая зона накопления УВ-флюидов в Томской области выявлена в пределах таких крупных структур, как Александровский, Средневасюганский, Пудинский и Парабельский мегавалы. Здесь сосредоточены значительные запасы нефти и газа в газовых (Г), газоконденсатных (ГК) и газоконденсатно-нефтяных (ГКН) системах, распространенных в зоне фациального замещения и опесчанивания юрских отложений. Состав нефтей этой зоны иной. По классификации А.Э. Конторовича и О.Ф. Стасовой эти нефти относятся к алкановым, парафинистым нефтям, т.е. к нефтям типа А. В основной своей массе это легкие (820-840 кг/м³), малосернистые (0,1-0,3 %), малосмолистые (3-5 %) нефти, по содержанию парафина они относятся к высокопарафинистым (10-20 % и более). Особенностью физико-химических свойств этих нефтей является то, что при постоянстве величин одних параметров имеет место большой разброс других, таких как содержание парафина, бензиновых фракций, а часто и плотности.

По УВ-составу эти нефти нафтенометановые и метановые. Насыщенные УВ составляют в них около 50 %, из них 30 % н-алканов и 20 % изоалканов (и-Ме). Отношение нормальных алканов и изоалканов уменьшается от бензиновых к керосиновым фракциям и вновь возрастает в масляных, в целом для нефтей оставаясь близким к единице. Это хорошо согласуется с наличием среди н-алканов трех максимумов различных значений в низко- (С₆-С₁₀), средне- (С₁₅-С₁₇) и высокомолекулярной (С₂₀-С₂₅) областях. По значениям этих максимумов нефти весьма разнообразны. В большинстве случаев максимум в области низших н-алканов самый значимый. Часто возрастает концентрация высокомолекулярных УВ нормального строения.

Среди метановых УВ изоалифатические соединения имеют несколько меньшее значение. Их повышенная концентрация фиксируется в керосиновых фракциях, что, по-видимому, обусловлено присутствием алканов изопреноидного строения состава С₁₃-С₂₅. Среди них большую роль играют пристан и фитан при значительном преобладании первого.

Цикланы составляют в этих нефтях около 20 %. Представлены они в основном гексаметиленовыми структурами. Среди высококипящих УВ концентрация моно- и бициклических нафтенов близка, далее по мере роста числа колец в молекуле уменьшается их значимость.

В нефтях, где роль цикланов низкая, принципиально иной состав регулярных стеранов. При общей низкой их концентрации эти нефти выделяются значительным содержанием этилхолестанов (С₂₉). Часто их относительное содержание составляет более 90 %, изменяясь при этом от 65 до 90 %. Отметим, что значения этого показателя хорошо коррелируют с концентрациями в этих нефтях парафина. Так, высокопарафинистые нефти, какими являются колпашевская и хвойная (более 30 % парафина), характеризуются высокими (>90 %) концентрациями этилхолестанов (С₂₉), при этом отношение диасте-ранов к регулярным, отражающее степень их преобразованности, приближается к единице. На высокую степень преобразованности нефтей типа А указывают значения коэффициентов К₁ и К₂, лежащие в интервале 0,50-0,56 и 4,8-5,9 соответственно (см. таблицу). Как и нефти типа С, нефти типа А содержат пентациклические изопреноиды, которые характеризуются одномодальным распределением с концентрационным максимумом на го-пане (С₃₀). В нефтях типа А отмечается крайне неравномерное содержание трисноргопана (Т_m) и его перегруппированного изомера (T_s). Отношение структурно перегруппированного трисноргопана (T_s) к трисноргопану (T_m) изменяется от 0,8 до 2,8. Заметим, что в верхней части разреза (в пластах Ю₁, Ю₃) концентрируются нефти с высокими значениями этого коэффициента, что может указывать на большую миграционную способность структурно перегруппированного трисноргопана. Таким образом, нефти типа А характеризуются переменным составом биомаркеров, отражая, по нашему мнению, в большей степени не только особенности исходного ОВ, характер его преобразованности, но и специфику условий формирования газоконденсатных систем. На наш взгляд, их показатели могут быть использованы при прогнозных оценках качества УВ-флюидов. Вероятнее всего, при процессах формирования газоконденсатных систем в ряде случаев происходит концентрация высокомолекулярных УВ как алифатического, так и циклического рядов. Как правило, такие нефти не образуют значительных скоплений и являются сопутствующими в зонах распространения газоконденсатных залежей.

Арены (Аr) в нефтях типа А занимают подчиненное положение, хотя ароматичность за счет их конденсированности высокая (0,7-0,9). Среди высокомолекулярных УВ доминируют алкилзамещенные бензольного и нафталинового рядов. Алифатические заместители в этих УВ в большинстве случаев представлены длинными, малоразветвленными цепями (Конторович А.Э., Стасова О.Ф., 1977).

При характеристике нефтей типа А необходимо подчеркнуть, что значительные вариации отмечаются не только в показателях ряда физико-химических параметров (плотности, фракционного состава, содержания парафина), но и в УВ-составе. Тем не менее, следует отметить, что при всех вариациях алифатические структуры являются главными структурными элементами всех компонентов нефти. Нефтям этого типа сопутствуют конденсаты, которые по составу как легких, так и высококипящих УВ очень близки к нефтям. Последние характеризуются либо равным содержанием алканов и цикланов, либо незначительным преобладанием первых при отношении алканов нормального и изостроения, близком к единице.

Известно, что примерно на границе раздела Среднеобской и Надым-Пурской нефтегазоносных областей (НГО) нефти типа С сменяются алкановыми, парафинистыми нефтями типа А. Область распространения этих нефтей и конденсатов, образующих преимущественно газоконденсатные и газоконденсатно-нефтяные системы, занимает огромную территорию северных и арктических НГО Западно-Сибирской плиты. Такая же картина наблюдается и в Томской области при переходе от Среднеобской и Каймысовской НГО, где сосредоточены основные запасы жидких УВ, к Васюганской НГО, где газовые и газоконденсатные залежи превалируют над нефтяными. В этой зоне гораздо большую роль играет газ.

Отношение аккумулированных газообразных и жидких УВ здесь изменяется от 1 до 5, степень газонасыщенности нефтей поднимается до 200 м³/м³, наличие большого количества газа фиксируется на Северо-Васюганском газовом месторождении в пласте Ю₁.

В Западной Сибири наблюдается четкая корреляционная связь состава нефтей типа С с закономерностями их пространственной локализации, с составом битумоидов в нефтематеринских отложениях баженовской свиты. Эта связь хорошо проявляется в пределах Широтного Приобья, где в основном распространены нефтяные залежи. Однако изучение состава нефтей в северной части Западно-Сибирской плиты показало, что здесь такая корреляционная связь отсутствует (Конторович А.Э., Стасова О.Ф., 1977; Андрусевич В.Е., Стасова О.Ф., 1992). По всей вероятности, в термодинамических условиях глубокозалегающих нефтегазоносных горизонтов, когда процессы нефтеобразования затухают и усиливается газообразование, влияние исходного типа ОВ и сложившейся геохимической обстановки нефтей на их состав уменьшается.

Фактическое распределение УВ-флюидов (выделение зон газоконденсатных систем) позволяет предположить, что оно связано не только с первичными генетическими факторами, обусловившими генерацию и эмиграцию жидких и газообразных УВ, но и с процессами, приводящими к перераспределению в разрезе, изменению не только физико-химических свойств, но и УВ-состава флюидов.

Учитывая особенности состава нефтей, закономерности их распределения в пределах Томской области, можно предположить схематическую модель формирования нефтяных залежей за счет миграции нефти в газовой фазе, образовавшейся на границеи выше, когда огромные количества свободного газа, высокие температуры и давление способствуют образованию ретроградной газовой фазы, предельно насыщенной высококипящими компонентами. В процессе миграции такой смеси из области генерации в область аккумуляции часть высококипящих компонентов в соответствии с законами ретроградной конденсации переходит из газовой фазы в жидкую, образуя оторочки нефтей в газоконденсатных залежах непостоянного состава.

Такая модель предопределяет участие в процессах формирования нефтей типа А в пределах Томской области газообразных УВ, по всей вероятности, в большей степени палеозойского генезиса [3]. Состав ОВ палеозойских отложений, его высокая степень преобразованности, а также отсутствие в этих зонах регионального флюидоупора в нижней части юрского разреза способствовали беспрепятственному миграционному процессу огромных количеств газа, который привел к переформированию УВ-залежей, к концентрации газовых и газоконденсатно-нефтяных систем под региональным (пласт Ю₁) и локальными (пласты Ю₂, Ю₃) флюидоупорами и распространению многочисленных залежей с непромышленными притоками по всему разрезу средней и особенно нижней юры.

Третья зона аккумуляции УВ-флюидов в Томской области выявлена в пределах Нюрольского бассейна. Здесь в широком стратиграфическом диапазоне - в юрских отложениях, в зоне контакта на разных стратиграфических уровнях, а также в палеозое - сконцентрированы значительные запасы УВ как в газоконденсатных, так и нефтяных залежах. Газонасыщенность этих нефтей невысокая и составляет 50-150 м³/м³, а отношение аккумулированных газообразных и жидких УВ приближается к единице, что приводит к преобладанию по фазовому составу нефтяных залежей.

Состав нефтей этих залежей своеобразный, отличный от такового нефтей, выявленных в пределах Западной Сибири. Эти нефти характеризуются тяжелой и средней плотностью (850-870 кг/м³), смолистостью (5-7 %) и сернистостью (0,5-1,0 %) с относительно повышенными концентрациями парафина (3-5 %). В них присутствуют порфирины, ванадиевые преобладают. Они характеризуются своеобразным составом сернистых соединений, которые фиксируются даже в конденсатах. В этих нефтях выявлена тиофеновая сера. По изотопному составу углерода большинство из них изотопно-тяжелые.

По УВ-составу нефти Нюрольской впадины близки к нефтям типа С, т.е. к нефтям главной фазы нефтеобразования. Свойственный им ряд концентраций УВ имеет вид

Он указывает на большую роль в их составе циклических, а среди насыщенных - нафтеновых УВ.

Нефтям этого типа свойственен широкий спектр биомаркеров. Так же как и нефти типа С, нефти типа С₁ характеризуются невысоким содержанием н-алканов. На кривых молекулярно-массового распределения н-алканов отмечаются два концентрационных максимума: первый, наиболее значимый, в области н-алканов состава С₆-С₈, второй - на УВ состава н-С₁₅-н-С₁₉. Нефти этого типа содержат и ациклические изопреноиды, состав и характер распределения которых точно такой же, как и в нефтях типа С (пристан/фитан < 1,2). Пентациклические изопреноиды в нефтях типа С₁ представлены УВ ряда гопана состава С₂₇, С₂₉-С₃₁. Концентрационный максимум на кривой их молекулярно-массового распределения, так же как и в нефтях типа С, соответствует гопану. Отношение T_s/T_m изменяется от 0,80 до 1,48 и указывает на относительно равнозначные концентрации трисноргопана и его структурно перегруппированного гомолога.

Однако наряду с общими закономерностями с нефтями типа С исследуемые нефти имеют свои отличительные особенности.

Так, в составе регулярных стеранов наблюдаются повышенные содержания этилхолестанов (С₂₉) и заметно более низкие концентрации метилхолестанов (С₂₈). Содержание холестанов (С₂₇) остается на уровне 30 %, т.е. таким же, как и в нефтях типа С.

Другой отличительной чертой является низкая концентрация в этих нефтях диастеранов. Отношение диа-/регулярные стераны, равное 0,3, свидетельствует о незначительной роли перегруппированных стеранов и тем самым подтверждает, что генерация этих нефтей проходила в карбонатах [4]. Интересно заметить, что во всех нефтях, распространенных в зоне Нюрольской впадины, будь то нефти в мезозойских коллекторах (Нижнетабаганская площадь, пласт Ю₃) или в зоне контакта на разных стратиграфических уровнях, а также во внутренней части палеозоя, значение этого показателя остается низким. Это еще раз подтверждает, что нефти этого типа генерированы породами с морским ОВ, содержащим значительный процент карбонатов, и процессы миграции не отражаются на значениях этого показателя.

Третьей отличительной чертой распределения биомаркеров этих нефтей является крайне неравномерная концентрация тритерпанов. Так, отношение три-/пентатерпаны изменяется от 0,05 до 0,20. При этом состав гопанов остается практически неизменным.

Итак, нефти мезозойских и палеозойских отложений Нюрольского бассейна образуют единую группу по УВ-составу, очень близкую к нефтям типа С. Однако специфические черты, определяемые, как показано выше, особенностями процессов нефтегазообразования, проходящих в карбонатных отложениях, позволили нам выделить эти нефти в тип С₁ , подчеркивая тем самым, что они также являются нефтями главной фазы нефтеобразования, близкими к типу С. При этом хочется отметить, что нефти, распространенные в карбонатно-терригенных и карбонатно-соленосных отложениях докембрия и нижнего кембрия Сибирской платформы, очень близки по составу к нефтям Нюрольского бассейна. И по нашему мнению, они должны образовывать единый тип - C₁, отражая при этом в первую очередь общие процессы нефтегазообразования, а затем специфические, проходящие в карбонатных отложениях.

Таким образом, в пределах Томской области выявлено три типа нефтей: А, С, С₁, дана их подробная характеристика и на основании выявленных закономерностей изменения состава УВ-флюидов по площади и в разрезе проведена прогнозная оценка распространения типов нефтей на изучаемой территории (рисунок).

С юга на север, охватывая районы Пудинского и Средневасюганского мегавалов, юго-восточную часть Александровского мегавала, а также северо-западную область Усть-Тымской впадины, простирается зона нефтей типа А, которая уходит дальше на север Западно-Сибирской плиты, где нефти этого типа являются главенствующими. Следует отметить, что эти нефти фиксируются по всему разрезу юры.

От зоны газовых и газоконденсатных залежей, которым сопутствуют нефти типа А, в западном направлении, в наиболее погруженных участках осадочного чехла, к Колтогорскому мегапрогибу и далее к Нижневартовскому и Каймысовскому сводам, в сторону Среднеобской НГО распространена область нефтей типа С. Это область нефтей главной фазы нефтеобразования, составляющая 75 % разведанных запасов в Западной Сибири [2]. По всей вероятности, в восточном направлении, в сторону Усть-Тымской впадины, могут быть выявлены такие же нефти, оттесненные газоконденсатными залежами. В настоящее время здесь зафиксирована подобная нефть на Соболиной площади.

В северном направлении, где роль газа в процессах нефтегазообразования значительно выше, на восточных склонах Нижневартовского свода и Александровского мегавала в разрезе юры зафиксированы парафинистые нефти существенно метанового состава, например газоконденсатное месторождение на Квартовой площади, нефтепроявления на Хвойной и Приколтогорской площадях. По-видимому, в этих районах могут быть получены нефти двух типов - А и С, отражающие различные этапы процессов нефтегазообразования.

Особая зона нефтей расположена на юге Томской области в Ню-рольском бассейне, а точнее, в Казанском НГР. Здесь в широком стратиграфическом (от юры до палеозоя) и глубинном (2700-4000 м) диапазонах распространены нефти единого типа С₁. Как отмечалось, по многим показателям (н-алканы, ациклические и циклические изопреноиды, порфирины ванадия) они отражают свойства главной фазы нефтеобразования, но при этом сохраняют специфические черты, характеризующие особенности процессов нефтегазообразования, формирования и сохранности залежей в карбонатных отложениях. Вся совокупность геохимических показателей свидетельствует о том, что нефти Нюрольской впадины могут быть объединены в единый тип, а их особенности отражают процессы нефтегазообразования и сохранности залежей в карбонатных отложениях палеозоя. По всей вероятности, эту зону, по мнению многих исследователей, можно считать зоной накопления УВ-флюидов палеозойского генезиса [3]. Вопрос о величине ресурсов УВ в этих отложениях не относится к геохимическим и в настоящее время остается дискуссионным.

В заключение можно подчеркнуть, что карта прогноза типов нефтей, а, следовательно, и прогноз их качества могут быть использованы не только при поисковых работах. На изученной территории Томской области по районам и нефтегазоносным комплексам прогнозируется целый ряд свойств нефтей, в основном таких, которые определяют возможность рационального использования этих полезных ископаемых.

Литература

1. Залежи углеводородов в нижней - средней юре Обь-Иртышской нефтегазоносной области Западной Сибири / В.С. Сурков, Ф.Г. Гурари, В.П. Девятов и др. // Геология и геофизика. - 1996. - № 6. - С. 60-69.

2. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири / А.Э. Конторович, В.С. Сурков, А.А. Трофимук и др. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1994. - Вып.2.

3. Органическая геохимия палеозойских отложений юга Западно-Сибирской плиты / В.С. Вышемирский, Н.П. Запивалов, Ж.О. Бадмаева и др. - Новосибирск: Наука, 1984.

4. Петров Ал.А. Геохимическая типизация нефтей // Геохимия. - 1994. - № 6. - С. 876-891.

Abstract

Analysis on more than 400 oil and condensate samples from south-eastern part of Western Siberian plate has been made. Several zones of hydrocarbon fluid accumulation and three oil types corresponding to them referred to as А, С and C₁ were recognized.

Oils of type С are shown to be oils of the main phase of oil generation. These were revealed in Nizhnevartovsk and Kaimys oil and gasbearing areas and constitute the major reserves of liquid hydrcarbons in Tomsk area. Oils of type C₁ are distributed in Kazan oil and gasbearing area within the wide stratigraphic and depth ranges. By physical-chemical, hydrocarbon composition, these are similar to oils of type С At the same time, these fluids are distinguished for biomarker composition reflecting the features of oil and gas processes occurring in carbonate formations.

It was noted that oils of type A are mainly concentrated on the first-priority structures and appear to be associated in gas-condensate and gas-condensate-oil pools. These fluids are characterized by very irregular composition of regular steranes (C₂₇-C₂₉).These oils are noted for significant content of ethylcholestanes (С₂₉), concentration of which increases similar to paraffins downward the section.

Schematic map of oil quality forecast was proposed. It can be used in the course of oil and gas prospecting in south-eastern part of Western Siberia.

Таблица Состав и стратиграфический диапазон распространения типов нефтей в Томской области

Параметры	Тип нефти
	А	С	С1
Плотность, кг/м^3:
нефть	820-840	850-870	850-870
конденсат	790-800	750-800	750-800
Содержание, %:
сера	0,1-0,3	0,5-0,7	0,5-1,0
парафин	10-20 и более	<3	3-5
фракция Н.К. 200 °С	25-30	20-25	15-20
Фракция Н.К. 125 °С:
отношение УВ н-Ме/и-Ме	1,2-1,5	1,0-1,2	1,2
Nn6/Nn5	2-3	0,7-1,0	0,5-0,7
Фракция Н.К. 200 °С:
состав, %
н-Me:u-Me:Nn:Ar	38:31:16:15	8:23:25:43	10:27:30:33
н-Me:и-Me:Nn	45:36:19	14:41:45	15:40:45
отношение УВ н-Ме/и-Ме	1,2	0,3	0,4
коэффициент ароматичности	0,7-0,9	0,2-0,4	0,2-0,4
Пристан/фитан	>2	<=1	<=1,2
Распределение регулярных стеранов, %:
С27:С28:С29	Часто С29>90
Для стеранов С29:
	0,50-0,56	0,50-0,55	0,50-0,51
	4,8-5,9	3,0-5,1	4,4-5,4
Диастераны/регулярные стераны	1,0-0,8	0,8	0,2-0,3
	1-3	0,7-1,0	1,0
Хейлантаны/пентатерпаны	0-0,01	0,2-0,3	0,1-0,2
Газонасыщенность, м^3/м^3	100-200	50-80	50-150
,трлн. м^3/, млрд. т	1-5	0,5-0,9	1,0
Преобладающий тип залежи по фазовому составу	ГК, ГКН>Н	Н	ГК, ГКН<Н
Стратиграфический диапазон распространения типов нефтей	J1-3	J2-3	J1-3, зона
Районы распространения типов нефтей	Александровский	Александровский	Казанский
	Нижневартовский	Каймысовский
	Парабельский	Колтогорский
	Парбигский	Нижневартовский
	Пудинский	Нюрольский
	Средневасюганский	Усть-Тымский

Рисунок СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА ПРОГНОЗА ТИПОВ НЕФТЕИ В ЮРСКИХ И ПАЛЕОЗОЙСКИХ КОМПЛЕКСАХ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ

Границы: 1 - надпорядковых структур, 2 - структур первого порядка, 3 - нефтегазоносных районов, 4 - административные; залежи: 5 - нефтяные, 6 - нефтегазовые, 7 - газовые и газоконденсатные; 8 - непромышленные притоки; типы нефтей: 9 - С, 10 - С₁, 11 - А; 12 - поле двух типов нефтей; 13 - территории с отсутствием данных по составу УВ-флюидов; структуры I порядка: положительные (1 - Нижневартовский свод, 2 - Каймысовский свод, 3 - Александровский мегавал, 4 - Средневасюганский мегавал, 5 - Пудинский мегавал, 6 - Калгачский выступ, 7 - Парабельский мегавал, 8 - Пыль-Карминский мегавал), отрицательные (9 - Колтогорский мегапрогиб, 10 - Нюрольская впадина, 11 - Усть-Тымская впадина); нефтегеологическое районирование: Среднеобская НГО (I - Нижневартовский НГР), Каймысовская НГО (II - Колтогорский НГР, III - Каймысовский НГР, IV - Нюрольский НГР), Васюганская НГО (V - Александровский НГР, VI - Средневасюганский НГР, VII - Усть-Тымский НГР, VIII - Парабельский НГР, IX - Пудинский НГР, X - Казанский НГР, XI - Парбигский НГР)