Т.А. Ботнева, Н.А. Еременко, О.Л. Нечаева (ВНИГНИ)

Углубленное изучение биомаркеров (хемофоссилий) в нефтях позволило выявить редко встречающееся и мало изученное явление – наличие разных генетических типов нефтей на различных участках в одной и той же залежи. О теоретической возможности унаследования нефтью в том или в ином виде определенных черт, свойственных живому веществу, писали еще И.М. Губкин, А.Ф. Добрянский и В.И. Вернадский. Они считали, что различия нефтей разных нефтегазоносных горизонтов связаны с первоначальной неоднородностью исходного для нефтей органического материала. Подтверждение этого теоретического положения пришло позже, когда появилась новая аппаратура, позволяющая изучать УВ нефтей на молекулярном и атомарном уровнях.

Широкое применение для исследования нефтей методов газожидкостной хроматографии дало возможность детально проанализировать алифатические, нафтеновые и ароматические УВ в нефтях разных нефтегазоносных комплексов. Изучение стереохимии УВ [2] выявило ряд принципиально новых биомаркеров, отличающихся от других особенностями пространственного строения молекул. Были выделены наиболее информативные биомаркерные параметры. По мнению ряда авторов к ним относятся характер концентрационного распределения нормальных алканов, отношение пристана к фитану, концентрационное распределение стеранов состава С₂₇:С₂₈:С₂₉, отношения гопановых, стерановых и тритерпановых УВ. Некоторые исследователи отмечают генетическую связь структурных особенностей парафиновых цепей (соотношение длинных и коротких цепей коэффициент Ц, степень их разветвленности и т.д.) в нефтях и исходном органическом материале. В качестве биомаркеров в ряде случаев рассматриваются ванадиловые и никелевые порфирины.

В последние годы широкое изучение биомаркеров позволило выявить новые факты, когда в различных частях одной и той же залежи были обнаружены разные генетические типы нефтей, характеризующиеся заметно отличающимися значениями генетических показателей. Примером может служить нижне-среднекаменноугольная залежь Жанажольского месторождения Прикаспийской нефтегазоносной провинции (НГП), в нефтях которой отмечены существенные различия в составе биомаркеров (унаследованных от генерировавшего нефти ОВ) и значениях других показателей состава нефтей. В пределах этой залежи выявлены два генетических типа нефтей, четко различающиеся по таким генетическим критериям, как отношения 17a,21b-гопаны (С₂₉-С₃₅)/ регулярные стераны (С₂₇-С₂₉), g-церан/17a, 21b-гопаны, abb(20R+ 20S)/aaa (20R)С₂₉-стераны и др., пристан/фитан, показатели структуры парафиновых цепей парафинонафтеновых УВ (коэффициент Ц), содержание порфиринов и т.д. (табл. 1).

Нефти выделенных генетических типов отличаются не только по составу биомаркеров, но и по свойствам и групповому составу. Нефти I генетического типа, в отличие от второго, имеют высокую плотность (0,872-0,882 г/см³) и характеризуются повышенным содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов (19-23 %), более низкими концентрациями бензинов (10-24 %) и парафинонафтеновых УВ в отбензиненной части нефти (47-53 %). Для нефтей II генетического типа эти данные иные (см. табл. 1 ). При этом ИК-спектры нефтей I генетического типа свидетельствуют о том, что повышение их плотности и смолистости объясняется не их окислительными изменениями (на ИКС отсутствует п.п. 1710 см^-1, указывающая на наличие С=О группы и степень окисления нефти), а другими причинами.

Нефти выделенных генетических типов приурочены к различным участкам залежи (рис. 1). Нефти I генетического типа встречены на западе, а II – на востоке залежи. Граница, разделяющая нефти I и II генетических типов, имеет довольно причудливый вид и по простиранию не везде совпадает с направлением изогипс.

Первое предположение подтверждается различиями значений биомаркерных показателей, которые свидетельствуют о том, что нефти I генетического типа генерировались сапропелевым ОВ, основой которого послужили морские организмы и в значительной степени бактерии (табл. 2) (Нечаева О.Л., Ботнева Т.А., Дахнова М.В. и др., 1998). В исходной биомассе, с которой генетически связаны нефти II генетического типа, наряду с сапропелевым материалом (планктон и бентос) отмечается возрастание доли гумусового. Накопление этого ОВ происходило в более соленом бассейне по сравнению с бассейном, где накапливалось ОВ, продуцировавшее нефти I генетического типа. Нефти I генетического типа более катагенетически зрелые, чем нефти II генетического типа.

Приведенные данные и предположение о существовании двух источников нефтей Жанажольской залежи хорошо увязываются с литофациальными особенностями седиментационного нижне-среднекаменноугольного бассейна. Жаркамысская зона нефтегазонакопления, в пределах которой находится Жанажольская залежь, на западе граничит с морской терригенно-карбонатной формацией глубокого шельфа, а на востоке – с мелководной карбонатной формацией неглубокого шельфа (рис. 2). В депрессионных наиболее прогретых зонах каждой из этих формаций генерировались отличающиеся по составу УВ-флюиды, которые и поступали в Жанажольскую структуру с запада (I генетический тип) и востока (II генетический тип).

Отмеченные различия в плотности и групповом составе нефтей I и II генетических типов также, видимо, в основном объясняются генетическими причинами – их поступлением из разных зон генерации с неодинаковым составом ОВ. Но они могли возрасти и в процессе формирования Жанажольской залежи. Так, повышенная плотность "западных" нефтей по сравнению с таковой "восточных" в какой-то степени может быть связана с формированием Жанажольской залежи по принципу дифференциального улавливания. Согласно этому принципу, разработанному В. Гассоу и С.П. Максимовым (1954), при миграции флюидов вдоль регионального подъема пластов происходят определенные изменения в соотношениях между водой, газом, нефтью и в составе этих флюидов. В более погруженных ловушках формируются газовые залежи, выше – газонефтяные, затем нефтяные. Плотность нефтей возрастает с удалением от зоны генерации. Утяжеление нефтей при дифференциальном улавливании связано с недонасыщенностью их газами и потерей легких фракций, которые были "захвачены" первыми ловушками.

Зона генерации "западных" нефтей могла находиться на гораздо большем расстоянии от Жаркамысской зоны нефтегазонакопления, чем зона генерации "восточных" нефтей. Пути миграции первых могли быть более значительными по сравнению со вторыми. Это создавало более благоприятные условия для дифференциации нефтей I генетического типа при миграции и для большего увеличения их плотности в приподнятой части зоны нефтегазонакопления.

Наличие двух генетических типов нефтей с разными свойствами, в том числе с неодинаковым составом биомаркеров, отмечается не только в Жанажольской, но и в других залежах восточной части Прикаспийской впадины. Можно полагать, что и в неразведанной части Жаркамысского свода будут встречены нефти различного происхождения, поступавшие на свод как с запада, так и с востока. Предполагается, что нефти I генетического типа (более тяжелые) будут распространены в западной части свода, II – в восточной (см. рис. 2).

Присутствие разных по происхождению и не смешавшихся между собой нефтей, приуроченных к различным участкам одной и той же залежи, связано не только с формированием залежи за счет поступления нефтей из разных зон генерации, но и с существованием в ее пределах экранирующих преград, препятствующих распространению УВ-флюидов разных генетических типов по всей площади залежи или затрудняющих его. Преградами могут быть зоны низкой проницаемости, литологические, стратиграфические, тектонические экраны. В последнее время рассматривалась возможность наличия новых типов экранов, связанных с УВ-эмульсиями [1]. Так, Н.А. Еременко и Г.В. Чилингар (1996) указывают на возможность образования газоводяной эмульсии. По их мнению, этот процесс происходит в тех случаях, когда вследствие увеличения размера пор уменьшается капиллярное давление, падает пластовая температура и соответственно уменьшается растворимость газа в воде. В этих условиях газ выделяется в свободную фазу, образуя газоводяную эмульсию с очень большой поверхностной энергией. Образующаяся газоводяная эмульсия в пластовых условиях малоподвижна и упруга и потому может служить экраном для залежей газа.

Для свободного прохождения через поры частицы должны быть, по крайней мере, в 3 раза меньше перешейков сообщающихся пор.

3. Кроме известных литологических, стратиграфических, тектонических экранов и зон затрудненной проникаемости, определенное значение в формировании залежей могут иметь и эмульсионные (газо- или нефтеводяные) экраны.

1. Ильинская В.В. Генетическая связь углеводородов органического вещества пород и нефтей. – М.: Недра, 1985.
2. Петров Ал.А. Стереохимия насыщенных углеводородов. – М.: Недра, 1981.
3. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. - М.: Недра, 1983.

Two genetic types of oils confined to different parts of the pool have been revealed in Lower-Middle Carboniferous pool of the Zhanazhol field in Peri-Caspian region by a complex of biomarkers. Significant differences in biomarker composition suggest the hydrocarbon fluids supply into a pool from two generation zones located to the west and east of the pool – within distribution of shallow and deep shelf deposits.

Confinement of oils of recognised genotypes to different parts of a pool seems to be explained by the presence of a screen in the trap body making difficult or preventing a mixing of different generation oils. The screen in the pool under consideration could be a zone of lower permeability or oil-water emulsion being formed in the pool.

* Данные Т.П. Жегловой.

** Данные В.В. Ильинской.

Биомаркеры в нефтях Жанажольской нижне-среднекаменноугольной залежи (C₁-C₂) и их связь с типом исходной биомассы

Рис. 1. РАСПРОСТРАНЕНИЕ РАЗЛИЧНЫХ ГЕНЕТИЧЕСКИХ ТИПОВ НЕФТЕЙ В НИЖНЕ-СРЕДНЕКАМЕННОУГОЛЬНОЙ ЗАЛЕЖИ ЖАНАЖОЛЬСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1 – изогипсы кровли нижне- среднекаменноугольных отложений, м; 2 – скважины с проявлениями нефти I (а) и II (б) генетических типов; 3 – зоны распространения нефтей I (а) и II (б) генетических типов; 4 – граница распространения нефтей I (а) и II (б) генетических типов; 5 – направление миграции нефтей I (а) и II (б) генетических типов

Рис. 2. ПРОГНОЗ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ГЕНЕТИЧЕСКИХ ТИПОВ НЕФТЕЙ В НИЖНЕ-СРЕДНЕКАМЕННОУГОЛЬНЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ВОСТОЧНЫХ РАЙОНОВ ПРИКАСПИЙСКОЙ НГП (фации – по В.С. Шеину, С.Ю. Банковскому, формации – по А.К. Замаренову и др.)

1 – глубокий шельф, морская терригенная карбонатная формация; 2 – неглубокий шельф, мелководно-карбонатная формация; 3 – границы палеофациальных зон; 4 – зоны распространения нефтей I (а) и II (б) генетических типов; 5 – возможные направления миграции нефтей I (а) и II (б) генетических типов; б – изогипсы по кровле подсолевых отложений, км; 7 – месторождения: а – нефтяные, б – нефтегазовые; 8 – границы тектонических элементов; 9 – Уральская складчатая система