В последнее время важность результатов, получаемых при геохимическом анализе нефтей, не вызывает сомнения. Основным источником информации является изучение закономерностей распределения циклических и ациклических биометок. На основании распределения в нефтях биомаркеров - стеранов и терпанов - ориентировочно определяются стратиграфический возраст материнской породы, степень преобразованности ОВ, литолого-фациальные условия образования нефти и т.д.

В литературе мало внимания уделяется влиянию пластовой температуры залегания нефти на распределение биомаркеров. Вместе с тем УВ-состав нефтей может варьировать не только за счет генетических факторов, но и изменения пластовой температуры их залегания. Поэтому выявление закономерностей изменения УВ-состава нефтей в зависимости от пластовой температуры их залегания является актуальной задачей. Знание этих закономерностей позволит более уверенно проводить корреляцию в системах материнская порода - нефть и нефть - нефть.

Настоящая статья посвящена особенностям распределения УВ-биомаркеров в нефтях одного и того же генезиса, но залегающих при разных пластовых температурах. Объектами исследования послужили нефти баженовской свиты Салымской площади. Уникальность Салымского нефтяного месторождения заключается во многих факторах, в том числе и в вариациях пластовых температур, изменяющихся в пределах месторождения от 90 до 138 °С (разброс температуры - 48 °С) (рис. 1). Нефти были изучены по двум профилям - с юга на север и с востока на запад (более 25 скважин).

Анализ изменения пластовых температур свидетельствует, что северная и северо-восточная части структуры - самые "холодные". В их пределах пластовые температуры изменяются от 91 до 110 °С, в то же время именно в северо-восточной части зафиксированы наибольшие глубины отметки кровли баженовской свиты.

Самым "горячим" участком месторождения является его сводовая часть, оконтуренная изогипсами -2750 и -2800 м, в пределах которых пластовые температуры варьируют от 120 до 138 °С. Южная и юго-западная части структуры занимают промежуточное положение - здесь пластовые температуры колеблются в пределах 103-118 °С.

Для изучения УВ применялся метод компьютеризированной хроматомасс-спектроскопии (ГХМС). Для исследования распределения насыщенных УВ методом ГХМС из нефтей предварительно выделялась фракция насыщенных УВ (ПЦП) методом высокоэффективной жидкостной хроматографии (ВЭЖХ). Для разделения использовали препаративную колонку "ENERGY ANALISIS (NH₂)". Скорость элюента - 3 мл/мин. ПЦП подробно исследовалась методом ГХМС. Изучались главным образом полициклические биомаркеры состава C_20-35 (в основном стераны и терпаны), н-алканы и изопреноиды, УВ ряда адамантана состава С₁₁-С₁₃.

Хроматомасс-спектрометрическое исследование осуществлялось на приборе НР-2971 с использованием системы компьютерной обработки данных в режиме Sim с записью ионов m/z 191,177 для терпанов и m/z 217,218 для стеранов и диастеранов, m/z 135,149,163 для адамантанов и m/z 71 для н-алканов и изопреноидов. Разделение УВ проводилось на капиллярной колонке с силиконовой фазой типа OV-101. Хроматографирование велось в режиме линейного программирования температуры, начало - 40 °С, скорость подъема температуры - 4°/мин, конец программы - 290 °С. Запись спектров проводилась в режиме сканирования с интервалом 2 с. Затем выполнялась компьютерная реконструкция хроматограмм по характерным для различных групп УВ осколочным ионам. Все спектры сняты при энергии ионизации 70 эВ. Идентификация УВ выполнялась с использованием эталонных УВ, имеющихся в лаборатории геохимии нефти ИГиРГИ.

На основании полученных результатов было выявлено, что при пластовых температурах залегания нефтей в пределах 98-116 °С УВ-показатели практически не изменяются, а при превышающей 120 °С происходит изменение некоторых УВ-соотношений. Поэтому исследованные нефти условно разделили на две группы:

1. нефти, характеризующиеся УВ-показателями, не реагирующими на изменения пластовых температур в пределах 98-116 и 120-138 °С;
2. нефти, имеющие УВ-показатели; в которых при пластовых температурах залегания нефти выше 120 °С наблюдаются изменения соотношений.

Рассмотрим УВ-соотношения 1-й группы нефтей баженовской свиты, не зависящие от изменения пластовой температуры ( рис. 2 ). Сравнительное изучение высокомолекулярных регулярных стеранов состава С_27-29 (отношения С₂₇/С₂₉ и С₂₈/С₂₉) показало их практически полное совпадение в нефтях 1-й и 2-й групп. Не меняется с температурой и коэффициент термической зрелости (К₁зр), поскольку он определялся по соотношениям изомеров стеранов С29 -bb /(aa + bb). Эти эпимерные превращения стерановых УВ протекают довольно легко и в нашем случае они достигают равновесия [1]. Поэтому более глубокая преобразованность ОВ на эти отношения не влияет. Следовательно, этот показатель в данном случае является малоинформативным. Равновесия достигли и гомогопаны состава С_31-35, в которых хиральный центр С₂₂ находится в алифатической части молекулы и отношение эпимеров 22S/22R составляет в основном 60/40. Среди терпановых УВ с увеличением пластовой температуры залегания нефти не претерпело изменения и отношение адиантан/гопан (Г₂₉/Г₃₀ - тритерпаны) На пластовую температуру залегания нефти практически не реагируют и относительные количества прегнанов.

Интересно, что с увеличением пластовой температуры залегания нефти практически не меняются алкановые соотношения - пристан/фитан, (пристан+фитан) н-C_17-18, н-C_25-27/ н-C_13-15. Полученные нами материалы о малой изменяемости отношения пристан/фитан под влиянием температурного фактора согласуются с данными работы [2]. Вместе с тем считается, что с увеличением температуры уменьшаются отношения (пристан+фитан)/(н-C₁₇+н-C₁₈) (легче распадаются изопреноиды, чем н-алканы) и н-C_15-17/н-C_13-15 (происходит увеличение легкокипящих н-алканов за счет крекинга высокомолекулярных УВ).

Рассмотрим теперь 2-ю группу нефтей, характеризующуюся УВ-соотношениями, изменяющимися с увеличением пластовой температуры залегания нефти.

Из рис. 3 видно, что при пластовых температурах 120-138 °С наблюдается изменение структурных изомеров 22,29,30 трисноргопанов (увеличивается отношение Ts/Tm). Относительно этого показателя существуют разные мнения [3, 4]. В нашем случае это отношение однозначно реагирует на температуру.

Как и следовало ожидать, доля термодинамически более устойчивого 17-метил, 18a(Н)-22,29,30 триснор-метилгопана (Ts) с увеличением пластовой температуры повышается. В равновесной смеси содержится более 95 % Ts [3]. В отличие от вышеуказанных эпимерных преобразований стеранов состава С₂₉ реакция структурной изомеризации гопана С₂₇ протекает гораздо медленнее. Поэтому этим показателем необходимо пользоваться для термически более преобразованных нефтей, где коэффициент термической зрелости К1зр является уже неинформативным.

С увеличением пластовой температуры залегания нефти резко повышается доля адамантановых УВ (отношение адамантаны С₁₂/прегнаны С_21-22 растет от 0,3 до 5,2). Этот впервые введенный нами показатель может быть использован при оценке степени пре-образованности ОВ, особенно при сравнении термически сильно преобразованных нефтей. Этот показатель интересен тем, что, несмотря на отсутствие адамантановых структур в исходной биомассе, они присутствуют буквально во всех нефтях и конденсатах, генерированных как морским, так и континентальным ОВ, как в слабо, так и в сильно преобразованных нефтях, генерированных как глинистыми, так и карбонатными толщами от протерозоя до кайнозоя (Гордадзе Г.Н., Арефьев О.А., 1997; Гордадзе Г.Н., Арефьев О.А., Забродина М.Н., 1998). Кроме того, поскольку относительное содержание прегнанов практически не реагирует на пластовую температуру залегания нефти (см. рис. 2 ), в данном случае оно может рассматриваться как природный репер.

Уменьшение отношений гопан С₃₀/стеран С₂₉ при пластовой температуре залегания нефти выше 120 °С подтверждает ранее известный факт, что с возрастанием степени термической зрелости ОВ в первую очередь исчезают УВ ряда гопана.

Как видно из рис. 3 , при пластовой температуре залегания нефти выше 120 °С увеличивается и отношение хейлантанов (трициклических терпенов) к тритерпанам (три/пента). К сожалению, невозможно однозначно трактовать, что рост этого отношения связан с увеличением относительного содержания хейлантанов, поскольку этот рост может быть обусловлен как уменьшением относительного содержания тритерпанов с увеличением пластовой температуры, так и возрастанием относительной концентрации хейлантанов, связанным с их высвобождением из асфальтенов и смол в более жестких условиях.

Подводя итог, можно сказать, что при геохимических выводах при корреляции в системе нефть - нефть, сделанных на основании распределения биомаркеров, необходимо учитывать и пластовую температуру залегания нефти. Ибо, как и следовало ожидать, пластовая температура влияет на некоторые УВ-соотношения, а именно: с увеличением пластовой температуры залегания нефти заметно повышаются относительные количества хейлантанов, 17-метил,18a(Н)-22,29,30 триснорметилгопана (Ts), адамантанов и уменьшается отношение гопан С30/стеран С29.

1. Петров Ал.А. Углеводороды нефти. - М.: Наука, 1984.
2. Сафонова Г.И. Реликтовые структуры в углеводородах нефтей различных стратиграфических подразделений. - М.: Недра, 1980.
3. Peters К., Moldovan J. The biomarker guide: interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments. - New Jersey: Prentice Hall, Englwood Cliffs, 1993.
4. Waples D., Machihara T. Biomarkers for geologists - a p., O.A. ractical guide to the application of steranes and triterpanes in petroleum geology // AAPG Methods in explorations. The American Association of Petroleum Geologists. - Tulsa, Oklahoma, USA. - 1991. - № 9.

On the example of oils of Bazhenov suite of Salym area, features of hydrocarbons - biomarkers distribution against formation temperature (90-138°C) of oil occurrence are distinguished. It is shown that with increase in formation temperature of oil occurrence (>120 °C), relative volumes of cheilantanes, 17-methyl, 18a (H)-22, 29, 30 trisnormethylgopane (Ts), adamantanes are increasing, and gopane C₃₀/sterane C₂₉ is de-

1 - изогипсы кровли баженовской свиты, м; 2 - скважина (числитель - номер скважины, знаменатель - пластовая температура залегания нефти, °С)

Пластовая температура залегания нефти, °С: 1 - 98-116, 2 - 120-138

Усл обозначения см на рис 2