В последние годы в связи с ростом объемов глубокого бурения появляется все больше сведений об обнаружении залежей нефти на больших глубинах (в случае распространения там карбонатных отложений), обладающих повышенной плотностью. В качестве примера можно привести нефти как из зарубежных нефтегазоносных бассейнов (НГБ) - Маракаибо, Западно-Канадский, Юго-Восточной Мексики, так и отечественных - Астраханский свод Прикаспийской впадины и т.д. В то же время и на меньших глубинах, особенно в районах, сопредельных со складчатыми областями, также обнаружены залежи нефти повышенной (> 0,85 г/см³) плотности (например, девонские нефти восточного склона Русской платформы). Генезис последних связывают с явлениями гипергенеза и криптогипергенеза, однако это объяснение не всегда применимо к происхождению тяжелых нефтей на больших глубинах. Поэтому мы попытались дать свою версию генезиса тяжелых нефтей в карбонатных отложениях.

Нефтегазоносный бассейн Маракаибо, несмотря на небольшие размеры, принадлежит к богатейшим в мире по запасам и добыче нефти [1-3]. Он охватывает межгорную впадину в Восточных Кордильерах, сформировавшуюся на базе срединного массива. Фундаментом бассейна служат докембрийские и частично палеозойские метаморфические породы. Меловые отложения, перекрывающие фундамент, сложены в нижней части карбонатными, а в верхней - карбонатно-терригенными осадками. Зона нефтегазонакопления (ЗНГН) Мене-Гранде-Мотатан имеет запасы 370 млн. т нефти. Здесь в известняках на глубине 3975 м найдена тяжелая нефть плотностью 0,92 г/см³. В лагуне к югу от зоны Боливар-Коастал обнаружено несколько месторождений антиклинального типа с залежами нефти и конденсата в песчаниках кайнозоя и известняках мела. В этом районе до глубины 5825 м пробурена скважина - одна из самых глубоких в Южной Америке; на глубине 5668 м из карбонатных отложений мела получена нефть. На западном борту бассейна в пределах месторождения Мара в интервале глубин 2621-3180 м в карбонатных отложениях мела обнаружена нефть плотностью 0,874-0,882 г/см³. Запасы нефти составляют 100 млн. т. Здесь же на месторождении Сан-Хулиан из тех же отложений с глубины 4625 м получена также тяжелая нефть плотностью 0,86 г/см³. Практически все открытые здесь залежи нефти в карбонатных отложениях мела имеют достаточно высокую плотность: Карото (глубина 4400 м, 0,865 г/см³), Мулата (4450 м, 0,880 г/см³), Гарсиа (4500 м, 0,915 г/см³).

Также тяжелыми являются нефти карбонатных отложений оксфорда, нижнего, среднего и верхнего мела месторождений юго-восточных НГБ Мексики (Кампече, Чипас-Табаско, Сьерра-де-Чипас). Здесь в интервале 3261-5820 м плотность нефтей колеблется от 0,885 до 0,915 г/см³, при этом к самому глубокому интервалу (скв. 6 Кампече, 5260-5820 м) приурочена нефть плотностью 0,885 г/см³. Все нефти являются сернистыми. М.А. Гузман-Вега и М.Р. Мелло (1999) полагают, что эти нефти имели источником ОВ, концентрировавшееся в среде морского карбонатного осадконакопления повышенной солености. Известны и другие нефти в НГБ Мексики, приуроченные к карбонатным образованиям среднего мела на больших глубинах и имеющие повышенную плотность (Кандуакан, глубина 4056 м, 0,882 г/см³; Самария, 4355 м, 0,881 г/см³; Ситио-Гранде, 4170 м, 0,856 г/см³).

В Западно-Канадском осадочном бассейне, в Южной Альберте, С. Рейдиджер, П. Стевенсон, М. Фаулер и Л. Сноудон (1997) месторождение Мэниберрис называют "аномальным" за то, что оно вмещает в девонских карбонатных образованиях сернистые (1,0-1,4 %) нефти плотностью до 0,865 г/см³. Указанные исследователи полагают, что колебания отношения пристан/фитан от 0,7 до 1,0, отношения стеранов C₂₈/C₂₉ от 0,27 до 0,33, заметное присутствие гомогопанов С₃₃ и С₃₅ и сравнительное изобилие С₂₄ тетрациклических терпанов и прегнанов указывают на источник ОВ в самих карбонатных образованиях девона, отложенных в условиях повышенной морской солености. Однако в регионе не найдены девонские отложения с такой характеристикой ОВ [4].

В пределах Астраханского свода в скв. 2 Володарская с глубины 5968 м из верхнедевонских карбонатных образований получена тяжелая (0,868-0,872 г/см³) сернистая (1 %) нефть.

На меньших глубинах (до 3000-3300 м) такие тяжелые нефти встречены в восточной бортовой зоне Прикаспийской впадины. В Волго-Уральской нефтегазоносной области (НГО) К.Ф. Родионова (1967) отмечает более высокую плотность нефтей девонских карбонатных отложений по сравнению с таковой каменноугольных. Особенно это характерно для нефтей районов, приближенных к Уралу. Так, в пределах Куйбышевского Заволжья еще К.Б. Аширов (1967) отмечал рост плотности нефтей с глубиной. К числу месторождений с высокой плотностью нефти в карбонатных отложениях девона в этом регионе можно отнести Аглосское (глубина 2610 м, 0,891 г/см³), Восточное (2920 м, 0,858 г/см³), Гайдаровское (2775 м, 0,860 г/см³), Гараевское (2560 м, 0,872 г/см³), Ясеневское (2600 м, 0,881 г/см³), Каратайское (2760-2826 м, 0,860-0,884 г/см³), Никоновское (2825 м, 0,886 г/см³), Холмовское (2880 м, 0,869 г/см³), Солоцкое (3230 м, 0,873 г/см³), Фурмановское (3200 м, 0,896 г/см³) и др. Такое же явление отмечается и в каменноугольных карбонатных отложениях, залегающих на меньшей глубине. Для ряда многопластовых месторождений этого региона также характерен рост плотности нефтей с увеличением глубины залегания. Так, в пределах Парфеновского месторождения с ростом глубины залегания нефтей от 2038 до 3078 м и при переходе от нижнекаменноугольных к верхнедевонским карбонатным отложениям плотность нефтей последовательно увеличивается с 0,838 до 0,864 г/см³. На Терешкинском месторождении с ростом глубины от 1504 до 2300 м и при переходе от средне- к нижнекаменноугольным карбонатным отложениям плотность нефтей увеличивается с 0,798 до 0,868 г/см³. На Верхневетлянском нефтяном месторождении при росте глубин от 1950 до 2578 м и при переходе от средне- к нижнекаменноугольным карбонатным отложениям плотность нефти последовательно увеличивается с 0,771 до 0,864 г/см³. Аналогичное явление фиксируется и на Гараевском, Ясеневском, Горбатовском, Козловском, Подъем-Михайловском, Рассветском, Софинско-Дзержинском и других месторождениях. При этом К.Б. Аширов (1967) также отмечает, что рассматриваемые нефтяные залежи как бы подстилаются слоем опресненных вод.

Факт практически массового распространения в карбонатных отложениях тяжелых нефтей, особенно на больших глубинах, безусловно, требует объяснения.

К.Б. Аширов (1967) объяснял это явление вертикальной эмиграцией легких фракций из нефтей девона. Однако последующие исследователи опровергли это предположение, установив способность ОВ вышележащих как каменноугольных, так и нижнепермских отложений генерировать УВ (Вайнбаум С.Я., 1975; Родионова К.Ф., 1967). Тем не менее и в 1997 г. группа исследователей США, Норвегии и Египта (Г.К. Хорасани, Д.К. Мичелсен, Д.С. Долсон), рассматривая обстоятельства, контролирующие объем и распределение небиодеградированных тяжелых нефтей в карбонатных отложениях, первым и единственным фактором называют внутрирезервуарную сегрегацию по составу.

Не отрицая возможности такого процесса в природных условиях, мы предлагаем другое вероятное объяснение распространения в карбонатных отложениях нефтей повышенной плотности, в том числе и на большой глубине.

По нашему мнению, это может быть связано с растворяющей способностью СО₂ в смеси с водяным паром по отношению к соединениям, входящим в нефть, в жестких термобарических условиях больших глубин. Появление СО₂ в больших количествах связано с гидролизом карбонатных толщ в зоне действия высоких температур (> 80 °С).

При исследованиях по растворимости высококипящих УВ в сжатых газах особое внимание было уделено растворяющей способности СO₂ (Капелюшников Л., Закс К., 1952; Жузе Т.П. и др., 1954, 1957, 1964, 1969, 1979, 1986; Price L et al., 1983-1991). В последние годы при проведении подобных экспериментов добавлялись пары воды (Петренко В.Л., 1993; [5]). В результате было установлено, что при низкой температуре (ниже 100 °С) и давлении 8,8-32,7 МПа растворяются УВ с низкой молекулярной массой - С₅-С₁₅. При температуре 100 °С и давлении 80 МПа все компоненты нефти могут раствориться в газе. При этом на растворение тяжелых УВ большее воздействие оказывает увеличение давления, а не температуры. Смесь СО₂ с парами воды является значительно более мощным растворителем по сравнению с "сухим" СO₂. При этом в природных условиях под влиянием СO₂ могут образовываться как первичные, так и вторичные тяжелые нефти.

Первичные нефти повышенной плотности образуются за счет растворения в СO₂ не только УВ, но и смолисто-асфальтеновых соединений, генерированных как до температуры 80 °С, так и в зоне действия температур "нефтяного окна", совпадающих с температурой гидролиза карбонатных толщ.

В качестве примера таких первичных нефтей, утяжеление которых связано с растворением в СO₂ находящихся в них смол и асфальтенов, можно привести нефти карбонатных толщ девона плотностью 0,85-0,88 г/см³, тяготеющих к Предуральскому прогибу Самарской и Оренбургской областей. Поступление СO₂ как в ходе гидролиза самих вмещающих карбонатных толщ, так и со стороны Предуральского прогиба привело к росту плотности рассматриваемых нефтей в отдельных случаях до 0,909 г/см³.

Вторичные тяжелые нефти образуются за счет контакта палеоскоплений УВ с огромным количеством СO₂. Такое оптимальное сочетание можно обнаружить в юго-западной части Прикаспийской впадины, в пределах Астраханского свода. При этом содержание СO₂ увеличивается как вниз по разрезу (12-27 %), так и в юго-западном направлении в сторону Каракул-ско-Смушковской зоны дислокаций(88-97 %). Этому способствуют уменьшение минерализации пластовых вод (182-25 г/л) и смена ее характера с хлоркальциевого на гидрокарбонатно-натриевый. Подобную геохимическую инверсию объясняют внедрением паров воды с последующей их конденсацией и образованием конденсационных вод (Кисин И.Г., Пахомов С.И. и др., 1989; Антипов С.М.,1991). Кроме того, в качестве растворителя также добавляется огромное количество метана, генерированного девонскими карбонатными газоматеринскими породами. Доказательством этого, помимо высоких стадий катагенетической превращенности ОВ (конец зоны образования УВ конденсатного ряда и начало главной зоны газообразования), является также характеристика сорбированных известняками УВ-газов: высокие концентрации(> 100 см³/кг) и их сухой состав (СН₄ = 98-100 %). В природных условиях эта смесь СО₂ с парами воды и метаном, встречая палеозалежь гипергенно измененной нефти, начинает ее растворять с образованием вторичной нефти. Видимо, такой механизм генерации имел место в пределах Астраханского свода и привел к формированию вторично тяжелой нефти (0,868-0,872 г/см³) в верхнедевонских карбонатных отложениях (глубина 5961 м, скв. 2 Володарская).

По всей вероятности, подобный механизм генерации первичных или вторичных тяжелых нефтей имел место и в рассмотренных НГБ Маракаибо в Венесуэле, Юго-Восточной Мексики и Западно-Канадском. Доказательством имеющейся в настоящем и имевшейся в прошлом возможности генерации огромных масс СO₂ являются высокие температуры в отложениях и значительные концентрации СO₂. Так, в пределах месторождения Санта-Ана уже в эоценовых отложениях на глубине 2694-3213 м современная температура составляет 132 °С, а концентрация СО₂ в газе газовой шапки достигает 14,62 %. В пределах Западно-Канадского НГБ в свободных газах девонских отложений месторождения Кэвин-Сансбэрст концентрация СO₂ - 9,5 %, а Блэклиф (свита Миссисипи, 1163 м) - 10,7 %.

В пределах НГБ Грин-Ривер в ордовикских отложениях месторождения Тип-Ton в свободных газах на глубине 4603 м СO₂ - 85,5 %, Найф-Спрингс (глубина 5264 м) - 14,7 %, а глубже (5550 м) -23,1 %. В газах газоконденсатного месторождения Черт-Бьюс в свите Мадисон на глубинах 5540 и 5585 м его концентрация составляет 20,4 и 86,6 % соответственно. При этом ему сопутствуют высокие концентрации гелия - от 0,13 до 0,80 %.

В карбонатных отложениях известны и легкие нефти (0,79-0,82 г/см³). При этом установлено (Левшунова С.П., 1994), что их генезис часто связан с восстанавливающим воздействием глубинного водорода (месторождения легких нефтей в девонских карбонатных отложениях Землянского и Ольховского грабенов и Степновского сложного вала в юго-восточном окончании Русской платформы, Тенгиз в Прикаспийской впадине и т.д.).

При прогнозе фазового состояния УВ в залежах карбонатных отложений, особенно на больших глубинах (при отсутствии источника водорода), следует предусмотреть возможность обнаружения в них как первичных, так и вторичных тяжелых нефтей за счет растворения в смеси СO₂ и паров воды входящих в нефть соединений. Это особенно актуально для регионов, сопредельных с тектонически-напряженными крупными структурными элементами, способными быть "донорами" СO₂.

1. Высоцкий И.В., Высоцкий В.И., Оленин В.Б. Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран. - М.: Недра,1990.
2. Несмеянов Д.В., Высоцкий В.И. Месторождения нефти и газа развивающихся стран. - М.: Недра, 1988.
3. Нефти и газы месторождений зарубежных стран. Справочник / Под ред. В.И. Высоцкого. - М.: Недра, 1977.
4. Lower Cretaceous petroleum systems in Southern Alberta, Western Canada sedimentary basin /C. Reidiger, F. Karavas, P. Stevenson, M. Fowler, L. Snowdon // 18th International meeting on Organic Geochemistry. Abstracts. - Maastricht, 1997. -P. 231-232.
5. Mechanism of liquid hydrocarbon gas-phase transfer / V.L. Petrenko, V.D. Schugorev, N.V. Petrenko, S.N. Beletskaya // 18th International meeting on Organic Geochemistry. Abstracts. - Maastricht, 1997. - P. 169-170.

Primary and secondary heavy oils are recognized. For the first time it is shown a possibility of generation of primary heavy oils of increased density in carbonate deposits due to coincidence of temperatures of the Main oil generation zone and a start of carbonate rocks hydrolysis (above 80 C) resulted in active dissolving of hydrocarbons as well as tars and asphaltenes in CO₂ being formed that produces a growth of oil density in carbonate deposits.

It is also shown a possibility of secondary heavy oils generation at large depths due to a contact of hydrocarbon paleoreservoirs with a mixture of CO₂ and water vapour in zones of high temperatures and pressures. Examples of such oils generation at native and foreign territories (Maracaibo oil and gas basin, south-eastern Mexico, West Canadian, eastern area of Volga-Urals oil and gas area, Astrakhan arch) are given.