Глинистые породы слагают до 80 % осадочного чехла Земли, однако интерес к ним как к коллекторам нефти и газа до сих пор явно незначителен, несмотря на их доказанную нефтегазоносность в целом ряде регионов мира - США, Италии, России и др. (Добрынин В.М., 1982; Гурари Ф.Г, 1983; Клубова Т.Т., 1988; Дорофеева Т.В., 1992). Вопросами формирования залежей нефти в главной зоне нефтеобразования в глинистых нефтематеринских толщах, главным образом доманикового типа, занимались многие исследователи: С.Г. Неручев, Е.А. Рогозина, В.Б. Чистяков, И.Н. Ушатинский, А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, О.К. Баженова, Т.К. Баженова, Н.В. Лопатин, И.Е. Постникова, Б.А. Лебедев, Т.В. Дорофеева, С.Г. Краснов, Е.И. Тараненко и др.

К настоящему времени накоплен значительный объем материалов, свидетельствующий о перспективности глинистых отложений как коллекторов нефти и газа. Среди глинистых и кремнисто-глинистых образований наиболее изучены коллекторы баженовской свиты на территории Западной Сибири. Однако известны многочисленные примеры обнаружения залежей нефти и газа и в других глинистых толщах. Например, в Восточном Предкавказье майкопская глинистая толща, ранее считавшаяся региональной покрышкой для залежей нефти и газа верхнемеловых отложений, в последнее время рассматривается как коллектор (Гайдаров Г.Н. и др., 1997). На территории Чечни и Дагестана при вскрытии глинистых пород многократно отмечались мощные выбросы УВ и газонефтепроявления. Притоки достигали 200 м³/сут, но сложные условия бурения и отсутствие традиционных песчаных пластов резко снижали интерес к этой толще.

В Ставропольском крае еще в 50-е гг. были открыты газовые залежи, приуроченные к глинистым алевролитам хадумских отложений с пористостью > 20 % и проницаемостью > 1 фм². В глинисто-карбонатных отложениях палеогена, вскрытых на Журавской площади в Ставрополье, пластами-коллекторами являются низкоомные породы с высокой гамма-активностью (до 215,1*10^-14 А/кг), с достаточно большими кавернами, образовавшимися за счет набухания глинистых компонентов (Дудаев С.А., Пинкензон Д.Б., 1994). При испытании этих глинистых пород в интервале 2069-2098 м получен приток нефти 15 м³/сут, а после соляно-кислотной обработки - 19 м³/сут. В аналогичных отложениях скв. 9 Искринской площади при испытании интервала 2245-2267 м зафиксирован приток 12 м³ пластовой воды с пленкой нефти.

Особый предмет исследований представляют глинистые толщи на больших глубинах. Опыт бурения и изучения разрезов глубоких и сверхглубоких скважин показал, что при больших глубинах погружения толщ глинистые породы приобретают ряд новых особенностей, свидетельствующих об улучшении их коллекторских свойств.

Некоторое время существовало мнение об ухудшении коллекторских свойств глинистых пород с глубиной (Копыстянский Р.С, 1978), основанное на экспериментальных данных по смыкаемости щелевидных пустот в аргиллитах в зависимости от внешнего давления. На базе экспериментальных зависимостей сделан вывод, что на глубине трещиноватость песчаников и алевролитов будет увеличиваться, а глинистых пород, наоборот, уменьшаться. При этом заключение о смыкаемости трещин аргиллитов на больших глубинах сделано без какого-либо учета изменений вещественного состава и физических свойств аргиллитов на больших глубинах, а также действия неравномерного поля давлений и наличия аномально высоких пластовых давлений (АВПД).

Проведенный статистический анализ пористости и проницаемости различных литологических разностей пород по глубинам для ряда основных нефтегазоносных провинций позволил установить, что на больших глубинах коллекторами могут быть любые осадочные породы, в том числе и глинистые. Последние за счет потери пластичности, имея низкие пределы прочности на сжатие и растяжение, в первую очередь предрасположены к глубинному трещинообразованию. Важную роль в увеличении фильтрационно-емкостных характеристик глинистых пород на больших глубинах в условиях неравномерно напряженного состояния толщ играют процессы разуплотнения, вызываемые дилатансией (Павлова Н.Н.,1975; Ставрогин А.Н., Протосеня А.Г., 1992), сопровождаемые интенсивным растворением и выщелачиванием наименее устойчивых минералов.

Возрастание роли глинистых пород как коллекторов нефти и газа с глубиной обусловлено как снижением пластичности глинистых пород, так и потерей ими части физически связанной воды на больших глубинах и приобретением гидрофобных свойств. Процессы катагенеза в ходе геологической эволюции существенно преобразуют глинистое вещество пород. С ростом глубины и соответственно катагенеза разбухающие пластичные минералы (монтмориллонит, гидрослюды и др ), входящие в состав глинистой породы, преобразуются в аутигенные гидрослюды, хлорит, каолинит и др. с перераспределением долей крупных и мелких микрокапилляров, снижением удельной поверхности, уменьшением емкости катионного обмена и водоудерживающих свойств, ростом гидрофобности, потерей связанной воды и увеличением хрупкости породы, что в конечном итоге ведет к повышению аккумуляционного потенциала глинистых пород. При переходе из связанного состояния в свободную фазу воды глинистых минералов приобретают повышенную растворяющую способность, нарушая сложившееся в ходе геологической эволюции равновесие между твердой и жидкой фазами, что приводит к выносу определенной доли минеральной части породы и некоторому увеличению ее пористости. По экспериментальным данным (Киссин И.Г., 1967) установлено, что растворимость кремнезема при температуре, соответствующей большим глубинам (100-200 °С), в аргиллитах существенно выше, чем в алевролитах и песчаниках. Кроме того, давно замечено, что растворенный в аргиллитах кремнезем перераспределяется в песчаники и алевролиты, где и происходит его осаждение (Карпов П.А., Лопатин Н В., Шилин А.В. и др., 1969).

Экспериментальные опыты, проведенные на ряде литологических разностей в условиях фильтрации и меняющегося рН раствора, показали, что при изменении кислотности растворов адсорбированные на минеральной поверхности катионы гидролизуются и переходят в раствор. Химически инертные породы, сложенные кварцем, при снижении кислотности порового раствора адсорбируют на своей поверхности различные рудные элементы, т.е. происходит некоторое запечатывание чистых кварцевых песчаников и образование дополнительного пустотного пространства в аргиллитах и других многокомпонентных разностях пород (Птицын А.Б., Куляпина Е.Д., 1996). Этими же опытами установлена связь между изменениями кислотности и размером частиц, слагающих породу. С увеличением дисперсности наблюдается более существенная разница между исходным и конечным рН, что предполагает более интенсивные выщелачивающие реакции на поверхности именно глинистых минералов. Это предопределяет более высокий темп образования дополнительного пустотного пространства на больших глубинах именно в аргиллитах.

Кроме того, к увеличению дополнительного пустотного пространства ведут и процессы преобразования монтмориллонита в гидрослюду, за счет которых высвобождается 3 % кремнезема. Экспериментальные исследования, проведенные на черных глинах с различной степенью зрелости, показали, что в наиболее зрелых глинистых отложениях, прошедших главную фазу генерации нефти, за счет неравномерных напряжений на больших глубинах образуются субгоризонтальные микротрещины, в которых давление флюида поддерживает их в раскрытом состоянии (Vernik L. , 1994).

Потеря воды глинистыми минералами способствует также и изменению поверхностных свойств породы, определяемых степенью смачиваемости. Глинистые породы приобретают гидрофобные свойства, благоприятствующие проникновению и удержанию УВ. Так, в Институте органической и физической химии КНЦ РАН установлено, что при увеличении содержания глины в пористой среде от 0 до 20 % резко увеличивается коэффициент хемосорбированной нефти (от 2,3 до 7,0 %) и имеет место гидрофобизация глинистых минералов вследствие необратимой адсорбции нефтяных компонентов, что приводит к изменению смачиваемости пород (Юсупов Г.Н. и др., 1997).

Опыт вскрытия и изучения глинистых коллекторов в различных геологических ситуациях по данным глубокого бурения [1, 4] показал, что существенные отклонения в характере изменения коллекторских свойств глинистых пород с глубиной вызываются АВПД, за счет действия которых пористость наиболее глинистых разностей существенно превышает таковую песчаников, алевролитов и карбонатов. Примером могут служить данные по Колвинской глубокой параметрической [1] и Биикжальской сверхглубокой скважинам (СГС). В разрезе Биикжальской СГС на глубине 5-6 км глинистые породы имеют пористость до 15 %, в то время как песчано-алевритовые - не более 13,5 % (Прошляков Б.К., Дмитриевский А.Н., 1977).

Более высокие коллекторские характеристики глубокопогруженных глинистых пород по сравнению с таковыми безглинистых разностей объясняются также и различиями их постседиментационных преобразований на поздних стадиях катагенеза в условиях больших глубин. В глинистых породах при высоких температурах и давлениях интенсифицируются процессы выщелачивания карбонатного вещества и других минералов при воздействии высвобождаемой с поверхности глинистых минералов физически и химически связанной воды, обладающей аномальными свойствами и химической агрессивностью. Присутствие ОВ в глинах, являющихся мощным катализатором, еще более резко усиливает интенсивность протекания химических реакций (за счет выделяющихся органических кислот), что подтверждено экспериментально (Белов Н.В., Зхус И.Д. и др., 1974).

В безглинистых разностях терригенных пород на больших глубинах повсеместно наблюдаются опережающая (по сравнению с глинистыми породами) перекристаллизация с уменьшением объема пустот и цементация порового пространства вторичными карбонатами и другими аутигенными минералами при циркуляции в них минерализованных пластовых вод и продвижении флюидов, "отжатых" из глинистых пород. Феномен цементации (запечатывания) песчаников и алевролитов, контактирующих с глинистыми породами ("фильтрационный эффект"), широко распространен в меловых, юрских и триасовых терригенных отложениях Западной Сибири (Гайворонский И.Н., Леоненко Г.Н., Замахаев B.C., 2000), в том числе и в разрезе Тюменской СГС [4]. В последней значительная часть песчаников, характеризующаяся высокой проницаемостью, попав в зону катагенеза, на глубине более 4 км из-за аутигенной минерализации стала практически непроницаемой (Сиротенко Л.В., Горбачев В.И., 2000). В данных песчаниках практически отсутствует связь коллекторских параметров с гранулометрическими характеристиками: медианным размером зерен и коэффициентом сортировки [4]. Кроме того, в нефтенасыщенных песчаниках при усиливающемся с погружением пород выносе жидких УВ за пределы пласта как в водорастворенном, так и особенно в газорастворенном виде, сопровождающемся деасфальтизацией нефтей уже в зоне мезокатагенеза, происходит запечатывание порового пространства твердыми битумами. В первую очередь в этот процесс вовлекаются наиболее проницаемые из нефтенасыщенных пород. Например, в тюменской свите разреза Тюменской СГС, по данным Р.С. Сахибгареева и др., на глубине 4,0-4,1 км поровое пространство песчано-алевролитовых пород в значительной степени заполнено асфальтенами, повторяющими конфигурацию первичных пор.

В ряде случаев на больших глубинах глинистые коллекторы нефте- и газонасыщены. Так, в Аралсорской глубокой скважине на глубине 4764 м выявлен нефтенасыщенный аргиллит с пористостью 9 %. Наличие нефти в глинистых породах способствует консервации значительной доли пористости. В той же скважине глинистые алевролиты при наличии нефтенасыщения на глубине 4,5 км имеют пористость 12 %, в то время как при отсутствии нефти - до 9 %.

В Прикаспии в подсолевой толще Акжар-Актюбинской зоны глинистые коллекторы, выявленные в нижнепермских терригенных отложениях (Саввин В.А., 1998), залегают среди тонких прослоев песчано-алевролитовых и известковистых пород. Залежи не контролируются структурными факторами и находятся за пределами локальных поднятий. Пористость песчаников и алевролитов не превышает 10 %, известковистых разностей - 1 %. В противоположность им аргиллиты, имеющие чешуйчато-листоватую текстуру, обладают пористостью, достигающей 16,5 %, а иногда и 24 % (Саввин В.А., 1998). Указанные отложения характеризуются АВПД с коэффициентом аномальности 1,49-1,84. На ряде объектов зафиксированы пульсирующие притоки нефти, характерные для трещинных коллекторов. По данным ГИС притоки нефти получены из пластов с высокой гамма-активностью (более 64,5*10 ^-14 А/кг). Петрофизические исследования керна из этих пластов позволили установить, что высокой радиоактивностью характеризуются аргиллиты. Средняя эффективная пористость составляет для аргиллитов 7,8 %. При этом наблюдается общая тенденция увеличения дебитов с глубиной.

В разрезе Тимано-Печорской глубокой опорной скважины [1] глинистые коллекторы представлены в ряде интервалов. Наиболее интересны глинистые доманикиты (интервал 3595-3824 м) и глубинные глинистые трещинные коллекторы в толщах, расположенных под интрузиями долеритов (глубина > 5,1 км). В ряде соседних с Тимано-Печорской скважин Западно-Соплесской площади пласты доманикитов характеризуются как нефтегазонасыщенные. В некоторых из них при испытаниях доманиковых отложений были получены значительные притоки нефти и газа (Пармузина Л.В., 1999).

В нижнедевонских отложениях, вскрытых Колвинской глубокой параметрической скважиной, наиболее высокими емкостными свойствами обладают аргиллиты, у которых пористость в зоне развития АВПД достигает 14 %, в то время как у карбонатных пород того же возраста она не превышает 5 % [1]. Вопреки сложившимся представлениям с ростом глинистости пород здесь наблюдается увеличение открытой пористости. Особый интерес представляют глинистые пласты, залегающие на глубине более 4602 м непосредственно под интрузиями долеритов, являющихся идеальной покрышкой ( рис. 1 ). Данная подынтрузивная толща сложена переслаивающимися аргиллитами и мергелями, обладающими сравнительно невысокими фильтрационно-емкостными свойствами, но тем не менее - газонасыщенными. Газонасыщенность исследуемого интервала с глинистыми коллекторами установлена по результатам комплексной интерпретации методов ГИС. По данным пластовой наклонометрии и высокочувствительной термометрии в этом интервале наблюдается падение температуры и пласты характеризуются как трещиноватые зоны. Кроме того, глинистая подынтрузивная толща достаточно четко выделяется как проницаемая зона по материалам повторных замеров ГИС. Суммарное содержание газов по газовому каротажу для нее достигает 5-12 %, что указывает на присутствие здесь небольшой залежи газа. Наличие нетрадиционных глинистых коллекторов под интрузией на глубине > 4602 м подтверждается и результатами испытаний. По данным опробование пласта на кабеле (ОПН) на глубине 4605 м при испытании получен разгазированный буровой раствор. Нижезалегающая толща аргиллитов (глубина > 4626 м) по данным комплексной интерпретации ГИС также характеризуется как глинистый коллектор с пористостью 7-11 %.

В разрезе Тюменской СГС [4] наибольший практический интерес представляют глинистые породы баженовской ( рис. 2 ), тюменской ( рис. 3 ) и пурской ( рис. 4 ) свит. Рассмотрим более детально особенности процессов формирования, катагенетических преобразований и переформирования залежей УВ в данных толщах на основе последних методических разработок по генерации УВ в условиях свободного и затрудненного оттока флюидов и с учетом специфики процессов на больших глубинах [2, 5].

Баженовская свита, относящаяся к верхнеюрским отложениям, залегает на глубине 3783-3844 м и находится в главной зоне генерации нефти. Органическое вещество преимущественно сапропелево-гумусового типа (концентрация от 1,5 до 14,8 %, средняя - 4,7 %) преобразовано до градаций раннего и среднего катагенеза (MK_1-2). Породы характеризуются в целом низкими коллекторскими свойствами: открытая пористость составляет 3-6 %, проницаемость чаще всего - менее 0,1 фм² (см. рис. 2 ). Баженовская свита перекрывается мощной непроницаемой толщей аргиллитов мегионской свиты, что обусловило закрытость системы и соответственно специфику генерационно-аккумуляционных процессов в ней.

Степень реализации нефтегенерационного потенциала, определяемая по совокупности битуминологических и пиролитических характеристик ОВ, изменяется с глубиной от 16 до 64 %. В то же время степень реализации эмиграционного потенциала не превышает в среднем 40-50 % для кровли и подошвы свиты, большинство образцов в центральной части свиты сингенетичны и не затронуты эмиграцией.

По характеру распределения 6и-тумоидов баженовская свита подразделяется на три части (интервалы 3773-3802; 3802-3824; 3824-3863 м). В кровле и подошве преобладают сингенетичные остаточные битумоиды (38-51 %), а паравтохтонные (до 12 %) присутствуют в количествах, обычных для главной фазы нефтеобразования (ГФН).

Состав битумоида нейтральный масляный, соответствует составу битумоида смешанного сапропелево-гумусового вещества в главной зоне нефтеобразования (ГЗН): масла - 51,2-52,7 %; смолы - 27,5-33,6 % (легкие - 7,4-13,3 %; тяжелые - 19,0-21,7 %); асфальтены - 15,3-19,8 % (интервалы изменения средних значений по выделенным пачкам). Отношение асфальтенов к смолам (асф/см) составляет 0,5-0,7, максимальное наблюдается в центральной части свиты. Отношение метаново-нафтеновых к нафтеноароматическим УВ (МН/НА) изменяется по средним значениям в пределах 2,4-2,7 и увеличивается в кровле и подошве. В кровле заметно увеличивается коэффициент нейтральности битумоида (Кн) до 3,2, составляя в центральной и нижней частях свиты 2,5. В кровле же наблюдаются и максимальные значения коэффициента b - до 66,8 %. К верхней части свиты приурочены также максимальные выходы десорбированных (температура десорбции - 200 °С) УВ-газов (С₂+В). В их составе доминируют гомологи метана предельного ряда - 64,1 %, на долю метана приходится 23,8 %. Наблюдается связь между составом битумоидов (а именно его нейтральностью Кн) и выходом сорбированных газов С₂+В, коэффициент корреляции составляет 0,61. Максимальное содержание тяжелых УВ-газов присуще углистым пропласткам, что объясняется как повышенными сорбирующими свойствами породы, так и их рассланцованностью и увеличенной трещиноватостью, создающими благоприятные условия для аккумуляции УВ.

Центральная часть баженовской свиты (интервал 3802-3824 м) резко отличается от кровли и подошвы преобладанием в породах сингенетичных битумоидов (45 %) и паравтохтонных разностей (37 %). Последние приурочены к небольшим участкам с повышенной проницаемостью на глубине 3812-3814 и 3822-3824 м. Наиболее плотный (непроницаемый) интервал 3795-3805 м характеризуется присутствием только сингенетичного битумоида и пониженным выходом всех газов, как метана, так и его гомологов. В составе этих газов суммарное содержание (абсолютные значения) тяжелых УВ предельного ряда снизилось по сравнению с таковым верхней зоны примерно вдвое, а метана - в 1,7 раза. Коэффициент нейтральности битумоидов здесь несколько понижен (2,0).

В подошве баженовской свиты наиболее высокие значения коэффициента нейтральности битумоида, равно как и содержаний петролейно-эфирных битумоидов (0,04-0,08 %), отмечены в интервалах с повышенной проницаемостью, а также в пропластках, представленных углистым пиритизированным аргиллитом (глубины 3825-3830, 3834-3835, 3837-3838 м), на этих же глубинах отмечены повышенные содержания тяжелых УВ-газов (Сиротенко О.И., Титова Г.И., Белоконь Т.В., 2000).

В целом от кровли к подошве наблюдается уменьшение средних значений b, которые составляют 15,5; 11,8 и 8,6 % в верхней, центральной и нижней частях баженовской свиты соответственно, заметно увеличение перемещенных нейтральных разностей в кровле и преобладание остаточных битумоидов в подошве, в центральной части меньше фиксируется перемещенных битумоидов в породе, увеличен процент сингенетичных разностей.

Примечательно и то, что рассчитанный по Эвансу миграционный индекс Ml для закрытых и открытых пор < 1 (0,35-0,54), что формально интерпретируется как миграция УВ извне, однако в нашем случае происходит лишь перераспределение УВ внутри самой баженовской толщи. Характер распределения битумоидов в открытых и закрытых порах не противоречит высказанному предположению. Отмечается более окисленный "остаточный" состав битумоидов в закрытых порах по сравнению с нейтральным миграционным характером битумоида в открытых порах. Так, состав хлороформенного битумоида в закрытых порах следующий: масла - 37,3 %; смолы - 46,8 % (легкие - 11,2 %; тяжелые -35,6 %); асфальтены - 17,1 %. В открытых порах зафиксирован битумоид следующего среднего состава: масла - 64,5 %; смолы - 26,1 % (легкие - 8,6 %; тяжелые - 17,5 %); асфальтены - 9,4 %. Судя по всему, мы наблюдаем картину первичного перераспределения УВ в породе, в результате которого часть порового пространства заблокирована асфальтово-смолистой составляющей OB, a сообщающиеся поры заняла максимально приближенная по составу к нефти рассеянная микронефть. Данные по газам закрытых пор пород (Прасолов Э.М., 1993, 1996) в целом подтверждают наблюдаемую картину: в закрытых порах пород баженовской свиты отмечается заметное преобладание тяжелых газовых УВ над метаном. Метан практически отсутствует в закрытых порах в верхней и средней частях свиты и лишь в самых низах свиты в двух образцах из интервала 3843,1-3863,5 м появляется в количестве 0,17-0,18 см³/кг, преобладая над тяжелыми УВ-газами (0,02-0,10 см³/кг) (Сиротенко О.И., Титова Г.И., Белоконь Т.В., 2000).

Можно полагать, что в настоящее время баженовская свита находится на стадии ГФН в условиях затрудненного оттока генерируемых продуктов. В ней заметны перемещения битумоидов с некоторым преобладанием миграционных разностей в кровле и более остаточным их характером в подошве. Перемещение битумоидов внутри толщи происходило в газорастворенном состоянии, о чем свидетельствуют синхронные изменения концентраций жидких и газообразных УВ в разрезе свиты. Следствием подобного механизма миграции и сопровождающего миграцию хроматографического эффекта явилось заблокирование части порового пространства асфальтово-смолистыми продуктами и заполнение сообщающихся пустот миграционноспособной жидкой микронефтью. Аккумуляции УВ в промышленных масштабах не произошло: индекс нефтяной продуктивности OPI, находящийся в пределах 0,15-0,29, нигде по разрезу свиты не превышает 0,5. В то же время нет оснований предполагать значительных потерь свитой генерированных жидких продуктов: баженовская свита перекрывается мощной толщей тоарского флюидоупора, кроме того, сама баженовская свита является практически непроницаемой, особенно в центральной части. Отсутствие признаков баженовской нефти в вышележащих отложениях по биомаркерам отмечается М.Г. Фриком (2000).

Тюменская свита, находящаяся на завершающей стадии ГФН, также позволяет судить о геохимических аспектах генерационно-аккумуляционных и катагенетических процессов в условиях относительно открытой системы (переслаивание аргиллитов, алевролитов и песчаников). Породы тюменской свиты (см. рис. 3 ), залегающие на глубине 4,0-4,6 км и преобразованные до градаций катагенеза МК2-3, содержат от 0,1 до 22,2 % органического углерода с битуминозностью от 2,1 до 65,5 %. Количество эпибитумоидов составляет 43 %. Аргиллиты и алевролиты, содержащие сапропелево-гумусовое ОВ, заметно отличаются по групповому составу битумоида. В аргиллитах присутствует более восстановленный битумоид состава масла - до 50,11 %, смолы - 27,33-38,00 %, асфальтены -22,56-34,20 %. Отношение МН/НА составляет 2,0-4,9, асф/см - 0,8. В то время как в алевролите битумоид имеет более "тяжелый" остаточный характер, масла -30 %, смолы - 18,65-49,00 %, асфальтены -20,0-50,6 %. Отношение МН/НА понижено по сравнению с таковым битумоидов аргиллитов и составляет 1,4-1,7, а отношение асф/см, напротив, повышено и достигает 3,0, составляя в среднем 2,7. Коэффициент эмиграции для аргиллитов (0,2-0,3) несколько понижен по сравнению с таковым для алевролитов (0,3-0,4).

Кроме эмиграции, на наш взгляд, на утяжеление состава битумоидов оказало влияние выпадение асфальтенов в результате выноса газами жидких УВ из толщи, причем этот процесс протекал более интенсивно в алевролитах и песчаниках, чем в аргиллитах, в результате чего остаточный битумоид приблизился по составу к мальтам и асфальтам уже в ГЗН, а переходящие в нерастворимую часть асфальтены существенно уменьшили поровое пространство породы. Этот процесс также отчетливо фиксируется и по составу битумоидов в открытых и закрытых порах ( рис. 5 ), закономерности изменения которого в наблюдаемом нами диапазоне одинаковы как для аргиллитов, так и алевролитов и прямо противоположны общепринятой интерпретации состава битумоидов в открытых и закрытых порах на ранних градациях катагенеза (Белецкая С.Н., 1982, 1988). Состав битумоидов в закрытых порах более тяжелый и асфальтеновый (асфальтенов до 49,3 %), на УВ-часть приходится не более 31 %, при этом максимальное содержание метаново-нафтеновых УВ составляет 26,6 %. В открытых порах битумоиды смолистые (25,44-61,40 %), с пониженным содержанием асфальтенов (8,6-9,8 %), часто маслянистые (до 66,3 % УВ, в том числе - 56,6 % метаново-нафтеновых).

На наш взгляд, такой "парадоксальный" состав битумоидов в открытых и закрытых порах объясняется особенностями эмиграции УВ в газорастворенном состоянии, в результате которой так называемые закрытые поры, утратив связь с первичным поровым пространством, стали представлять собой заблокированную высаждающимися асфальтенами часть порового пространства породы с содержащимся в нем тяжелым остаточным битумоидом. Этот процесс блокировки порового пространства в разрезе Тюменской СГС повсеместен, но более интенсивен в открытых системах: на уровне свит - при частом переслаивании материнских свит с коллектором, примером которого является тюменская свита, на уровне пород - в песчаниках и пористых алевролитах.

В нефтематеринских аргиллитах пурской свиты (глубина 6011-6424 м) нефтематеринский потенциал ОВ на современном этапе практически исчерпан, степень его реализации достигает 95 %.

Коэффициенты эмиграции изменяются предположительно от 0 до 0,6-0,9. К эмиграции УВ добавился процесс катагенного разрушения жидких УВ, что может дать эффект их полного удаления (эмиграции жидких УВ) из свиты. Часть УВ аккумулировалась in situ, образовав автохтонную залежь на определенном этапе погружения свиты.

В настоящее время практически все битумоиды в пурской свите (см. рис. 4 ) имеют остаточный характер, в том числе и эпигенетичные в алевролитах и песчаниках. Максимальные значения b составляют 12,5 % (Сорг = 0,11 %) в алевролите с глубины 6290,9-6304,4 м и 9,38 % (Сорг = 0,29 %) в песчанике с глубины 6066,65-6076,65 м. В остальных образцах b не превышает 4-5 % в песчаниках и алевролитах и 2-3 % - в аргиллитах. Более половины образцов (56 %) содержат менее 1 % битумоида, 60 % образцов имеют b < 2 % (Фрик М.Г., Горбачев В.И., Белоконь Т.В.,1994; Сиротенко О.И., Сиротенко Л.В., 2000). По пониженным коэффициентам эмиграции (0-0,3), повышенному показателю OPI (> 0,5), заметному увеличению битуминозности и пиролитического параметра S1/Copr до 10-12 и 14-16 % соответственно (Фадеева Н.П., Корчагина Ю.И., Горбачев В.И., 1996), а также увеличенным газопоказаниям с повышенной долей в них гомологов метана интервалы 6020-6038 м и особенно 6066-6076 и 6080-6090 м выделяются как возможно нефтеносные в геологическом прошлом пласты. По битуминологическим показателям, предложенным Е.С. Ларской [3], таким как содержание хлороформенного битумоида по шлифу - 20-40 кг/м³, а по аналитическим определениям - 0,7-12,5 кг/м³, содержание УВ в ХБА (27-70 %), асфальтенов (8-21 %), отношение бензольных смол к спиртобензольным (0,25-5,80), отношение метанонаф-теновых к ароматическим УВ (2,2-2,4), максимум н-алканов (25-27), в этих интервалах в низкопористых глинистых коллекторах в настоящее время прогнозируется вторичная газоконденсатная залежь. Значительное повышение показателя (С₂+В)/С₁ до 10-15 в алевролитах на глубине 6011-6028 м также может свидетельствовать о присутствии в указанном интервале газоконденсата.

Использование палеотектонических реконструкций и модели прогрева позволяет представить формирование и переформирование залежи УВ в пурской свите следующим образом. Нефтематеринская пурская свита вступила в ГФН приблизительно 150 млн. лет назад в конце позднеюрской эпохи на палеоглубине 2 км и находилась в ней почти 50 млн. лет до конца раннемелового времени ( рис. 6 ).

Во время прохождения ГЗН в монолитной глинистой толще в верхней части свиты микронефть оказалась рассеянной в породе, что помешало ее эмиграции из нее. На современном этапе подобную картину мы наблюдаем в центральной части баженовской свиты. Сапропелево-гумусовый состав ОВ и его содержание (от 0,2 до 1-3 %, реже до 5 %) в пурской свите оказались недостаточными для образования залежи нефти по доманиковому типу. Латентная микронефть, заключенная в породе, некоторое время подвергалась катагенному преобразованию, и на рубеже градаций катагенеза МК₅/АК₁ рассматриваемый интервал достиг зоны разуплотнения (для глинистых пластов ~4,5 км), где началось формирование трещинного коллектора и одновременно его заполнение сингенетичной легкой газированной нефтью.

Процессы формирования залежи, ее катагенного преобразования в сторону облегчения состава, а также растворения в образующихся в больших количествах углеводородных и углекислом газах и поступающем из нижних горизонтов метане происходили практически одновременно на протяжении ~50 млн. лет существования в рассматриваемом интервале верхней части. В палеогене (-50 млн. лет назад) газоконденсатная залежь вошла в катагенетическую зону градации АК₂, где несомненно, подверглась последующему катагенному разрушению, а также в гораздо большей степени выносу поступающими снизу газами за пределы свиты.

Однако высокие давления, воздействие значительных температур (175-200 С) в течение относительно непродолжительного в геологическом смысле времени (50-70 млн. лет), концентрированная форма залегания УВ - все это способствовало консервации залежи сначала легкой газированной алкановой нефти, а затем и газоконденсата на рассматриваемых глубинах (6,0-6,5 км).

Отдельно следует отметить особенности деструкции жидких УВ и их выноса газами из свиты в разных литотипах пород. Фактический материал позволяет утверждать, что деструкция жидких УВ более активно протекала в относительно открытых системах, т.е. в нашем случае - в песчаниках и алевролитах. Так, в алевролитах и песчаниках пурской свиты наблюдается, помимо "облегчения" состава битумоида (уменьшение содержания асфальтенов до 7,5-19,7 против 16,3-40,9 % в аргиллитах), заметный сдвиг в сторону обогащения алканового состава УВ. В образце с глубины 6184,8-6194,0 м УВ в битумоиде практически полностью метановые (МН = 35,3 %, А = 0,000001 %), в алевропесчанике с глубины 6398,6-6409,6 м метано-нафтеновые УВ существенно преобладают над ароматическими (41,25 и 0,72 % соответственно). В алевролитах с глубины 6412,9- 6426,8 м содержание алкановых УВ (36,7 %) превышает концентрацию ароматических (8,46 %) более чем в 4 раза.

Таким образом, рассмотренные особенности процессов генерации и эмиграции свидетельствуют о том, что жидкие УВ дольше (до более глубоких стадий катагенеза и соответственно больших глубин) сохраняются в низкопористых глинистых и глинисто-алевролитовых породах, что способствует более позднему формированию и большей сохранности залежей УВ в этих породах на больших глубинах. Пурская свита, находящаяся на завершающей стадии развития нефтематеринских пород, прошла длительную эволюцию, включающую прохождение ГФН и генерацию жидких УВ в условиях затрудненной или невозможной их эмиграции. Последующее погружение свиты и вхождение ее в зону разуплотнения аргиллитов на глубине ~4,5 км способствовали новому импульсу миграционно-аккумуляционных процессов и формированию линзовидной залежи легкой нефти в порово-трещинном коллекторе. Одновременный подток из вмещающих пород жидких и в значительно большей степени газовых, преимущественно метановых, УВ, а также углекислого газа из нижних частей разреза сопровождался растворением жидкой фазы в газовой и конденсатообразованием. Длительная консервация жидких УВ в низкопористых аргиллитах и алевролитах, асинхронные постгенерационные эмиграционно-аккумуляционные процессы и позднекатагенетическое время формирования залежи нефти, а позже ее трансформации в газоконденсатную, консервирующее влияние давления - все это позволяет рассчитывать на успешные поиски газоконденсатных залежей в низкопористых трещинных аргиллитовых и алевролитовых коллекторах в рассматриваемом регионе на глубине до 6,5 км.

Приведенный анализ показывает, что на больших глубинах более перспективны поиски легкой нефти и газоконденсатов в нетрадиционных коллекторах: низкопористых алевролитово-аргиллитовых трещинных линзовидных телах; в то же время традиционные песчаные коллекторы могут быть заполнены исключительно газом.

1. Геологическое строение и нефтегазоносность глубокозалегающих отложений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (по результатам исследования Тимано-Печорской глубокой опорной и Колвинской параметрической скважин) / Ю.А. Ехлаков, В.И. Горбачев, Т.В. Карасева и др. - Пермь: КамНИИКИГС,2000.
2. Органическое вещество, процессы его превращения и генерация углеводородов в условиях свободного и затрудненного оттока флюидов /Под ред. С.Г. Неручева, Г.М. Парпаровой. -Л. ВНИГРИ.1993.
3. Региональный и локальный прогноз нефтегазоносности / Под ред. С.П. Максимова. - М.. Недра, 1987
4. Тюменская сверхглубокая скважина (интервал 0-7502 м) / Гл. ред. В.Б. Мазур // Результаты бурения и исследования. Научное бурение в России - Пермь: КамНИИКИГС, 1996. -Вып. 4.
5. Условия нефтегазообразования на больших глубинах / Под ред. В.В. Семеновича, С.Г. Неручева, О.К. Баженовой. - М.. Наука, 1988.

The increasing role of argillaceous rocks as oil and gas reservoirs at large depths is shown. Examples of gas and condensate accumulations in deep-seated argillaceous reservoirs in sections of the Kolvinskaya parametric and Tyumenskaya superdeep wells are given. The mechanism of emigration-accumulation processes in deep-seated argillaceous beds is suggested.