Библиотека Дамирджана - Геология нефти и газа - 2004

ОСОБЕННОСТИ СОСТАВА НЕФТЕЙ И БИТУМОВ ИЗ ТРЕЩИНОВАТЫХ ЗОН ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ МАТРОСОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Г.П. Каюкова, И.П. Зинатуллина, Г.В. Романов (ИОФХ им. А.Е. Арбузова), Р.Х. Муслимов (КГУ), Т.П. Жеглова (ВНИГНИ)

Согласно современным представлениям процессы нефтегазообразования предполагают активную вертикальную миграцию УВ-флюидов из глубокопогруженных гидротермальных зон в верхние горизонты земной коры по системе разломов различного ранга (Соколов В.А., 1965; Хант Дж., 1982; Каюкова Г.П., Романов Г.В., Муслимов Р.Х. и др., 1999; Дмитриевский А.Н. и др., 2003; Муслимов Р.Х., 2003; [1, 4]). Вертикальная миграция может происходить только в тех месторождениях, где флюидоупоры теряют свои экранирующие свойства и сохраняется состояние высокой проницаемости для системы разломов, питающих месторождение. Такими участками, благоприятными для вертикальной миграции в пределах месторождения, могут быть ограниченные по площади дизъюнктивные нарушения и зоны вертикальной трещиноватости горных пород [4]. Вопрос о влиянии дизъюнктивной тектоники на формирование нефтяных залежей всегда был актуальным в нефтяной геологии. Однако при рассмотрении этого вопроса основное внимание уделялось проблемам распределения и перераспределения нефти в продуктивных горизонтах, а качественное изменение состава нефтей и эволюция их состава при определенной направленности тектонических процессов оставались практически без внимания.

Целью данной статьи явилось изучение особенностей изменения состава нефтей и ОВ пород из трещиноватых зон продуктивных разрезов в пределах многопластовых залежей нефтей малых месторождений юго-востока Татарстана для выявления признаков флюидопроводимости разломов и зон повышенной трещиноватости пород в формировании и сохранении их залежей.

В региональном плане район исследования приурочен к геодинамически мобильной рифтогенной зоне сочленения юго-восточного склона Южно-Татарского свода и Серноводско-Абдуллинского авлакогена (Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г., Иванов А.И. и др., 1996; [2, 3]). Геофизическими исследованиями (Каюкова Г.П., Романов Г.В., Муслимов Р.Х. и др., 1999; Муслимов Р.Х. и др., 1999) было подтверждено представление о блоковом строении кристаллического фундамента в данном районе. Блоки имеют ориентировку сопряженных с ними разломов и осложнены многочисленными мелкими дизъюнктивными нарушениями. В пределах данной территории протрассированы протяженные разрывные зоны, с которыми связаны девонские грабенообразные прогибы (рис. 1). Вдоль прогибов открыты группы малых месторождений-сателлитов одного из крупнейших на территории Татарстана Ромашкинского месторождения, обнаружены битумопроявления. Нефтеносность в структурных этажах носит сквозной характер. Залежи нефти установлены как в терригенных, так и карбонатных коллекторах (Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г., Иванов А.И. и др., 1996; Зинатуллина И.П., 2001; [2]).

Объектом исследования служило Матросовское месторождение, расположенное на крайнем юго-востоке Татарстана, непосредственно в зоне Шалтинского грабенообразного прогиба. Помимо крупных нарушений на этом месторождении выявлены и мелкие кулисообразные тектонические нарушения, имеющие меньшую амплитуду прогибания. В пашийское время малоамплитудные инверсии морского дна способствовали размыву осадочной толщи и образованию обширной системы трещин.

На Матросовском месторождении основные запасы нефти связаны с живетским комплексом. Это нижний переходный комплекс между пашийско-кыновскими и рифей- вендскими образованиями, примыкающими непосредственно к фундаменту. На территории Татарстана рифей-вендские породы распространены ограниченно и приурочены главным образом к юго-восточной части, связанной с Серноводско-Абдуллинской тектонической впадиной.

Изучение керна из отложений эйфельского, живетского, франского и фаменского ярусов позволило выявить нарушения тектонического характера в виде разновозрастных трещин различных интенсивности и протяженности по разрезу. Ориентация трещин разнонаправленная: субвертикальные, наклонные (45-60°), а также системы наклонных трещин (45 и 135°). Сколы пород ровные, с небольшими уступами и смещениями. В продуктивных отложениях они часто замазаны окисленной нефтью, битуминозным материалом с выделением вторичного кальцита. Значительно развиты зеркала скольжения, смятие слоев в аргиллитовых породах (скв. 170 и 7159) и смещение пропластков относительно трещин. Морфология трещин различна: открытые с раскрытостью до 2 мм либо залеченные глинистым, битуминозным и кальцитовым материалом. Микротрещиноватость проявляется в виде ветвистой системы трещин длиной от 2 до 5 см и раскрытостью от 0,001 до 0,015 мм. Микротрещины часто также заполнены битуминозным или гелевидным углистым веществом. Выявленные по керну нарушения тектонического характера являются одним из прямых признаков, свидетельствующих о наличии путей миграции УВ в терригенную толщу девона, а также о том, что грабенообразные прогибы, образованные в девонское время, имеют дизъюнктивную природу (Зинатуллина И.П., 2001).

Геохимический анализ образцов битуминозных пород с различными видами трещиноватости из продуктивных пластов (скв. 170, 179, 7221, 7140, 7159, 7340) показал (табл. 1), что ОВ в них представлено преимущественно эпигенетическими битумами. Об этом свидетельствует высокое содержание хлороформенного битума (ХБА) в породах, в большинстве случаев равное или превышающее содержание С_орг, а также результаты пиролиза пород по методу Rock-Eval (Хант Дж., 1982). Свободное нефтесодержание (S₁) в большинстве образцов превышает выход УВ, образующихся в процессе деструкции керогена (S₂).

Судя по высоким значениям индекса нефтяной продуктивности PI (> 0,5) признаки промышленной нефтеносности выявляются по скважинам, расположенным в дизъюнктивных зонах (405, 7159, 7183, 170, 7340). Максимальная температура деструкции ОВ пород колеблется от 338,2 до 438,7 °С (не выше зоны созревания микронефти) и указывает на невысокий уровень его катагенного созревания, тем самыми подтверждая миграционный тип битумов в породе.

Генерационный потенциал образцов пород из кровли живетского яруса (скв. 170) и бийского горизонта эйфельского яруса (скв. 7142), являющегося репером нижней кровли яруса, оказался ниже, чем принято считать для классических нефтематеринских пород, обогащенных сапропелевым материалом (Хант Дж., 1982), что находит свое отражение в низких значениях индекса продуктивности этих пород (PI = 0,23-0,24).

Исследованные нефти Матросовского месторождения, охватывающие разрез живетского яруса в интервале глубин от 2013 до 2315 м, достаточно легкие, с плотностью 0,8204-0,8497 г/см³(табл. 2), маловязкие и малосернистые. Содержание серы в нефтях варьирует от 0,80 до 1,64 %. Нефти ардатовского горизонта, который широко распространен, более легкие, чем нефти воробьевского горизонта, несмотря на большую глубину залегания вмещающих их отложений, что, по-видимому, связано с частичным размывом воробьевского горизонта. В групповом составе нефтей на УВ приходится от 74,0 до 85,6 %, в том числе от 42,7 до 56,8 % составляют насыщенные УВ. Содержание смол изменяется от 13,5 до 25,5 %, асфальтенов - от 0,50 до 2,9 %.

Нефть из мендымского горизонта (скв. 179) в отличие от нефтей нижележащих живетских отложений более тяжелая (плотность 0,8813 г/см³) и смолистая. Содержание смол составляет 38,0 %, причем спиртобензольные смолы преобладают над бензольными. Несмотря на высокое содержание смол, для этой нефти характерно малое содержание асфальтенов (1,0 %). По групповому составу к этой нефти близка нефть из интервала глубин 1439-1444 м отложений турнейского яруса (скв. 182).

В групповом составе битумов из трещиноватых зон тех же самых интервалов, что и нефти, увеличивается доля смолисто-асфальтеновых компонентов и снижается содержание УВ. Так, в составе экстракта из битуминозного песчаника, разбитого трещиной тектонического характера (скв. 7221) в интервале 2013-2017 м, содержание насыщенных и ароматических УВ несколько ниже, чем в добываемой нефти за счет заметного увеличения доли смол и асфальтенов.

Высокое содержание смол (39,72 %) отмечается для битумов из скв. 7159 и 179, 170 и 7221. Ярким примером перераспределения УВ в деструктивных зонах при вертикальной миграции нефти через пласты песчаника является состав битумов из скв. 7340, расположенной в среднем блоке месторождения на правом борту Шалтинского прогиба. Нефтенасыщенный, с переходом в битумонасыщенный, керн из ардатовского горизонта представлен мелкозернистым, сильно окварцованным песчаником и разбит системой субвертикальных трещин. В этой же скважине отмечается характерная особенность - в одном из образцов битума из этой зоны отмечается высокое содержание асфальтенов (34,3 %), при этом в другом образце битума содержание асфальтенов невысокое (1,9 %). Его состав практически не отличается от битумов из других раздробленных зон. Преобладание спиртобензольных смол над бензольными в битуминозных песчаниках, раздробленных вертикальными трещинами, указывает и на окисленность остаточной нефти в зонах разлома, а также на краях залежей в зоне водонефтяных контактов.

Высокое содержание смол характерно для битумов из непродуктивных пород: кровли живетского яруса (скв. 170) и бийского горизонта (скв. 7142), а также мендымского горизонта верхнего девона (скв. 179), для которых типично наличие известняков с примесью глинистых материалов с высокими адсорбционными свойствами.

Сравнительный анализ состава и закономерностей относительного распределения н-алканов, ациклических изопреноидов и биомаркеров высшего порядка (стеранов и терпанов) по разрезу продуктивных толщ Матросовского месторождения (табл. 3, рис. 2-5) показал геохимическую неоднородность изученных образцов. По основным биомаркерным показателям (Арефьев О.А., Забродина М.Н., Русинова Г.В. и др., 1994; Каюкова Г.П., Зинатуллина И.П., Нигмедзянова Л.З. и др., 2003; Каюкова Г.П., Романов Г.В., Шарипова Н.С. и др., 2004; [5]) нефти и битумы эйфельских, живетских и верхнефранско-турнейских отложений различаются между собой.

Наиболее характерной особенностью состава битумов из отложений бийского горизонта эйфельского яруса, залегающих трансгрессивно на эродированной поверхности фундамента в области распространения рифей-вендского комплекса пород, на их размытой поверхности (см. образцы 24, 25 в табл. 3), является сравнительно редко встречающееся распределение н-алканов - преобладание гомологов с четным числом атомов углерода в низко- и среднемолекулярных диапазонах (см. рис. 2). Считается, что такое распределение может указывать на морскую, резковосстановительную обстановку накопления и преобразования ОВ при раннем диагенезе, а также на незрелость битумов. Первое подтверждается низкими значениями отношения пристан/фитан, второе - низкими значениями (меньше равновесных) стерановых параметров термической зрелости C₂₉S/R, C₂₉BB/AA, представляющих собой отношения 5a(20S)/5a(20R) и 14β17b(20R)/5a(20R) эпимеров стеранов состава С₂₉ (см. табл. 3, рис. 3).

Преобладание в этих битумах биоэпимеров (20R) стеранов С₂₇ и присутствие стеранов С₃₀ свидетельствуют об их морском генезисе (Арефьев О.А., Забродина М.Н., Русинова Г.В. и др., 1994; [5]). Отношения диастераны/регулярные стераны, равные 0,34 и 0,47, а также T_s/T_m, равные 0,37 и 0,46 (см. табл. 3, рис. 4), указывают на их связь с преимущественно карбонатными материнскими породами. Повышенные значения отношения STER/PENT по сравнению с образцами из других комплексов свидетельствуют о более высоком вкладе водорослевого материала в состав ОВ рассматриваемых битумов.

Нефти и основная масса битумов живетских отложений близки между собой по большинству молекулярных характеристик. В то же время они отличаются от описанных битумов бийских отложений по биомаркерным параметрам, отражающим литологию материнских пород и тип исходного ОВ (см. рис. 4).

Нефти и битумы рассматриваемого комплекса отложений генерированы глинистыми породами, на что указывают повышенные значения отношений T_s/T_m и DIA/REG (см. рис. 4) в восстановительной обстановке, что следует из величин отношений пристан/фитан (< 1) и сопоставимых концентраций С₃₄ и С₃₅ гомогопанов (гомогопановый индекс). Преобладание в распределении биологических (20R) эпимеров ααα-стеранов С₂₇ гомолога, присутствие в заметных концентрациях стеранов состава С₃₀, высокое содержание гомогопанов состава С₃₁-С₃₅ относительно С₃₀ гопана свидетельствуют о морском генезисе нефтей и битумов живетских отложений. Это подтверждается распределением н-алканов, характеризующихся преобладанием низкомолекулярных гомологов и одним максимумом в этой области (н-С₁₃-н-С₁₅для нефтей и н-С₁₇-н-С₁₉ для битумов), а также низкими значениями отношений пристан/фитан (< 1) и пристан/н-С₁₇ (< 0,5) (см. табл. 3). В составе исходного для этих нефтей и битумов ОВ преобладал бактериальный материал, о чем свидетельствует низкое содержание стеранов относительно пентациклических тритерпанов (STER/PENT). По-видимому, исходный материал откладывался в прибрежно-морских мелководных зонах, о чем свидетельствует высокое содержание трициклических терпанов относительно пентациклических (TRI/HOP) (см. рис. 5). В исследованных образцах отмечается повышенное содержание гаммацерана, что наряду с высоким содержанием С₂₄ тетрациклана относительно С₂₃ и С₂₆ трициклических терпанов (TET/TRI), а также прегнана относительно С₂₇aaa-стерана 20R (PREG/C₂₇) является признаком повышенной солености вод в бассейне осадконакопления по сравнению с нормальной морской (Каюкова Г.П., Романов Г.В., Шарипова Н.С., 2004).

Зрелость нефтей и битумов живетских отложений согласно значениям биомаркерных параметров соответствует верхам зоны “нефтяного окна” (см. рис. 3).

В составе биомаркеров нефтей и большинства образцов битумов верхнефран-турнейского карбонатного комплекса по сравнению с рассмотренными нефтями и битумами терригенного девона уменьшается содержание трициклических терпанов на фоне повышенияконцентраций пентациклических (TRI/НОР) (см. рис. 5). В стеранах уменьшается содержание диастеранов (перегруппированных) относительно регулярных (DIA/REG). В нефтях и битумах этого комплекса увеличивается содержание С₃₀ стеранов, более заметное для верхнедевонских образцов. Распределение тритерпанов характеризуется повышением концентраций С₂₉ норгопана относительно С₃₀ гопана (значения отношения этих УВ в среднем увеличиваются до ~1), уменьшением содержания С₂₇ 18a(Н)- трисноргопана (T_s) относительно С₂₇17a(Н)-трисноргопана (Т_m) (см. рис. 3).

В некоторых образцах по разрезу скв. 179 фиксируются признаки слабой биодеградации: 1) уменьшение содержания н-алканов в насыщенной фракции на фоне увеличения концентрации ациклических изопреноидов; 2) повышение величин отношений пристан/н-С₁₇ и фитан/н-С₁₈ (см. образцы 3, 10, 12, 13 в табл. 3). Отмеченные особенности состава и распределения биомаркеров свидетельствуют о том, что нефти и битумы верхнефран-турнейского комплекса генерированы преимущественно карбонатными материнскими породами, накапливавшимся в относительно глубоководных морских условиях в восстановительной обстановке. Как и для образцов терригенного девона, в составе ОВ верхнефран-турнейского комплекса значителен вклад бактериального материала. Зрелость нефтей и битумов, как и живетского яруса, соответствует верхам зоны “нефтяного окна”.

Наблюдаемые различия значений отдельных биомаркерных параметров большинства образцов нефтей и битумов верхнефран-турнейских отложений, с одной стороны, и живетских отложений - с другой позволяют разделить их на два основных геохимических типа, по-видимому, имеющих самостоятельные источники генерации: нефти и битумы верхнефран-турнейских комплексов генерированы преимущественно в бассейне карбонатной седиментации, в то время как в составе генерирующих пород нефтей и битумов среднедевонского комплекса преобладали глинистые минералы.

Отдельно необходимо остановиться на трех образцах битумов из скв. 7159 и 179 (см. образцы 14, 15, 19 в табл. 3). По биомаркерным показателям они занимают промежуточное положение между описанными выше группами нефтей и битумов (см. рис. 3). Эти битумы от большинства других в соответствующих комплексах отложений также отличаются нехарактерным распределением н-алканов. Не укладывающиеся в общую закономерность образцы отобраны из разломной зоны, где могли быть наиболее благоприятные условия для межпластовых перемещений флюидов, в частности между живетскими и пашийскими отложениями.

На миграционный характер нефти в образце песчаника из скв. 170, расположенной в зоне грабенообразного прогиба, которому соответствует разрывное нарушение субмеридионального простирания, указывает высокое значение стеранового параметра термической зрелости (С₂₉ВВ/АА (см. табл. 3), значительно превышающее равновесные. Наблюдаемое в данном случае уменьшение концентрации биоэпимера 5a(20R) происходит не только в результате термического созревания, но и вследствие хроматографического эффекта (адсорбции) на породе, содержащей глины, при миграции нефти. Значения других биомаркерных параметров (фитан/н-С₁₈, DIA/REG, T_s/T_m, стераны/гопаны) для этого образца свидетельствуют о его генетическом сходстве со всеми исследованными нефтями и битумами среднего девона живетского яруса.

Следует отметить определенное сходство битумов из пород живетского яруса с верхнедевонскими и турнейскими нефтями, проявляющееся в увеличении в них концентраций С₃₀ стеранов (2- и 3-алкилстеранов). Сходство проявляется также в близких значениях отношения адиантан к гопану (< 1) и показателя стеранов С₂₈/С₂₉ (0,40-0,48), который используется как таксонометрическая характеристика возраста нефтей морского генезиса (Каюкова Г.П., Зинатуллина И.П., Нигметзянова Л.З. и др., 2003; Каюкова Г.П., Романов Г.В., Шарипова Н.С. и др., 2004; [5]).

Таким образом, анализ молекулярных биомаркерных параметров, отражающих тип материнского вещества и фациальные условия его накопления и раннего диагенеза, позволил установить степень сходства и различия между изученными образцами нефтей и битумов Матросовского месторождения. Так, установлено полное генетическое сходство добываемых нефтей с битумами, экстрагируемыми из трещиноватых кернов одновозрастных продуктивных отложений, и подтвержден их миграционный характер в исследованных отложениях. Подразделение нефтей и битумов исследованных комплексов на два основных геохимических типа в свою очередь может быть обусловлено различными причинами: наличием разных очагов генерации УВ внутри комплекса, неодинаковой зрелостью материнского ОВ, а также разными расстояниями миграции УВ от очагов генерации. Нельзя исключать и возможность преобразования миграционных нефтей под воздействием микрофлоры вмещающих их пород, характерной для терригенных и карбонатных коллекторов. В любом случае различия в составе исследованных флюидов свидетельствуют об изолированности залежей в определенных стратиграфических границах исследуемого месторождения. Это согласуется с тем, что в настоящее время большинство тектонических трещин закупорено высокомолекулярными компонентами нефти, что наряду с продуктами преобразования минерального состава пород служит серьезным препятствием для вертикального перемещения флюидов и тем самым обеспечивает сохранность залежей нефтей малых месторождений, расположенных в тектонически активных зонах.

Результаты проведенных исследований (Ларская Е.С., Шеин В.С., 1997; [5]) дают основание предполагать, что нижний осадочный продуктивный живетский комплекс на юго-востоке Татарстана имеет источник генерации, связанный с более глубокими рифей-вендскими отложениями, залегающими поддевонскими образованиями непосредственно на фундаменте. Тектонические движения в процессе перестройки структурных планов способствовали образованию микро-и макротрещиноватости пород в зонах грабенообразных прогибов, которые являлись путями миграции нефти.

Литература

1. Еременко Н.А. Геология нефти и газа на рубеже веков / Н.А. Еременко, Г.В. Чилингар. - М.: Наука, 1996.

2. Войтович Е.Д. Тектоника Татарстана / Е.Д. Войтович, Н.С. Гатиятуллин. - Казань: КГУ, 1998.

3. Ларочкина И.А. Девонские грабенообразные прогибы Татарстана / И.А. Ларочкина, Н.С. Гатиятуллин и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1993. - № 10.

4. Славкин В.С. О роли малоамплитудных дизъюнктивных дислокаций в формировании скоплений углеводородов в природных резервуарах Западно-Сибирского бассейна / В.С. Славкин, Н.С. Шик, М.В. Дахнова, Назарова Е.С. // Геология нефти и газа. - 2002. - № 1.

5. Grantham P.J. Variation in sterane number distribution of marine sorce rock derived crude oils through geological time / P.J. Grantham, L.L. Wakefield // Org. Geochem. - 1988. - Vol. 12.

Abstract

It was done an attempt to reveal the role of disjunctive dislocations in formation of multilayered reservoirs of small fields of Tatarstan on the basis of studying peculiarities of changing composition of oils and organic matter of rocks from fractured zones of productive sections. The Matrosov field located in south-east of Tatarstan was selected as a object of study.

Таблица 1 Результаты геохимических исследований

Месторождение (скважина)	Возраст	Интервал глубин, м (место отбора керна, м)	НОП, %	Сорг, %	ХБА*, %	Данные пиролиза			PI**
Месторождение (скважина)	Возраст	Интервал глубин, м (место отбора керна, м)	НОП, %	Сорг, %	ХБА*, %	S1, мг/г	S2, мг/г	Tmax, °C	PI**
Алексеевское (405)		1847-1854	95,0	0,20	0,46	3,47	1,52	367,5	0,69
Матросовское (179)		1635-1640	5,7	0,40	0,16	0,91	0,94	Не опр.	0,49
Матросовское (179)		2037,0-2038,5 (0,8)	98,0	0,59	0,68	5,24	2,30	395,4	0,69
Матросовское (7159)		2089-2094 (0,8)	96,0	0,24	0,029	0,40	0,83	429,8	0,33
Матросовское (7159)		2089-2094 (1,5)	96,0	0,12	0,12	0,84	0,81	338,2	0,51
Матросовское (7221)		2013-2017 (3,7)	96,0	4,52	2,50	8,00	13,39	Не опр.	0,37
Матросовское (7340)		2054-2069 (5,1)	98,0	0,68	0,44	3,51	1,44	343,9	0,71
Матросовское (7340)		2054-2069 (6,3)	98,0	4,47	5,02	11,25	16,20	Не опр.	0,41
Матросовское (7140)		2100-2105 (1,2)	100,0	1,12	1,26	6,18	4,96	429,8	0,55
Матросовское (7183)		2153-2158 (2,0)	98,0	1,67	2,5	7,71	5,84	Не опр.	0,57
Матросовское (170)		2171-2179 (0,5)	92,0	0,29	0,24	0,18	0,56		0,24
Матросовское (170)		2171-2179 (2,9)	100,0	0,17	0,32	1,67	0,92	402,1	0,64
Матросовское (7142)		2197-2202 (0,8)	3,0	0,20	0,04	0,23	0,76	425,7	0,23
Матросовское (7142)		2202-2207 (0,2)	4,0	0,13	0,04	0,25	0,76	427,0	0,23

* По данным экстракции.

**PI = S₁/(S₁ + S₂).

Таблица 2 Групповой состав нефтей и ХБА

Месторождение (скважина)	Тип флюида	Возраст	Интервал глубин, м (место отбора керна, м)	Плотность при 20 °С, г/см³	Групповой состав
					Углеводороды		Смолы		Асфальтены
					насыщенные	ароматические	бензольные	спиртобензольные	Асфальтены
Алексеевское (405)	ХБА		1847-1854 (4,1)	0,9436	30,4	41,4	12,4	15,6	0,2
Матросовское (182)	Нефть		1439-1444	0,8768	34,9	24,9	13,5	23,5	3,2
Матросовское (179)	“		1635-1640	0,8813	32,7	28,3	16,6	21,4	1,0
Матросовское (7221)			2013-2017	0,8298	42,7	40,8	13,6	Не опр.	2,9
Матросовское (170)			2171-2197	0,8204	56,8	28,8	13,5		0,9
Матросовское (186)			1988-1990	0,8497	55,7	25,4	17,2		1,7
Матросовское (176)			2066-2075	0,8272	42,7	31,3	13,0	12,5	0,5
Матросовское (194)			2309-2315	0,8311	54,1	27,5	16,2	Не опр.	2,2
Матросовское (179)	ХБА		1635-1640	0,9745	25,0	31,1	33,4	"	10,5
Матросовское (7159)			2089-2094 (0,8)	Не опр.	35,2	17,6	16,9	22,8	7,5
Матросовское (7159)			2089-2094 (1,5)	"	33,4	26,7	16,3	20,0	3,6
Матросовское (179)			2037-2038,5 (0,8)	"	32,7	28,3	16,6	21,4	1,0
Матросовское (7340)			2054-2069 (5,1)	0,8504	39,2	32,1	10,9	15,9	1,9
Матросовское (7340)			2054-2069 (6,3)	0,9973	20,8	27,2	8,6	9,1	34,3
Матросовское (7140)			2100-2105 (1,2)	Не опр.	27,7	33,1	26,8	Не опр.	12,4
Матросовское (7221)			2013-2017 (3,7)	1,0130	28,8	31,7	30,4		9,1
Матросовское (7183)			2153-2158 (2,0)	0,9460	27,3	32,2	29,2		11,3
Матросовское (170)			2171-2179 (0,5)	Не опр.	37,8	27,9	31,2		3,1
Матросовское (170)			2171-2179 (2,2)	0,9083	38,4	32,0	26,8		2,8
Матросовское (7142)			2197-2202 (0,8)	Не опр.	33,7	32,0	18,8	15,0	0,5
Матросовское (7142)			2197-2202 (0,2)	"	26,4	23,5	18,3	24,2	7,6

Таблица 3 Геохимические показатели состава нефтей и ХБА

Номер образца	Месторождение (скважина)	Тип флюида	Возраст	Интервал глубин, м (место отбора керна, м)	Pr/Ph	Рr/н-С₁₇	Ph/н-C₁₈	C₂₉S/R*	C₂₉BB/АА**	DIA/REG	TRI/HOP	T_s/T_m	STER/PENT
1	Алексеевское (405)	ХБА		1847-1854 (4,1)	0,53	0,32	0,54	0,93	2,02	0,5	0,3	0,62	0,41
2	Матросовское (182)	Нефть		1439-1444	0,56	0,35	0,64	0,94	1,94	0,18	0,18	0,23	0,28
3	Матросовское (179)	“		1635-1640	0,71	0,67	1,04	1,06	2,24	0,44	0,22	0,28	0,23
4	Матросовское (7221)	"		2013-2017	0,84	0,28	0,45	1,08	2,01	0,88	0,35	0,87	0,26
5	Матросовское (170)			2171-2197	0,73	0,25	0,45	1,11	2,05	0,87	0,33	0,87	0,28
6	Матросовское (186)	"		1988-1990	0,81	0,31	0,50	1,12	2	0,88	0,35	0,72	0,26
7	Матросовское (176)	"		2066-2075	0,83	0,25	0,40	0,74	1,85	0,4	0,29	0,65	0,39
8	Матросовское (194)	"		2309-2315	0,88	0,26	0,41	1,23	2,33	1,15	0,37	0,87	0,27
9	Матросовское (179/1)	ХБА		1471-1479	0,47	0,43	0,81	0,93	1,75	0,16	0,14	0,2	0,33
10	Матросовское (179/2)	"		1476-1481	0,50	1,10	1,51	0,9	1,76	0,46	0,11	0,3	0,33
11	Матросовское (179/3)	"		1481-1486	0,51	0,42	0,79	1,0	1,85	0,34	0,13	0,34	0,36
12	Матросовское (179/4)	"		1635-1640	0,58	0,95	1,29	0,87	1,71	0,29	0,09	0,2	0,24
13	Матросовское (179)	"		1635-1640	0,60	0,93	1,39	1,05	2,25	0,42	0,16	0,23	0,19
14	Матросовское (7159)			2089-2094 (0,8)	0,82	0,32	0,52	0,84	1,66	0,48	0,2	0,38	0,47
15	Матросовское (7159)			2089-2094 (1,5)	0,57	0,41	0,62	0,97	1,6	0,52	0,15	0,60	0,48
16	Матросовское (179)			2037-2038,5 (0,8)	0,51	0,37	0,65	0,85	2,08	0,54	0,31	0,62	0,34
17	Матросовское (7340)			2054-2069 (1,5)	0,71	0,29	0,45	0,9	1,89	0,64	0,32	0,7	0,39
18	Матросовское (7340)			2054-2069 (6,3)	0,93	0,27	0,31	0,86	1,83	0,49	0,35	0,77	0,34
19	Матросовское (7140)			2100-2105 (1,5)	0,61	0,46	0,83	0,93	1,92	0,51	0,2	0,49	0,3
20	Матросовское (7221)			2013-2017 (3,7)	0,79	0,28	0,46	0,98	1,85	0,78	0,36	0,8	0,26
21	Матросовское (7183)			2153-2158 (2,0)	0,80	0,27	0,44	0,79	1,82	0,52	0,34	0,73	0,29
22	Матросовское (170)			2171-2179 (0,5)	0,81	0,32	0,48	1,15	1,87	0,79	0,28	1,17	0,38
23	Матросовское (170)			2171-2179 (2,9)	0,58	0,30	0,48	1,25	2,67	0,88	0,36	0,69	0,32
24	Матросовское (7142)			2197-2202 (0,8)	0,67	0,39	0,39	0,38	0,89	0,34	0,18	0,37	0,72
25	Матросовское (7142)			2202-2207 (0,2)	0,64	0,42	0,21	0,86	1,66	0,47	0,24	0,46	0,51

*C₂₉S/R - 5a(20S)/5a(20R).

**С₂₉ВВ/АА - 14β 17b(20R)/5a(20R).