Известно, что данные по компонентному составу могут быть использованы для пластовой идентификации нефтей, выяснения связи их с нефтегенерирующими породами и условиями диагенеза [1]. Таким образом, при рассмотрении компонентного состава нефтей в пределах региона можно решить вопрос формирования месторождений, провести прогнозную оценку перспектив нефтегазоносности, состава и свойств нефтей разведочных площадей.

С этой целью в процессе многолетних исследований на постоянной методической основе был изучен компонентный состав от метана до октана включительно пластовых нефтей 140 залежей 90 месторождений, расположенных по всей площади региона. Определение проводили методом газожидкостной хроматографии на приборах ЛХМ-8МД, Хром-5 и Вариан-3700 [2]. При рассмотрении состава рассчитывали коэффициент подобия (К_п), устанавливаемый на основе состава групп УВ с числом углеродных атомов 6 и 7. За базовую нефть сравнения для расчета К_п приняли самотлорскую нефть залежи БВ₁₀. В процессе корреляции отношение нефть/ сравнительная нефть определяли для каждого из десяти параметров: нормального гексана, 2-, 3-метилпентана, 2, 3-диметилбутана, метилциклопентана+циклогексана от суммы парафиновых и нафтеновых УВ состава С₆Н₁₄, нормального гептана, 2-, 3-метилгексана, 2, 3-диме-тилпентана, суммы нафтенов C₇H₁₆ от суммы парафиновых и нафтеновых УВ состава C₇H₁₆. Среднее десяти отношений дает К_п. В табл. 1 представлены К_п для нефтей некоторых основных месторождений региона.

Высокие значения К_п от 0,8 до 1 свидетельствуют о хорошей корреляции. Из 140 изученных нефтей 122 (87 %) имеют К_п в пределах 0,8–1; 17 нефтей (12 %) имеют К_п в интервале 0,73–0,79, указывающем на удовлетворительную корреляцию. Уренгойская нефть (1 %) с К_п=0,67 плохо коррелируется с самотлорской. К этому нефтегазоносному району (НГР) относится также ен-яхинская нефть залежи БУ_8-9, К_п которой равен 0,74.

При рассмотрении К_п по группам пластов А, Б, Ю установлено, что нефти из пластов группы А характеризуются наибольшим К_п, равным 0,88, нефти пластов Б и Ю имеют К_п достаточно близкие между собой (0,852 и 0,848 соответственно). Вместе с тем наблюдается существенное различие нефтей пластов группы А по сравнению с нефтями из горизонтов Б и Ю. Причем наибольшее отличие наблюдается по параметрам, отражающим содержание в нефти нормального гексана, метилциклопентана и циклогексана, нормального гептана, 2-метилгексана и нафтеновых УВ состава С₇Н₁₆ (рис. 1).

Необходимо отметить, что нефти пластов группы Б и особенно группы Ю характеризуются наибольшим содержанием нормальных алканов и наименьшими количествами нафтеновых УВ по сравнению с нефтями пластов группы А. Особо следует остановиться на нефтях Уренгойского НГР. Как видно на рис. 1, происходит сильное занижение К_п по всем десяти параметрам; парафиновые и нафтеновые УВ в этих нефтях имеют другие соотношения, чем в самотлорской. Наибольшие отличия наблюдаются для н-алканов. По мере увеличения разветвленности алканов эти отличия несколько уменьшаются. Высокая замещенность и разветвленность алканов УВ нефтей и конденсатов неокомских отложений северных районов была ранее обнаружена А.Э. Конторовичем.

Таким образом, высокий К_п для большинства изученных нефтей, за исключением севера региона, свидетельствует об однотипном составе нефтематеринского вещества и близких условиях диагенеза. Факт отличия состава нефтей севера региона в литературе находит различное объяснение. В одной из последних работ это, в частности, объясняется окислением ОВ на стадиях седиментогенеза и диагенеза, приводящим к значительной потере генерационного потенциала [1]. В рамках этой, в целом достаточно убедительной, концепции не находят удовлетворительного объяснения факты окисления ОВ в типично морской среде с восстановительными условиями накопления ОВ и образования гигантских газовых и газоконденсатных месторождений на относительно небольшой территории при низком генерационном потенциале. Авторы считают, что данное объяснение для многих северных месторождений неправомерно из-за недоучета особенностей катагенеза ОВ в условиях интенсивных геотектонических движений, что привело к образованию преимущественно газовой фазы и существенному перераспределению водорода ОВ в пользу легких гомологов.

Для выявления стадии, на которой в основном сформировался состав нефтей, и определения вклада последующих воздействий рассмотрим влияние окисления на ОВ и УВ залежи в пределах наблюдаемых термобарических условий. Согласно химической реакционной способности, в первую очередь у ОВ должны окисляться соединения промежуточных степеней окисления и непредельные соединения (например, фитол, ненасыщенные жирные кислоты). Это приводит практически к полному их исчезновению из состава нефтей. Полностью восстановленные и ароматические соединения должны окисляться во вторую очередь.

В связи с этим вполне обоснована концепция о влиянии окисления ОВ на повышение соотношения п/ф вследствие превращений фитановая кислота–>пристан. После образования пристана и фитана дальнейшие физико-химические воздействия должны оказывать на соотношение п/ф незначительное влияние в силу близких физико-химических характеристик вышеуказанных гомологов. Необходимо отметить, что при окислении ненасыщенных жирных кислот кислородом воздуха образуются высокомолекулярные лаки, что широко используется на практике. В случае реализации этого процесса в седиментогенезе получившиеся лаки могут входить в состав керогена и участвовать в процессах нефтеобразования. Поэтому мнение о том, что ненасыщенные кислоты в присутствии кислорода легко окисляются и не участвуют в процессах нефтеобразования [1], справедливо не во всех случаях. При окислении УВ согласно принципу Ле Шателье – Брауна следует ожидать в первую очередь уменьшения содержания соединений с высокой теплотой сгорания, т. е. в такой последовательности: нормальные алканы, изоалканы, гемзамещенные алканы, далее циклоалканы – нафтены, арены – ароматические УВ (преимущественно с алкильными заместителями с длинной цепью). Как показали модельные эксперименты авторов статьи и других исследователей, при действии окислителей на нефти Западной Сибири (кислород, оксиды) резко возрастает содержание смолистых веществ. Подобные изменения в составе нефти производит также биотрансформация. Таким образом, в результате воздействия окислительной обстановки на УВ должны возрасти соотношения изоалканы/нормальные алканы, ксилолы/этилбензол, циклогексан/метилциклопентан, существенно возрасти так называемый нафтеновый индекс (НИ), представляющий собой среднее значение между отношением цикланов к алканам состава С₆Н₁₄ и C₇H₁₆, для удобства пользования умноженное на 100.

Обсуждаемые выше характеристики нефтей приведены в табл. 2. Из данных таблицы следует, что УВ или ОВ месторождений северных районов, действительно, были подвержены окислению. Чтобы установить, на какой стадии происходило окисление, рассмотрим влияние условий катагенеза на вышеперечисленные характеристики. Многочисленными экспериментальными исследованиями установлено, что на различных стадиях катагенеза соотношение п/ф может изменяться в два-три и более раз, причем диапазон этих изменений перекрывает граничные значения генетических различий нефтей. К сожалению, сведения о направленности изменения вышеуказанного соотношения в катагенезе носят противоречивый характер. Но имеются достоверные свидетельства о возрастании соотношения п/ф в 2–3 раза, иногда до 6 с ростом катагенеза ОВ, а также в ряду тяжелая нефть – легкая нефть – конденсат [4].

Особенностью катагенеза ОВ месторождений северных районов является преобладание деструктивных процессов и реакций диспропорционирования, приводящих к интенсивному перераспределению водорода ОВ. Если предположить, что состав исходного ОВ южных и северных районов региона был близок, особенности катагенеза для северных месторождений должны были привести к резкой дифференциации отношения С/Н для различных фракций нефтей. Чем больше образовалось метана (газовой фазы), тем более интенсивно должны были идти процессы дегидрирования более высокомолекулярных фракций нефтей. Образование дополнительно каждой молекулы метана должно приводить к соответствующему появлению молекулы циклоалкана или три образовавшиеся молекулы метана ведут к появлению молекулы арена. Процессы дегидрирования – окислительные, при этом должно возрастать содержание нафтенов и (или) аренов в нефтях или конденсатах. Причем в большем количестве, по химическим законам, должно образоваться соединений с меньшей свободной энергией. Таким образом, влияние дегидрирования на рассматриваемые в табл. 2 отношения аналогично окислению, так как при окислении УВ также остаются в большем количестве соединения с меньшей свободной энергией, меньшей теплотой сгорания. На скорость реакций дегидрирования будут влиять и кинетические факторы. Так, вследствие того, что дегидрирование гемзамещенных алканов затруднено, их относительное содержание также должно возрастать, что и наблюдается для нефтей северных месторождений.

Если наблюдаемое соотношение п/ф сформировалось в катагенезе и зависит от стадии протекания процесса, то должна наблюдаться определенная корреляция этого показателя с содержанием нафтенов, аренов, количеством газовой фазы, обусловленных процессами дегидрирования. На рис. 2 видно, что для большинства месторождений с ростом НИ увеличивается величина п/ф. Выше линии аb лежат точки, принадлежащие к биотрансформированным нефтям и нефтям, которые испытали значительное окисление в гипергенезе. Таким образом, если НИ>58 п/ф+5, это может служить диагностическим признаком биотрансформации нефтей в залежи. Логично предположить, что ниже линии сd (п/ф>(НИ/58)+0,5) точки принадлежат месторождениям с окислением на стадии диагенеза ОВ, с пониженным генерационным потенциалом (критерий нефтеобразования из керогена переходного или третьего типов). Окисление ОВ в седиментогенезе и диагенезе обусловливает повышение соотношения п/ф, но в то же время не может оказать существенного влияния на дегидрирование легких гомологов и повышение НИ, так как этот процесс происходит главным образом на последующих стадиях нефтеобразования.

Таким образом, выбранные параметры (см. табл. 2) позволяют однозначно провести хронологическую идентификацию и определить интенсивность и стадию протекания окислительных процессов при формировании состава нефтей большинства месторождений.

При анализе материала можно сделать вывод, что в центральной части региона, на Сургутском своде, в процессе осадконакопления существовала восстановительная обстановка, протекали процессы сульфатредукции. Ненасыщенные кислоты и фитол к окончанию диагенеза были восстановлены и частично конденсированы. Стабильность ОВ повысилась, поэтому нефти этого района имеют низкое соотношение п/ф (0,7–1,1). В отличие от этого ОВ прилежащих районов к началу катагенеза не было восстановлено. Непредельные соединения в процессе нефтеобразования в условиях интенсивных геотектонических движений в аквальных условиях продуцировали большое количество низкомолекулярных продуктов. Соотношение п/ф при этом увеличивалось пропорционально степени геотектонического воздействия.

Модельные эксперименты ряда исследований с фитолом (например, Ал.А. Петров, 1974 г.), а также авторов статьи с водным раствором олеиновой кислоты показывают, что в процессе термического воздействия в присутствии воды в бомбе под давлением из этих соединений образуется целый набор низкомолекулярных алканов. Существенного снижения генерационного потенциала ОВ при этом не происходит. Резкое возрастание соотношения п/ф для ряда нефтей и конденсатов окраинных зон региона, непропорциональное росту НИ, свидетельствует о протекании окислительных процессов в седиментогенезе и диагенезе и значительном падении генерационного потенциала ОВ. Необходимо отметить, что точки, принадлежащие нефтям баженовской свиты, расположенным в центре региона, по вышеуказанной зависимости лежат вблизи линии cd в области керогена переходного типа, причем относительное содержание низкомолекулярных изопреноидов состава С₁₄–С₁₆ в салымской нефти (Ю₀) выше, чем в месторождениях севера региона [3]. Это служит еще одним подтверждением низкой окисленности ОВ ряда северных месторождений и, значит, высокого генерационного потенциала ОВ. Этот вывод имеет существенное значение при планировании поисковых работ на нефть и особенно газ в северных районах области.

1. Былинкин Г.П. Информативность генетического показателя пристан/фитан // Геология нефти и газа.– 1987.– № 8.– С. 59–62.
2. Гончаров И.В. Геохимия нефтей Западной Сибири.– М.: Недра.– 1987.
3. Ершов В.А., Носова В.С., Ярославцева Т.В. Характеристика химических типов нефтей. НТС Повышение эффективности подготовки продукции скважин в Западной Сибири.– СибНИИНП.– Тюмень.– 1984.
4. Особенности компонентного состава нефтей месторождений, вводимых в разработку. НТС Совершенствование техники и технологии добычи нефти в Западной Сибири / В.А. Ершов, В.С. Носова, Н.В. Иванова и др.– СибНИИНП.– Тюмень.– 1981.– Вып. 22.– С. 90–98.

The component composition of oils from 40 pools contained in 90 fields is considered. Conclusions have been made regarding the uniformity of original organic matter and generation of oils having a uniform composition for most fields in the Middle pre-Ob' area. Described are differencies between the oils from the northern part of the Tyumen region explained by features of catagenesis under the conditions of intensive geotectonics which have led mainly to gas phase formation, redistribution of organic mat-ter hydrogen to lower homologues and dehydration of more high-molecular hydrocarbons.

Таблица 1 Коэффициент подобия нефтей

Таблица 2 Характеристика нефтей

Рис. 1. Изменение k_п по отдельным параметрам.

Нефти залежей пластов группы: 1 – А, 2 – Б, 3 – Ю. Нефти месторождений. 4 – Самотлорского, пласт БВ₁₀; 5 – Уренгойского, пласт БУ₁₁