Венско-Моравский НГБ расположен в пределах альпийского складчатого пояса и приурочен к межгорной впадине, наложенной на структурно-тектонические элементы Альп и Карпат в области их сочленения (рис. 1). Из общей площади около 10 тыс. км² треть территории на северо-востоке принадлежит Чехословакии, остальная – Австрии. Бассейн выполнен неогеновыми отложениями, покрывающими дислоцированный триасово-палеоге-новый комплекс Внутренних Карпат и Альп, а также мел-палеогеновый флишевый комплекс Внешних Карпат. Для него характерна высокая нефтегазонасыщенность и большой диапазон продуктивности осадочного чехла. Нефтегазоносными являются все подразделения неогеновой части чехла (плиоцен, миоцен), в донеогеновой промышленные скопления нефти и газа известны в отложениях флишевых карпатских покровов (палеоцен – верхний мел) и альпийских известняковых покровов (триас, юра). Все залежи в этой части чехла разделяют на два типа – в погребенных эрозионных выступах донеогенового основания и во внутренних частях известняковых альпийских покровов. К первым относятся все залежи во флише (в Чехословакии и Австрии), а также подавляющее большинство скоплений в известняковых покровах (Завод и Борски Юр в Чехословакии, Адерклаа, Шонкирхен Тиф, Проттес Тиф, Баумгартен и др. в Австрии). Залежи второго типа на территории Чехословакии не известны, в австрийской части это Шонкирхен Супертиф и Райерсдорф.

Широкий диапазон продуктивности осадочного чехла бассейна вызывал многочисленные дискуссии относительно источников УВ. К числу нефтегазопроизводящих относили отложения среднего и верхнего миоцена, плиоцена, флишевых и известняковых покровов. Высказывалась и точка зрения о мантийном генезисе нефти и дальнейшей ее миграции по многочисленным разломам. Изучение геохимических особенностей РОВ и закономерностей изменения состава нефтей дало основание [4] утверждать, что возможно нефтегазоматеринские отложения присутствуют практически во всех подразделениях неогеновой и донеогеновой частей осадочного чехла. С развитием геохимических исследований получила развитие точка зрения о едином источнике генерации УВ в осадочном чехле Венского бассейна и преобладающей роли вертикальной миграции при формировании залежей нефти и газа. В качестве основной генерирующей толщи рассматриваются отложения автохтона верхнеюрских пород, сложенных глубоководными мергелями и залегающими на глубинах 5–10 км. По данным X. Ладвайна (1988 г.), ОВ верхней юры характеризуется содержанием С_орг от 0,3 до 5 % (в среднем 1,5 %), кероген по результатам пиролиза Рок-Эвал принадлежит к II–III типу. Степень катагенетического преобразования соответствует стадиям не ниже MK₃(R⁰ =0,8–1,4 %). Материнские верхнеюрские отложения могли достичь необходимой для нефтеобразования стадии катагенеза в период надвигообразования, однако большая часть их генерационного потенциала была сохранена и полностью он был реализован в постанадвиговое время, соответствующее неогеновому прогибанию.

ОВ материнских отложений неогенового возраста (оттнанг, карпат, баден, сармат) по результатам пиролиза Рок-Эвал содержит кероген преимущественно III типа. Степень катагенетической преобразованности ОВ отложений неогена не превышает стадий МК₂, R° на глубинах около 4 км составляет 0,73 %. Таким образом, очевидны значительные отличия неогеновых и верхнеюрских отложений как в типе ОВ, так и в степени его катагенетической преобразованности. Если материнские породы верхней юры находятся, как правило, на завершающих этапах фазы нефтеобразования, то отложения неогена характеризуются стадиями катагенеза, соответствующими его начальным этапам. Для фа-циального типа ОВ также характерны определенные различия, отражающие палеогеографические условия осадконакопления в бассейнах седиментации юрского (относительно глубоководные) и неогенового (преимущественно мелководные) времени.

Анализ геохимических особенностей нефтей разновозрастных отложений Венско-Моравского бассейна [X. Ладвайн, 5] показывает, что нефти неогеновых отложений и нефти внутренних частей альпийских покровов имеют разный генезис. Первые связаны с ОВ, в составе которого хорошо идентифицируются признаки континентального происхождения, для него характерны невысокие стадии катагенетической преобразованности, соответствующие начальным этапам фазы нефтеобразования. Вторые сформированы из источника, в котором преобладает ОВ морского происхождения и для которого характерна более высокая стадия катагенетической преобразованности.

В табл. 1 приведены данные, характеризующие особенности молекулярно-массового распределения нормальных и изопреноидных алканов и их характеристические соотношения. Отличными для разновозрастных нефтей являются соотношения пристан/фитан, а также соотношения i-C₁₉ и i-C₂₀ и н-алканов С₁₇ и С₁₈ (рис. 2, а). Соотношения различных индивидуальных соединений в составе легких фракций нефтей также свидетельствуют о том, что нефти внутренних частей альпийских покровов (скв. Шонкирхен Супертиф, 32) отличаются более высокой степенью катагенетической преобразованности, чем нефти неогеновых скоплений. По данным [5], для легких фракций нефти месторождения Шонкирхен Супертиф характерны более высокие концентрации н-алканов (н-пентан, н-гексан, н-гептан), новообразование которых сопровождает увеличение стадий катагенеза. Напротив, для нефтей неогеновых залежей характерны более высокие концентрации метилалканов (3-метилпентан), которые отличают нефти более ранних стадий катагенеза.

Наиболее интересную геохимическую информацию несут полициклические нафтены, обладающие, наряду с ароматическими УВ, наибольшей устойчивостью к воздействию вторичных, постдиагенетических изменений. По мнению Ал.А. Петрова [2], одной из наиболее важных генетических характеристик нефти является ее нафтеновый паспорт, отражающийся в величине нафтенового фона на хроматограммах. Для нефтей неогена, в среднем, характерен чрезвычайно низкий нафтеновый фон, что свидетельствует о связи этих нефтей с ОВ континентального генезиса. Очень велика и разница в величинах нафтенового индекса (Н_ф=n-С₁₇+ +n-C₁₈ / высота нафтенового фона) для небиодеградированной нефти баденской залежи Адерклаа (30,5) и для триасовой нефти Шонкирхен Супертиф (12). Одним из характеристических соотношений, дающих возможность оценить фациальный тип материнского ОВ, является соотношение стеранов С₂₉/С₂₇ (ситостаны/холестаны). В нефтях неогена сумма стеранов C₂₉ превышает сумму стеранов С₂₇, что характерно для ОВ наземного происхождения. В нефти триаса, наоборот, сумма стеранов С₂₇ больше суммы стеранов С₂₉ (аналитические данные X. Ладвайна).

Для оценки степени катагенеза материнского ОВ Ал.А. Петровым предложено использовать соотношение a- и изостеранов, рассчитанное по ситостанам. Как видно из табл. 2, степень созревания нефтей триаса в теле покрова полностью идентична степени зрелости верхнеюрских материнских отложений. Степень созревания неогеновых нефтей значительно ниже. Нефть в залежи Шонкирхен Тиф, приуроченной к эрозионному выступу триасовых отложений, несет черты смешения двух генотипов. Сходным характером отличается и распределение эпимеров 20R и 20S для ситостанов.

Для нефтей баденских отложений содержание эпимеров ситостана с конфигурацией 20S всегда меньше, чем для нефти Шонкирхен Супертиф и ОВ верхней юры. Различаются рассматриваемые нефти и по характеристике перегруппированных стеранов (диастеранов), образование которых протекает в диагенезе при каталитическом воздействии глинистых минералов, в ОВ карбонатных пород диастераны, как правило, отсутствуют [2]. Повышенные концентрации диастеранов в нефтях неогена и отсутствие их в нефти внутренней части покрова может также свидетельствовать о генетической автономности этих нефтей. Таков же характер распределения гопанов в этих нефтях – они присутствуют в неогене и практически полностью отсутствуют в нефти Шонкирхен Супертиф.

Внутри семейства неогеновых нефтей можно выделить две разновидности. К первой относятся нефти сарматских отложений, генетически связанные с ОВ сарматского возраста, которое, единственное из неогеновых пород бассейна, в отдельных прослоях содержит кероген I–II типа. По результатам микроскопического исследования [3] в керогене определено до 50 % аморфной составляющей. Степень преобразованности ОВ не превышает ПКз (редко MK₁). Нефти сарматских залежей отличаются повышенной плотностью, очень низким содержанием твердых парафинов, а также низкими концентрациями нормальных и изопреноидных алканов. В отличие от большинства неогеновых нефтей для распределения н-алканов, во фракции C₁₅₊ сарматских нефтей характерен максимум в области С₁₀–С₁₅. Отмечается преобладание нечетных н-алканов, нафтеновый паспорт сарматской нефти месторождения Годонин (см. рис. 2 б) отличается от нафтеновых паспортов других неогеновых нефтей повышенными концентрациями тетра- и пентациклических нафтенов. Отмеченные особенности нефтей сармата дают основания для отнесения их к разряду катагенно незрелых – тип Д [1] генерированных ОВ, в составе которого преобладает органическая масса морского происхождения, а остатки высших наземных растений играют подчиненную роль. Поскольку ОВ подобного характера встречено только в отложениях сарматского возраста, нефти сармата можно рассматривать как сингенетичные вмещающим отложениям и составляющие отдельное подсемейство в семействе неогеновых нефтей.

Особенности состава нижележащих неогеновых нефтей (залежи в бадене, карпате, эггенбурге, оттнанге) дают основания связывать их генерацию с ОВ, имеющим преимущественно гумусовый характер (III тип керогена). К числу этих особенностей относятся: резкое преобладание пристана над фита-ном (2,5–4), преобладание циклогексановых структур над циклопентановыми в легких фракциях (до 2,7), фракция С₅–С₈ обогащена ароматическими УВ по сравнению с обычным распределением в бензинах бензола и толуола (12–90), повышено содержание бензола (бензол/толуол=26–74), понижено значение нафтенового фона и, соответственно, повышены значения нафтенового индекса. Для распределения ароматических УВ в составе нефтей характерны высокие концентрации инданов и тетралинов. Содержащиеся в этих нефтях в значительных концентрациях перилен, коронен, флюорентен также могут быть образованы только из остатков высших наземных растений. По степени катагенной зрелости нефти соответствуют начальным этапам фазы нефтеобразования, характерным для ОВ неогеновых отложений. Об этом свидетельствуют: значения CPI в различных модификациях, особенно по легким алканам (всегда выше 3); такие коэффициенты, как i-C₁₉ / n-С₁₇, соотношения нормальных и изопреноидных алканов во фракции С₁₅₊ и состав фракции С₅–С₈. Сингенетичный характер нефте- и газоносности сарматских отложений находит подтверждение и в характеристике химического и изотопного состава газов. Свойственный этим газам изотопный состав метана (–66,7±–51,5 %) (М. Шоелл, 1984 г.) характерен для газов биохимического генезиса, либо для газов, образующихся в зоне протокатагенеза.

В некоторых нефтях нижнего – среднего миоцена (преимущественно нефти эггенбурга-оттнанга) можно отметить черты, связанные с определенной долей органической массы морского происхождения (мономодальное распределение н-алканов с максимумом в области n-C₁₆ – п-С₁₉, низкое содержание твердых парафинов). Тем не менее, анализ геохимических особенностей миоценовых нефтей убеждает в том, что они не связаны ни с ОВ автохтонной юры, имеющим сапропелевый облик, ни с ОВ карбонатного (аллохтонного) триаса, отличающимся более высоким уровнем катагенеза.

1. Канторович А.Э., Стасова О.Ф. Типы нефтей в природе и закономерности их локализации в стратисфере. В кн.: Органическая геохимия нефтей, газов и органического вещества докембрия.– М.: Наука.– 1981.– С. 47–51.
2. Петров Ал.А. Углеводороды нефти. М.: Наука.– 1984.
3. Johns W., Hoefs J. Maturation of organic matter in neogen sediment from Aderklaa oilfield Vienna basin, Austria. TMPM. 1985. V. 34.– P. 143–158.
4. Simanek V. Geochemie гор a genez ropnych lozicek cs. casti Videnske panve. Bratislava.– 1977.– P. 70.
5. Organic geochemistry of crude oils from Vienna basin and assesment of their origin // Welte D., Kratochvill H. Rullkotter J. etc. / Chem. geol.,– 1982. V. 35. P. 33–68.
   Abstract

Geochemical features of organic matter, oils and gases from basin sediments of different age have been investigated. On the basis of correlation analysis, an autonomous nature of hydrocarbon occurrences in the Neogene of the molassic portion of sedimentary cover and in the inner part of the Alpine nappe has been established in oil – oil and oil – organic matter systems. It is indicated that a source of petroleum formation in Neogene producing horizons are the Neogene source rocks in organic matter of which the indications of continental origin can be identified and which is characterized by not high stages of conversion. Oils from the inner parts of the Alpine nappe may be derived from another source in which the organic matter of a marine origin, being more highly altered, is predominant.

1 – границы Венско-Моравского НГБ; 2 – основные разрывные нарушения; 3 – изогипсы поверхности донеогенового основания, км; 4 – нефтяные (а) и газовые (б) месторождения, 5 – складчатое обрамление Карпат. Основные месторождения Г – Грушки, Т – Тынец, Гд – Годонин, БЮ – Борски Юр, 3 – Завод, ВЦ – Высока-Цверндорф, П – Пионер, М – Матцен, Р – Райерсдорф, ПТ – Проттес Тиф, ШТ – Шонкирхен Тиф, ШС – Шонкирхен Супертиф, Б – Баумгартен, А – Адерклаа, С – Суссенбрунн

Рис. 2. График Коннана-Кассу (а) и изменение содержания нафте-нов (б):

1 – палеоген, 2 – оттнанг, 3 – карпат, 4 – баден, 5 – триас, 6 – сармат месторождения Годонин, 7 – средний баден месторождения Грушки, 8 – триас месторождения Завод

Таблица 1

Таблица 2