В настоящей работе диагностика нефтематеринских отложений проводилась на основе сопоставления в системах нефть – нефть и нефть – ОВ пород по набору показателей, генетическая информативность которых подтверждена многими исследователями. Сравнивались нефти (отбензиненная часть) и хлороформенные битумоиды (ХБ) палеозойских и ранне-среднеюрских отложений Нюрольской впадины и прилегающих районов (таблица).

Нефти верхней части палеозойского разреза (средний девон – нижний карбон) по комплексу генетических показателей дифференцируются на две основные группы: нефти центральных (Фестивальная, Урманская, Нижнетабаганская, Верхтарская площади) и окраинных районов Нюрольского осадочного бассейна (Мыльджинская, Черемшанская, Еллей-Игайская, Калиновая, Герасимовская, Останинская, Малоичская площади). Для нефтей первой группы характерна относительная обогащенность среднемолекулярными н-алканами (С₁₂–С₁₉) с максимумом концентрации в интервале С₁₄–C₁₆. Содержание пристана (i-C₁₉) и фитана (i-С₂₀) ниже, чем низкомолекулярных гомологов (Si-С_14-16/ i-С₁₉+i-C₂₀= 1,4–4,8), отношение пристава к фитану (П/Ф) больше единицы, но не превышает двух (1,4–2). Оптическая активность дистиллята [a]_d нефтей первой группы (+0,16 - +0,40°) превосходит [a]_d второй группы (0 - +0,05°) за счет повышенного содержания у последних левовращающих соединений. Нефтям второй группы свойственно бимодальное распределение н-алканов с максимумами концентраций в интервалах С₁₅–C₁₆ и C₁₉–С₂₁, незначительное преобладание пристана над фитаном (1,1–1,2). Эти нефти более обогащены тяжелым изотопом углерода (d^|3С= –29,9 -–27,9 °/оо), чем нефти центральных районов бассейна (d¹³С = –31,94 - – 29,4 %о).

В ранне-среднеюрских отложениях (тюменская свита) нефти, приуроченные к Нюрольской впадине (Нижнетабаганская, Калиновая, Лугенецкая, Останинская площади), по комплексу рассмотренных параметров отличаются от нефтей за пределами впадины (Мыльджинская, Соболиная, Казанская, Веселовская площади). Они обогащены циклическими УВ (Me/Na–Аr= 0,24–0,44). В составе их н-алканов существенно преобладают УВ с нечетным числом атомов углерода в молекуле и максимумы концентраций приходятся на нечетные УВ в области C₁₉–С₂₅. Среди изопреноидных УВ содержание пристана и фитана, как правило, выше, чем низкомолекулярных гомологов. Отношение П/Ф (0,96– 1,09) низкое. Эти нефти обогащены легким изотопом углерода (d¹³С= – 32,2 - –29,8 °/оо) и обладают низкой [a]_d ( + 0,1 - +0,2°).

За пределами Нюрольской впадины (юго-западная часть Парабельского мегавала, Средневасюганский, Пудинский мегавалы, Казанский вал) у нефтей ранне-среднеюрских отложений значительно возрастает относительное содержание метановых УВ (Me/Na–Ar=0,86–1,64). В составе изопреноидных УВ уменьшается концентрация пристана и особенно фитана (Si=C_14-18/i-C₁₉–i-C₂₀=l,33–2,34; П/Ф=2,01–5,6). Повышаются обогащенность тяжелым изотопом углерода (d¹³С = – 31,7 - – 28,5 °/оо) и [a]_D ( + 0,55 - +1,23°). В составе высокомолекулярных н-алканов (C₁₉– С₃₀) преобладают УВ с нечетным числом атомов углерода в молекуле.

По комплексу рассмотренных параметров нефти палеозойских отложении отличаются от нефтей ранне-среднеюрских. Исключение составляют нефти ранне-среднеюрских отложений на Тамбаевской (центральная часть Нюрольской впадины) и Герасимовской (юго-восточное погружение Пудинского мегавала) площадях. Так, у нефти из скв. 1 Тамбаевской в составе н-алканов преобладают УВ с четным числом атомов углерода в молекуле и максимум концентрации н-алканов приходится на С₁₄. Она относительно обогащена тяжелым изотопом углерода (d¹³С= –29 °/оо). Среди изопреноидных УВ содержание пристана, и особенно фитана, низкое (Si=С₁₄_₁₈/ i-C₁₉+i-C₂₀=3,34; П/Ф= 1,12). Нефть из скв. 2 Герасимовской обеднена метановыми УВ (Me/Na– Аr=0,54) и отношения П/Ф=1,2. Она более обогащена тяжелым изотопом углерода (d¹³С = –28,9 °/оо). По особенностям УВ-состава и изотопного состава углерода эти нефти близки к нефтям среднепалеозойских отложений окраинных районов Нюрольского осадочного бассейна (см. таблицу).

В настоящей работе все изученные нефти сравнивались по изотопному составу семи фракций, следующих в порядке увеличения полярности от фракции УВ до асфальтенов. На рисунке (кривые а – г) показаны особенности распределения изотопов углерода по фракциям повышающейся полярности у выделенных групп нефтей ранне-среднеюрских и верхнепалеозойских отложений.

Нефти ранне-среднеюрских отложений Нюрольской впадины и верхнепалеозойских центральной части Нюрольского осадочного бассейна слабо различаются по изотопному составу суммарного углерода. Но они имеют различный характер распределения изотопов углерода по фракциям повышающейся полярности (кривые а, в). Нефтям тюменской свиты свойственна сублинейная форма изотопной кривой, отображающая утяжеление углерода от фракции УВ до асфальтенов, с характерным минимумом d¹³С на бензольных смолах. Для нефтей палеозойских отложений характерна серповидная форма кривой с максимумом d¹³С на бензольных смолах.

Нефти палеозойских отложений окраинных районов бассейна изотопно тяжелее (d¹³С= –29,9– –27,9 °/оо) нефтей ранне-среднеюрских отложений как Нюрольской впадины (d¹³С= –32,2 - –29,8 %о), так и районов, обрамляющих впадину (d¹³С= –31,74 – –29,5 °/оо). Им также свойственна тенденция к утяжелению углерода от фракции УВ к асфальтенам (кривые г, д), но в отличие от нефтей юрских отложений у них бензольные смолы наравне с асфальтенами обогащены тяжелым изотопом углерода.

Сравнение исследованных нефтей с битумоидами палеозойских и ранне-среднеюрских отложений показало, что и в тех, и в других нефти обеих групп, как правило, коррелируются с битумоидами пород вмещающих отложений (см. таблицу). Исключение составляют нефти из тюменской свиты на Тамбаевской и Герасимовской площадях, которые проявляют генетическую связь с битумоидами палеозойских отложений.

Нефти и сингенетичные битумоиды из предполагаемых нефтематеринских отложений имеют близкие значения отношений П/Ф, Me/Na – Аr, нч/ч (в интервале н-C₁₉ – н-С₃₀). Относительное отклонение в значении этих параметров у нефтей и битумоидов в данном случае не превышает 15-20 %.

Сопоставление изотопного состава суммарного углерода нефтей и битумоидов показало, что в каждой нефтеносной толще отмечается закономерное облегчение углерода у нефтей по сравнению с битумоидами пород вмещающих отложений. Наряду с этим наблюдается согласованное изменение d¹³С у нефтей и битумоидов при переходе от одной нефтеносной толщи к другой.

1. Галимов Э.М. Природа биологического фракционирования изотопов.– М.: Наука.– 1981.
2. Галимов Э.М., Фрик М. Г. Изотопный метод диагностики нефтематеринских отложений // Геохимия.– 1985.– № 10.–С. 1474–1485.
3. Канторович А.Э., Парпарова Г.М., Трушков П.А. Метаморфизм органического вещества и некоторые вопросы нефтегазоносности (на примере мезозойских отложений Западно-Сибирской низменности) // Геология и геофизика.– 1967.– № 2.– С. 16–29
4. Фомин А.Н. Катагенез и перспективы нефтегазоносности палеозоя на юго-востоке Западно-Сибирской плиты.– Новосибирск: Наука.– 1982.

Genetically independent groups of oils have been identified in the upper part of the Middle Paleozoic Series and in the Early-Middle Jurassic (Tyumen' Suite) on the south of the West Siberian province. The results obtained permitted the conclusion that the most likely source of the oils is the organic matter from Paleozoic sediments.

1 – УВ; смолы: 2 – гексан-четыреххлористоуглеродные, 3 – четыреххлористоуглеродные, 4 – бензол-четыреххлористоуглеродные, 5 – бензольные, б – спиртобензольные; 7 – асфальтены; нефти, полученные из скважин (J_1-2): a – 422 Останинской, б – 32 Мыльджинской, е – 2 Герасимовской, ж – 1 Тамбаевской; D_2-3: в – 3 Верхтарской, г – 6 Калиновой, д – 5 Герасимовской