Флюидоносные комплексы представляют собой системы, где протекают саморегулирующиеся и взаимодействующие процессы нафтидогенеза. Тенденция изменения физико-химических свойств нефтей и конденсатов наиболее выражена с глубиной в сторону уменьшения их плотности и смолистости, увеличения содержания легких (бензиновых) фракций и доли алкановых УВ. В свободных газах с ростом глубины залегания и возраста флюидоносных отложений обычно намечается повышение доли тяжелых УВ [2]. Отмеченная тенденция не проявляется при инфильтрационных процессах, перераспределении пластовых флюидов в результате вертикальной миграции и т. д. Отсутствие связи между свойствами нафтидов и глубиной их залегания наблюдается и в условиях тектонической раздробленности локальных структур и/или литолого-фациальной и фильтрационной неоднородностей продуктивных отложений. Некоторые параметры нафтидов изменяются в процессе разработки залежей.

При рассмотрении характера распределения нафтидов в осадочных толщах Афгано-Таджикской и Ферганской впадин выявлена тенденция, проявляющаяся независимо от глубины, стратиграфической приуроченности и региональной принадлежности флюидоносных горизонтов. Несмотря на некоторое несовпадение геологических, гидродинамических и гидрогеохимических границ между отдельными флюидоносными комплексами в пределах эпиплатформенного орогена юго-восточной части Средней Азии [3] в Афгано-Таджикской и Ферганской впадинах в самых общих чертах можно выделить юрский, неоком-сеноманский, сенон-палеоценовый, среднеэоценовый и верхнеэоцен-олигоценовый флюидоносные комплексы. Флюидоносные комплексы изолированы друг от друга региональными флюидоупорами, сложенными преимущественно глинистыми или сульфатными породами. В пределах одного месторождения (от залежи к залежи) вверх по разрезу некоторых флюидоносных комплексов отмечено увеличение содержания бензиновых фракций в нефтях и конденсатах (табл. 1) и доли тяжелых углеводородов в УВ части свободных газов (табл. 2). Если месторождение включает несколько флюидоносных комплексов, то в каждом из них повторяется указанная тенденция. Помимо внутренних связей, свойственных флюидоносным комплексам, аналогичные связи наблюдаются при сопоставлении нескольких флюидоносных комплексов, что видно на примере месторождения Ниязбек – Северный Каракчикум в юго-западной части Ферганской впадины (см. табл. 2). При этом следует отметить, что изменения состава и степени минерализации пластовых вод по разрезу выражены нечетко. Аналогичные тенденции изменения свойств флюидов выявлены и в других регионах. Так, в Восточной Сибири на месторождении Даниловское нефти двух продуктивных пластов УК₁ и УК₂ устькутского горизонта, а также конденсаты и газы двух продуктивных пластов BЧ₁ и ВЧ₂ чонского горизонта месторождения Верхнечонское в зависимости от положения в разрезе флюидоносного комплекса находятся в таком же соотношении, как и нафтиды флюидоносных горизонтов Афгано-Таджикской и Ферганской впадин [ 1 ].

Поскольку данная тенденция прослеживается по разрезу флюидоносных комплексов, заключенных между надежными флюидоупорами, то и причины, обусловившие такое распределение нафтидов, следует искать в процессах нефтегазообразования и нефтегазонакопления, протекающих в этой системе в течение длительного геологического времени. Вероятно, что механизм гравитации вызывает некоторую дифференциацию нафтидов по разрезу отдельных комплексов. В процессе нафтидогенеза газы, постоянно ассоциирующие с нефтью, тем сильнее обогащаются тяжелыми углеводородами, чем с более легкими нефтями (конденсатами) они контактируют (при равных термодинамических условиях).

Наиболее простое, объяснение выявленных тенденций распределения нафтидов по разрезу флюидоносных комплексов можно связывать с процессами перераспределения нафтидов в пределах пространства, контролируемого региональными флюидоупорами. Однако подобные тенденции обусловлены не только процессами перераспределения, дифференциации углеводородных флюидов, но и в какой-то мере предопределены генетически. В подтверждение следует отметить, что битумоиды, заключенные в осадочных породах мезозойско-палеогеновых отложений Афгано-Таджикской впадины, также характеризуются изменениями по разрезу. Прослежены статистические связи, которые не обязательно должны быть и генетическими, некоторых параметров битумоидов (асфальтенов и масле в групповом составе, гетероэлементов и углерода в элементном составе хлороформенного битумоида ХБ). В данном случае важно, что связи рассчитаны между компонентами, определенными из различных навесок битумоида, так как задача состояла в выявлении наличия или отсутствия тенденций изменений битумоидов по разрезу осадочных толщ, в которых локализуются флюидоносные комплексы. Уравнения прямолинейной регрессии, показывающие связь между асфальтенами Y₁ и гетерогенными элементами Х₁ в ХБ приведены в табл. 3. Нетрудно заметить, что соответствующие линии регрессии по разрезу осадочных отложений последовательно образуют меньшие углы с осью X. Линии регрессии при движении от подошвы к кровле флюидоносных отложений поворачиваются по часовой стрелке независимо от роста доли асфальтенов в битумоидах вверх по разрезу (меловые отложения) или их убывания (палеоценовые отложения). Положение линий регрессии (рисунок) позволяет считать, что суммарные качественные изменения битумоидов, по-видимому, обусловлены геологическим развитием региона. Так, можно предположить, что сближенные линии регрессии для отложений альба, сеномана и турона свидетельствуют о сходных условиях формирования этих толщ и их нефтегазоматеринского потенциала. По разрезу осадочных толщ снизу вверх закономерно и последовательно на единицу асфальтенов независимо возрастает доля гетероэлементов. Это сочетается с тенденциями изменения свойств нефтей и конденсатов по разрезу флюидоносного комплекса, отмеченных выше. При этом можно судить об универсальности происходящих в битумоидной системе преобразований, так как независимо от “стратовых” условий они протекают в одинаковом направлении. Направление преобразований можно проследить и в синхронном срезе (от более погруженных, к менее погруженным частям разреза), и в литологическом спектре (например, в верхнеюрских отложениях от известняков к доломитам и далее к ангидритизированным доломитам). Следует отметить, что однонаправленные изменения по разрезу осадочных толщ Афгано-Таджикской впадины прослежены также при определении уравнений регрессии по содержанию углерода в элементном составе (Х₂) и масел в групповом составе (Y₂) в ХБ. Судя по уравнениям регрессии обособляются не только известные комплексы с доказанной продуктивностью, но и туркестан-риштанские слои эоцена, что позволяет предполагать нафтидоносность риштанских отложений в глубокопогруженных частях Афгано-Таджикской впадины. По-видимому, аналогичные тенденции изменений свойств битумоидных компонентов характерны и для других регионов.

Таким образом, некоторые свойства углеводородных флюидов в многопластовых месторождениях изменяются по разрезу флюидоносных комплексов по одному и тому же типу – снизу вверх в пределах отдельного комплекса месторождения увеличивается содержание бензинов в нефтях (конденсатах) и возрастает доля тяжелых углеводородов в газах. В этом же направлении отмечаются закономерные изменения связей независимых параметров битумоидов. Распределение физико-химических параметров нафтидов по разрезу флюидоносных комплексов согласуется с направленностью изменений некоторых химико-битуминологических параметров по разрезу осадочных толщ, является следствием и показателем генетических связей органического вещества осадочных пород и нафтидов. Поскольку закономерные изменения битумоидных компонентов и нафтидов проявляются в пределах флюидоносных комплексов, то формирование указанных закономерностей следует связывать с механизмом длительного перераспределения мобильных компонентов органического вещества в замкнутых системах, заключенных между региональными флюидоупорами.

1. Геохимия нефтей, конденсатов и природных газов рифей-вендских и кембрийских отложений Сибирской платформы / Д. И. Дробот, Р. Н. Прескова, А. Э. Конторович и др.– М.: Недра, 1988.
2. Карцев А. А. Основы геохимии нефти и газа.– М.: Недра, 1969.
3. О нефтегазогидрогеологическом районировании Афгано-Таджикской впадины / Я. Р. Меламед, Т. А. Сафранов, В. Н. Афанасьева, Н. И. Костров // Геология нефти и газа.– 1989.– № 6.–С. 13–16.

The tendency of hydrocarbon characteristics chage in multilayer oil and gas fields is discovered: petrol content in oils and condensates and heavy hydrocabons content in free gases increases upwards (from pool to pool). Similar tendencies in a chage of relations between independent bitumen parameters are obseveredin section of all fluid bearing formations. The revealed tendencies can be used for geochemical forcast of unstuded areas.