Современный этап поисково-разведочных работ на нефть и газ осложнен многими объективными причинами, связанными, в частности, с необходимостью освоения глубокозалегающих горизонтов, сложнодислоцированных структур осадочного чехла и углеводородных систем, находящихся в жестких термобарических условиях. При вскрытии таких объектов становятся труднорешаемыми практически все геолого-геохимические задачи, связанные с поисками, разведкой и разработкой продуктивных пластов. В них, например, все чаще открываются углеводородные скопления со сложноопределяемым фазовым состоянием углеводородов и даже типами флюидов. Высокая газонасыщенность нефтей или аномально большие концентрации жидких углеводородов в сжатых газах в этих случаях существенно усложняют диагностику не только типа открытой залежи, но и свойств полученного углеводородного флюида. Такие системы, обладающие порой промежуточными между нефтями и конденсатами характеристиками, получили за рубежом наименование "летучих нефтей" (К.Кронквист), у нас - "метаморфизатов" (И.С.Старобинец).

За истекшее десятилетие в рассматриваемых областях достигнуты заметные успехи, связанные с использованием современной, более совершенной аппаратуры, математико-статистических методов обобщения обширного фактического материала и широкой комплексностью проводимых исследований.

Наряду с хорошо известными углеводородными показателями, связанными с анализом распределения индивидуальных углеводородов типа н-алканов, изопреноидов, стеранов, гопанов, полициклических аренов, широко внедрены способы диагностики, основанные на изучении геохимии микроэлементного состава нафтидов [1]. Известно, что в сравнительно низко- и средне молекулярных углеводородных фракциях, а также в высокомолекулярных углеводородах и гетероатомных компонентах концентрируются разные микроэлементы. В число так называемых "легких" микроэлементов входят Pb, Zn, Сu, Hg, Аu и т.д., а "тяжелых" - V, Ni, Co, Cr, Fe и т.д. Анализ величин соотношений микроэлементов в легких и тяжелых группах составляет методическую основу генетической корреляции нафтидов (В.А.Чахмахчев, С.А.Пуканова, 1992). По значениям этих соотношений (например, Pb/Zn, Cu/Au, V/Ni, Со/Сr и т.д.) предложен, в частности, ряд графиков, посредством которых определяется генетическое единообразие или различие сопоставляемых нафтидов. Применение этого метода оказалось наиболее эффективным при корреляции микроэлементного состава керогенов органического вещества возможно нефтематеринских пород-коллекторов и насыщающих их нефтей (баженовская свита Западной Сибири, майкоп-хадумские отложения Предкавказья). Комплексное сопоставление углеводородных биомаркеров, микроэлементов в системе "кероген - битумоид - нефть" позволило, в частности, оценить нефти в майкоп-хадумских образованиях, как сингенетичные вмещающему органическому веществу пород и поставить под сомнение нефтегенерирующую роль органического вещества баженовской свиты в границах Салымского месторождения. Этими же исследованиями установлена сингенетичность нефтей тюменской свиты и девона органическому веществу этих же отложений в границах Нюрольской впадины юго-востока Западной Сибири. В пределах же Восточного Предкавказья выявлено несколько нефтематеринских толщ (триасовая, средне-нижнеюрская, эоцен-олигоценовая), положивших начало образованию нефтей трех генетических рядов.

Кроме того, для целей диагностики нефтегазоматеринских толщ разработана одна из модификаций метода мягкого термолиза асфальтенов нефтей и битумоидов, керогена органического вещества пород и фракций нефтей, выкипающих выше 350°С. Анализ углеводородного состава алканов, цикланов и аренов состава C₆ - C₈ (продуктов термолиза) выявил их высокую информативность при генетической корреляции нафтидов и оценке их степени зрелости (Г.Н. Гордадзе, Н.П. Соломатина, 1992). В частности, сравнительно высокие концентрации этилбензола оказались связанными с нефтями и органическим веществом преимущественно сапропелевого типа, тогда как его низкие содержания характеризуют нафтиды гумусовой природы. В этой же фракции аренов C₈ соотношение мета- +параксилолы/ортоксилол оценено как показатель степени термической зрелости органического вещества. Чем больше величина этого соотношения, тем выше стадия катагенеза нафтидов.

Помимо использования метода "Рок-Эвал" для оценки типа и стадий катагенеза органического вещества пород (Тmax, °С), его нефтяного потенциала (S₁+S₂), вскрылись дополнительные возможности этого метода, связанные с выявлением интервалов продуктивных пластов в разрезе бурящихся скважин. Например, ранее было установлено, что пласты, содержащие жидкую нефть или высокие концентрации подвижного битумоида, характеризуются сравнительно высокими значениями индекса нефтяной продуктивности [S₁/(S₁+S₂)] и аномально низкими величинами температур (Тmах,°С) максимального выхода углеводородов в процессе крекинга керогена (Ж.Эспиталье, К.Петерc). Проведенными исследованиями показано, что в обратной зависимости от индекса нефтяной продуктивности находится еще и величина водородного индекса (HI УВ мг / Сорг, г). Графически указанная связь отображена на рисунке, из которого следует, что значения HI ниже 50 при индексе продуктивности выше 0,5 могут указывать на вскрытие продуктивного объекта или пород с очень высокой концентрацией подвижных битуминозных компонентов. Низкие значения HI легко объясняются отсутствием в пластах-коллекторах достаточно заметных концентраций органического вещества и его керогена. Исчезающе низкие содержания последнего дают и крайне малые показатели этого индекса.

Последние годы ознаменовались активным развитием работ, связанных с совершенствованием методов прогноза фазовых состояний углеводородов в залежах, а также состава и свойств флюидов на разных этапах поисково-разведочного процесса.

Вместе с тем в ходе внедрения метода возникла необходимость дальнейшего его совершенствования, связанного с учетом фациально-генетического типа исходного и материнского для систем органического вещества [2]. С привлечением многомерного статистического анализа значительно большего массива аналитических данных выявлено дополнительно число информативных углеводородов состава С₅-С₈, посредством которых проведена классификация систем по типам исходного органического вещества. Путем использования метода главных компонент и дискриминантного анализа удалось, в частности, установить, что эволюция органического вещества III типа связана с образованием углеводородов, дающих более широкий спектр типов залежей - от нефтяных, газоконденсатно-нефтяных до чисто газоконденсатных. В отличие от указанного в углеводородных системах, генерированных органическим веществом I-II типов, пока не встречены специфичные газоконденсаты первичного облика (без нефтяных оторочек). Самым высокопревращенным углеводородным флюидам (R₀ 1,3-1,5 %) в данном случае соответствуют газоконденсатно-нефтяные скопления. Такая закономерность объясняется значительно более высоким остаточным нефтегенерационным потенциалом органического вещества I-II типов по сравнению с III типом исходного органического вещества [1,4].

Таким образом, новая модификация метода предусматривает использование двух статистических номограмм прогноза фазовых состояний углеводородных систем -раздельно для органического вещества III и I-II типов.

Не менее актуальной представляется проблема четкой идентификации и (или) прогноза типа (газоконденсатного или нефтяного) углеводородного флюида на отдельных этапах освоения геологических объектов. Имеющиеся методы определения, основывающиеся на сравнительных оценках общего фракционного состава жидких углеводородных фаз, не совсем точны и совершенны. Более разработанными представляются способы, использующие данные анализов индивидуального углеводородного состава флюидов. К таковым следует отнести методический прием дифференциации флюидов по распределению н-алканов широкой фракции (С₁₂-С₃₂). Для этих целей предложены коэффициенты

Они разработаны на основе изучения аналитических данных более 250 проб углеводородных флюидов многих нефтегазоносных бассейнов (В.И.Тихомиров, 1991). Значения указанных коэффициентов численно отражают индивидуальность каждого флюида и позволяют более уверенно судить о степени геохимического сходства или различия между ними. Более контрастная дифференциация по типам получена при введении соответствующих поправок на термобарические условия (Рпл и Тпл, °С), т.е. соотношения н-алканов таким путем приводятся к значениям, характерным для нефтей и конденсатов глубинных проб [5]. Например, предложено использовать коэффициенты

Проблемы определения типов углеводородов флюидов нашли свое продолжение в совершенствовании методов контроля за продвижением нефтяного контура при разработке газоконденсатно-нефтяных залежей. В данном случае, наряду с алканами, четко проявилась информативность легких фракций углеводородов н.к. -130°С. Периодический отбор проб конденсатов из разных скважин одного месторождения и анализ индивидуального углеводородного состава данной фракции позволили Г.Н. Гордадзе выявить определенные направленные закономерности в концентрационных изменениях отдельных углеводородов с приближением к забою скважин нефтяной оторочки. Указанные количественные изменения оказались тесно связанными с некоторыми различиями в составе легких углеводородов конденсатов и нефтей, вызванными неодинаковой растворимостью в сжатых газах отдельных углеводородных классов и их изомеров [5].

В аспекте раздельного прогноза нефтегазоносности и решения ряда других геологических задач усовершенствовался метод витринитовой палеотермометрии. Апробированный на примере многих ведущих нефтегазоносных бассейнов данный метод приобрел немало сфер своего практического применения.

Большая роль в преобразовании органического вещества отводится тепловой энергии, определяющей основные этапы, направленность и динамику процессов нефтегазообразования в осадочных бассейнах. Основы научного направления, изучающего взаимосвязь стадийного преобразования органического вещества с термической историей и нефтегазоносностью недр, были заложены в 60-70-х годах профессором И.И.Аммосовым и учениками его школы. Принципиальным достижением этого направления исследований является градуировка универсальной палеотемпературной шкалы по показателю отражения витринита. Появившаяся в связи с этим возможность реконструировать палеотемпературный режим позволила выявить и обосновать палеогеотермические критерии оценки нефтегазоносности недр [З]. К главным из них, общим для всех нефтегазоносных бассейнов, могут быть отнесены:

Основные теоретические положения и принципы палеогеотермического анализа получили подтверждение и дальнейшее развитие в последнее десятилетие при изучении целого ряда нефтегазоносных регионов, таких как Прикаспийская впадина, Северный Устюрт, Тимано-Печорский бассейн, юг Урало-Поволжья, Енисей-Хатангский прогиб.

Наиболее интересные результаты получены при изучении Прикаспийской впадины со сложнопостроенным осадочным чехлом, разнородными комплексами отложений, крупными перерывами в осадконакоплении и глубокозалегающими основными нефтегазоносными объектами. Детальные палеогеотермические исследования востока и юго-востока Прикаспия, территорий наибольшей концентрации объемов бурения и разведанных запасов углеводородного сырья, показали тесную связь степени катагенной преобразованности органического вещества с термической и тектонической историей крупных геоструктурных элементов в ее пределах (Н.А.Крылов, А.А.Аксенов и др.,1987). Учет особенностей и основных этапов тектонической истории региона позволил дать более полное обоснование такому понятию, как катагенетическое несогласие, которое фиксирует существование в разрезе мощных зон размывов на границе несогласного залегания формационных комплексов. В Прикаспии к возникновению катагенетических несогласий привела активизация тектонических движений на рубеже перми и карбона, сопровождавшаяся мощным регионально распространенным размывом каменноугольных отложений. Для расчета величин эрозионных срезов была предложена методика реконструкции мощностей размытых отложений на основе данных об изменении Ro (показатель отражения витринита) и темпов нарастания палеопрогрева в сохранившейся от размыва части разреза. Размывы в зависимости от мощности эродированных толщ приводят или к значительной трансформации первоначального углеводородного состава залежей под воздействием гипергенных процессов (месторождения Ушмола, Кумшеты), или к их полному разрушению (площади Каратон, Жанасу).

К общепринятым относится представление о Прикаспийской впадине как о бассейне с "пониженным" на значительные глубины уровнем проявления главной фазы нефтегазообразования и растянутой в сравнении с другими бассейнами катагенетической зональностью. Роль природного холодильника, снижающего термическое воздействие на процессы преобразования органического вещества за счет оттока тепла через соляные окна, отводится мощной соленосной толще кунгура. Зоны развития соляных гряд с мощными куполами и межкупольными депрессиями характеризуются резкими колебаниями палеотемператур и уровня зрелости органического вещества в подстилающих отложениях, находящихся даже на одном гипсометрическом уровне. Разница в степени преобразования органического вещества под куполами и в межкупольном пространстве достигает одной - полутора стадий, а максимальные палеотемпературы в межкупольных депрессиях повышаются на 25-40°С [1 ]. Статистическая обработка данных витринитовой термометрии по целому ряду куполов востока и юго-востока Прикаспия показала, что снижение уровня преобразования органического вещества и палеотемператур наблюдается только под теми куполами, мощность которых превышает 2 км. В то же время охлаждающий эффект влияния соли постепенно нивелируется по мере увеличения мощности надсолевой толщи. При мощности надсолевой толщи 1,5-2 км даже наличие в разрезе 4-5 км соли на степень превращенности органического вещества и палеотемпературы подсолевых отложений практически не сказывается. Принимая во внимание резкие колебания величин палеотемператур в зонах развития соляной тектоники, необходимо отметить, что основным фактором формирования палеотеплового поля подсолевого комплекса отложений, тем не менее, остается общая интенсивность палеопрогрева, существенно различающаяся в разных частях Прикаспийской впадины. Восточные районы Прикаспия характеризуются пониженным палеопрогревом, Фоновые значения палеотемператур в кровле подсолевого комплекса не превышают 95-125°С (Ro 0,5-0,65%) и только в межсолевых депрессиях достигают 135-140°С (Ro 0,7-0,73 %). На западном борту даже под мощной (3,5-4,5 км) толщей соли палеотемпературы поднимаются до 135-155°С (Ro 0,7-0,83 % ), а в межсолевых мульдах достигают 175-185°С (Ro 1,0-1,05%). В южной части Прикаспия в пределах Северно-Каспийского свода, расположенного в междуречье Урала и Волги, палеотемпературы уже в нижних горизонтах триаса превышают 200°С. В Астраханско-Актюбинской системе поднятий территория Северо-Каспийского свода отличается самым высоким палеопрогревом осадочного чехла. К востоку происходит постепенное снижение палеотемператур. В кровле подсолевых отложений Гурьевского свода (площадь Гурьевская, 3) они опускаются до 155-160°С, а на Кзылджарском своде (площадь Караулкельды, П-21) до 145°С.

В развитие представлений о палеотермоглубинной зональности, играющих важную роль в решении вопросов прогноза нефтегазоносности глубокопогруженных отложений, разработана методика определения глубинных границ палеотемпературных зон, контролирующих распределение в разрезе осадочного чехла залежей углеводородов разного фазового состояния (Т.П.Волкова, 1989). Основой расчета являются фактические данные Ro, соответствующие им максимальные палеотемпературы прогрева отложений и палеогеотермические градиенты. Опыт использования данной методики на территориях Северного Устюрта, Тимано-Печорского бассейна, Прикаспийской впадины показал, что даже в пределах одного бассейна глубинная граница, разделяющая размещение в разрезе осадочного чехла зоны преимущественного накопления жидких и газообразных углеводородов, меняется в очень широких пределах. На Северном Устюрте нижняя граница размещения залежей нефти в разных структурно-тектонических зонах колеблется от 1,5 до 5 км, в Тимано-Печоре - от 1,4 до 5,5 км, в Прикаспии - от 3,8 до 6,5 км. В связи с этим не случайно, по-видимому, не наблюдается какой-либо закономерности в распределении установленных запасов углеводородного сырья разного фазового состояния по глубинам. Например, 98 % конденсата и 95 % газа от суммарных их запасов по Прикаспийской впадине почти поровну распределяются в двух интервалах глубин: от 3 до 4 и от 4 до 5 км. На этих же глубинах сосредоточено 60 % всей нефти Прикаспия, причем в нижнем интервале (4-5 км) ее содержится в три раза больше, чем в верхнем. К глубинам от 5 до 6 км приурочено 20 % всей нефти, в то время как запасы газа и конденсата в этом интервале глубин вообще не выявлены. Вместе с тем распределение установленных запасов углеводородного сырья разного фазового состояния тесно увязывается с выделенными палеотемпературными зонами. В частности, 70 % газа и почти 50 % конденсата Прикаспия приурочены к отложениям, прогревавшимся в прошлом выше 200°С, в то время как около 70 % всей нефти сосредоточены в отложениях с палеотемпературами 100-175°С. Максимум запасов нефти (41 %) приходится на палеотемпературный интервал 150-175°С. В зоне палеотемператур выше 200°С залежи нефти отсутствуют.

Анализ палеотермоглубинной зональности, позволяющий оценивать перспективы нефтегазоносности и прогнозировать фазовое состояние углеводородов в не вскрытых бурением более глубоких интервалах разреза, находит применение в практике нефтегазопоисковых работ на конкретных объектах. В частности, на юго-востоке Прикаспия в 1993г. открыто газоконденсатное месторождение в пермско-каменноугольных отложениях на рекомендованной к глубокому бурению площади Бекбулат (Т.П.Волкова, О.С.Турков, Б.М.Куандыков, 1989).

1. Волкова Т.П. Особенности нефтегазообразования в условиях аномалий катагенетической зональности // Моделирование нефтегазообразования. - М.: Наука. - 1992. -С.191-196.
2. Геолого-геохимические методы оценки нефтегазоносности локальных объектов/ А.А.Аксенов, В.А. Чахмахчев, В.И.Тихомиров и др.- М.: ИГиРГИ,1993.
3. Петрология органических веществ в геологии горючих ископаемых / И.И. Аммосов, В.И.Горшков, Н.П. Гречишников и др.- М.: Наука, 1987.
4. Чахмахчев А.В. Геохимические методы прогнозирования углеводородных залежей с применением многомерной статистики // Геохимия.-1992.-№3. - С.367-376.
5. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. - М.: Недра,1983.

The results of geochemical and paleogeothermal investigations, carried out at IGIRGI laboratories during the last 10 years, are regarded. Diagnosis ways, based at geochemistry of naphthedes microelements study are widely Inculcated on a level with use of well known hydrocarbon indicators, connected with distribution analysis of individual hydrocarbons such as n-alkans, isoprenoids, sterans, hopans, policyclic arens and oth. The methodic base of naphthedes genetic correlation is the analysis of microelements correlations in light and heavy groups. This method use happened to be the most effective for correlation of microelement content of organic matter kerogen from possible oil and gas source and reservoir rocks and oils, which saturate them. The modification of soft themolyse method for asphalthenes, oils, bitumen and oth. was worked out for oil and gas saurce rocks diagnosis. During Rok-Eval method use its additional possibilities were revealed. They are connected with revealing of productive beds intervals in sequences of drilling wells- The method of vitrinite paleothermometry was improved for separete oil and gas content forecast and other problems decision. Graduation of universal paleotemperature scale by vitrinite reflection indicator is a principle success in this direction of investigations. As the result the possibility of paleotemperature regime reconstuction appeared, which allow to substantiate paleothermal criteria for valuation of oil and gas content of depths. The most interesting results were got during study of Pre-Caspian depression, with complex sedimentary cover, various complexes of deposits, large breaks in sedimentation and deep seated main oil and gas objects.

1 - аргиллиты; 2 - песчаники, алевролиты; 3 - известняки, доломиты; 4 - область уверенной положительной оценки продуктивности объекта