Северо-Сахалинский нефтегазоносный бассейн остается основным нефтегазодобывающим районом на востоке России. К настоящему времени в его пределах открыто более 50 месторождений нефти и газа, причем наиболее крупные из них расположены на шельфе северо-восточной части Сахалина. Сложность и высокая стоимость проведения нефтегазопоисковых работ в акваториях требуют повышения эффективности прогноза нефтегазоносности.

Геохимические исследования рассеянного органического вещества пород кайнозойского разреза Северо-Сахалинского нефтегазоносного бассейна позволили построить схемы распространения его типов и концентраций в нефтематеринских породах основных нефтегазоносных комплексов, определить границы проявления главной зоны нефтеобразования, разработать модели генерации углеводородов для различных типов рассеянного органического вещества [1,2]. В то же время ряд аспектов формирования месторождений нефти и газа, имеющих ключевое значение для повышения эффективности и достоверности прогноза нефтегазоносности, четко не установлен. В частности, по-прежнему сосуществуют две конкурирующие гипотезы о преимущественной сингенетичности или эпигенетичности нефтяных месторождений, приуроченных к двум основным нефтегазоносным комплексам: нутовско-окобыкайскому и дагинско-уйнинскому. Для решения этой проблемы важное значение имеет проведение генетической типизации нефтей.

В процессе многолетних газохроматографических исследований, проводимых в СахалинНИПИморнефти, были изучены нефти из 41 месторождения Северного Сахалина и накоплен большой объем данных по индивидуальному углеводородному составу бензиновой фракции нефтей (200 анализов) и составу нормальных и изопреноидных алканов сырых нефтей (320 анализов). В последнее время методом хроматомассспектрометрии (прибор Finnegan 4000) выявлен состав полициклических углеводородов в нефти (21 анализ) из 13 месторождений.

Полученные результаты позволили провести химическую типизацию нефтей по методике Ал.А. Петрова [3] и определить степень измененности нефтей вторичными процессами, в частности биодеградацией. Дальнейший анализ углеводородных параметров небиодеградированных нефтей показал. что нефти различных месторождений характеризуются определенный набором углеводородных параметров, отражающих фациально-генетические особенности состава рассеянного органического вещества нефтегазоматеринских толщ, участвующего в генерации этих нефтей [4].

В результате статистической обработки и анализа взаимозависимости большого набора углеводородных показателей нефтей в качестве наиболее информативных были выбраны три параметра: соотношение нормальных стеранов С₂₇, С₂₈, С₂₉ (рис. 1), отношение сумм циклогексанов к цикло-пентанам ЦГ/ЦП и отношение пристана к фитану П/Ф (рис. 2). Эти параметры положены в основу аыделения генетических типов нефтей и построения схемы их распределения (рис. 3).

Как показали проведенные исследования, нефти всех изученных месторождений разделяются на два основных генетических типа. В первый тип попадают нефти месторождений, приуроченных к нутовско-окобыкайскому нефтегазоноскому комплексу и расположенных в северо-восточной части Сахалина и на прилегающем к нему шельфе. Второй тип представлен, в основном, нефтями месторождений дагинско-уйнинского нефтегазоносного комплекса, находящихся в юго-восточной и центральной частях Сахалина. Следует отметить, что количественные значения отдельных генетических параметров внутри выделенных двух типов нефтей варьируют, вероятно, вследствие разной доли участия в исходном органическом веществе гумусовой и сапропелевой составляющих и особенностей его диагенетических и катагенетических преобразований. Характеристики углеводородного состава нефтей выделенных генетических типов приведены в таблице. На рис. 4 показаны фрагментограммы нефтей месторождений Колендо (I тип) и Набиль (II тип).

Нефти I генетического типа обнаружены на месторождениях, размещающихся в северо-восточной части Северного Сахалина и на прилегающем к нему шельфе и приуроченных к отложениям нутовско-окобыкайского нефтегазоносного комплекса. Это месторождения, входящие в состав Эспенбергской, Эхабинской, Одоптинской, Паромайской и Чайвинской зон нефтегазонакопления. Рассеянное органическое вещество нефтематеринских толщ в зонах питания данных месторождений характеризуется смешанным составом с некоторым преобладанием сапропелевых компонентов.

Нефти I типа характеризуются примерно равным соотношением н-стеранов С₂₇, С₂₈, С₂₉ , причем доля С₂₉ не превышает 36 %, и довольно низкими значениями отношения ЦГ/ЦП (0,26-1,28). Нефти значительно обогащены гопанами (гопаны/стераны 3,0-5,0), обнаружены биснорлупан и олеанан. Отношение дибензотиофена к фенантрену изменяется от 0,18 до 0,91. Отношение П/Ф колеблется от 1,1 до 2,0, соотношения между изопреноидными и нормальными алканами П/н-С₁₇ и Ф/н-С₁₈ > 1, коэффициент CPI₁₅₊ изменяется в широких пределах (0,84-1,19). По значениям генетических параметров исходное органическое вещество нефтей этого типа можно отнести к промежуточному между сапропелевыми и гумусово-сапропелевыми по классификации ВНИГРИ.

Наряду с общими для всех нефтей генетическими, характеристиками параметры углеводородного состава нормальных и изопреноидных алканов и бензиновой фракции нефтей имеют некоторые различия, свойственные двум группам нефтей (см. рис. 2, рис.3).

Первая группа нефтей имеет довольно ограниченное распространение на Северном Сахалине и обнаружена на месторождениях Оха, Эхаби, Восточный Кайган и Колендо, расположенных в зоне максимального развития морских и глубоководно-морских глинисто-кремнистых отложений. Специфическая черта нефтегазоносности этих месторождений - преобладание залежей нефти. Отношение разведанных запасов нефти к газу составляет в них 10:1. Возможно, нефти аналогичного состава могут быть обнаружены в наиболее северных Шмидтовском и Хангузинском участках северо-восточного шельфа Сахалина.

Углеводородный состав С₅ - С₈ нефтей этих месторождений характеризуется отношением ЦГ/ЦП менее 0,5 и П/Ф менее 1,5. Для них свойственны повышенные концентрации среднемолекулярных алканов с максимумами распределения в ряду н-алканов на С₁₃ - С₁₅. Вклад высших н-алканов незначительный, чаще они отсутствуют. Среди бензиновых углеводородов превалируют нафтеновые (44 - 80 %), ароматические содержатся в малых количествах (1-7 %). для метановых типично значительное преобладание изоалканов.

Характеристика углеводородного состава нефтей указанных месторождений отличается более высокими значениями отношений ЦГ/ЦП (0,5-1,4) и П/Ф (1,3-2,0). Максимальные концентрации в распределении н-алканов приходятся на С₁₄ - С₁₆ и С₁₉ - С₂₀. Вклад высших н-алканов в среднем составляет 6 %. В составе бензиновых углеводородов доминируют нафтеновые (от 31 до 69 %). Вероятно, что в составе органического вещества, послужившего источником для рассматриваемых нефтей, доля сапропелевых компонентов несколько снижается. Повышенные значения отношения П/Ф, возможно, объясняются менее благоприятной (слабовосстановительной или слабоокислительной) обстановкой диагенеза. Генерация нефтей данной группы проходила в основном на раннем и среднем этапах катагенеза.

Нефти II генетического типа обнаружены на месторождениях, находящихся в юго-восточной и центральной частях Сахалина; их нефтегазоносность связана с отложениями дагинского горизонта. К этому же типу отнесены нефти Астрахановского месторождения, расположенного в западной части Северного Сахалина, в разрезе которого принимают участие отложения континентального генезиса. Нефтегазоносность рассматриваемых месторождений характеризуется небольшим числом чисто нефтяных залежей и значительным преобладанием в них газов и газоконденсатов.

Для нефтей II генетического типа свойственны повышенное содержание стерана С₂₉ (более 50 %) и высокие значения отношения ЦГ/ЦП (более 1,5). Отношения П/Ф изменяются в широких пределах (1,13-2,61), пристан н-C₁₇ и фитан н-C₁₈ имеют значения <1. Среди полициклических углеводородов увеличивается доля н-стеранов по отношению к гопанам (гопаны/н-стераны 2,1-3,0), присутствуют бигнорлупан, олеан. Наблюдается преобладание фенантренов над дибензотиофенами. Максимальные концентрации в ряду нормальных алканов приходятся на C₂₁ - C₂₃. Доля высших алканов значительна, в отдельных случаях достигает 28 %. В составе бензиновых углеводородов увеличивается доля ароматических (7-46 %).

Нефти II типа по отношению П/Ф разделяются на две группы (см. рис. 2, рис.3), в первую из которых попадают нефти месторождений Монги, им.Мирзоева, Лунское, характеризующиеся средними значениями П/Ф от 1,13 до 1,92, а во вторую - нефти месторождений, расположенных в центральной и западной частях Северного Сахалина, имеющие более высокие значения П/Ф - в среднем 2, в некоторых случаях до 7,7-9,1 (Средний Аскасай, Крапивненская).

Таким образом, анализ углеводородного состава изученных нефтей Северо-Сахалинского нефтегазоносного бассейна позволяет подразделить нефти на два генетических типа. Источником для образования нефтей 1 типа послужило органическое вещество морских фаций с различной долей участия сапропелевых компонентов. Нефти II типа генетически связаны с прибрежно-морскими и континентальными угленосными фациями. Источником для них явилось сапропелево-гумусовое органическое вещество с повышенным содержанием гумусовых компонентов.

Анализ характера размещения нефтяных месторождений, принадлежащих к различным генетическим типам, позволяет сделать предварительные выводы о том, что 1 тип нефтей коррелируется с рассеянным органическим веществом нефтематеринских пород нутовско-окобыкайского нефтегазоносного комплекса, а II тип нефтей - с рассеянным органическим веществом нефтематеринских пород дагинско-уйнинского нефтегазоносного комплекса, что может свидетельствовать в пользу сингенетичности нефтегазоносности указанных комплексов.

1. Геохимические условия нефтеобразования в кайнозойских отложениях Сахалина/М.С. Ярошевич, А.Ф.Пономарева, Т.И.Кравченко и др. //Новые данные по геологии и нефтегазоносности Сахалина. - Л-, 1979, - С.74-84.

2. Модель формирования месторождений Сахалина как теоретическая основа прогноза нефтегазоносности Сахалинской нефтегазоносной области /Э.Г.Коблов, В.Ш.Брутман, Р.Л.Буценко и др. //Энергетические ресурсы Тихоокеанского региона. - М., 1982. - С.57-64.

3. Петров Ал.А. Углеводороды нефти. -М.: Наука, 1984.

Месторождения: а - нефтяные, б - нефтегазовые, в - нефтегазоконденсатные (1 - Колендо, 2 - Оха, 3 -Восточное Эхаби, 4 - Восточный Кайган, 5 - Одопту, 6 - Одопту-море, 7 - Чайво-море. 8 - Мухто, 9 - Лунское-море, 10 - Ноглики, 11 - Набиль, 12 - Астрахановское)

Месторождения: а - нефтяные; б - газонефтяные; в - нефтегазоконденсатные (1 - Колендо, 2 - Оха, 3 - Восточное Эхаби, 4 - Восточный Кайган, 5 - Кеуту, б - Тунгор, 7 - Одоп-ту, 8 - Одопту-море, 9 - Пильтун-Астохское, 10 - Аркутун-Дагинское, 11 - Чайво-море, 12 - Мухто, 13 - Кыдыланьи, 14 - им.Мирзоева, 15 - Монги, 16 - Лунское-море, 17 - Ногли-ки, 18 - Набиль, 19 - Гиляко-Абунан, 20 - Восточно-Байкальское, 21 - Сабо, 22 - Нельминское, 23 - Астрахановское)

1 -1 генетический тип нефтей: а - первая группа, б - вторая группа; 2 - II генетический тип нефтей: а - первая группа, б - вторая группа; 3 - отношения ЦГ/ЦП (а - <50, б - 0,5-1,0, в - 1,0-1,5, г - >1,5); 4 - изолинии значений П/Ф; 5 - соотношение регулярных стеранов (а - с числом атомов С₂₇, б - С₂₈, в - С₂₉); 6 - месторождения (а - нефтяные, б - нефтегазовые, а -- нефтегазоконденсатные); тип РОВ: al - преимущественно сапропелевый, al - ar - смешанный, ar - преимущественно гумусовый

Индексация пиков: т/z 217: 1 - a -холестан 20R, 2 - 24-этил-b, a-диахолестан 20R, 3 - 24-метил-a-холестан 20R, 4 - 24-этил-5a-холестан 20R;

m/z 218: 5 - изохолестаны 20R+20S, б - 24-метил-изохолестаны 20R+20S, 7 - 24 - этил-изохолестаны 20R+20S;

m/z 177/191: 1 - трициклический С₂₃, 2 - трициклические терпаны С₂₆, 3 - трициклические терпаны С₂₈, 4 - трициклические терпаны С₂₉, 5 - гопан С₂₇ (Ts), 6 - гопан С₂₇ (Тm), 7 - 28,30 - бисноргопан + биснорлупан, 8 - адиантан, 9 - 18aолеан С₃₀, 10 - гопан С₃₀, 11 - моретан С₃₀, 12 - пентакисгомогопан С₃₅, 13 - биснорлупан