И.Д. Полякова, Г.Ч. Борукаев (СНИИГГиМС)

В скв. СГ-6 Тюменская, пробуренной на севере Западно-Сибирской плиты до глубины 7,5 км, изучен разрез юрско-триасовых отложений. В их нефтематеринских алевропелитовых толщах содержится смешанное ОВ с весьма существенным количеством сапропелевого материала. Очевидно, по причине повышенной липидности ОВ его водородный индекс HI сохраняет значение 50-120 мг УВ/г С_орг до конца градации МК₄, соответствующей глубине 5,4 км. Ниже его значения резко уменьшаются и на градациях МК₅-АК₃ не превышают 10-15 мг УВ/г С_орг. Во многих интервалах разреза, особенно осадочно-вулканогенного триаса на глубинах 6,4-7,5 км, они достигают нуля (рис. 1) (Полякова И.Д., Борукаев Г.Ч., Колганова М.М. и ДР., 1994).

Содержания битумоида до глубины 5 км варьируют в пределах сотых долей процента, ниже по разрезу они уменьшаются до тысячных или присутствуют в следовых количествах. Аналогичным образом ведет себя в разрезе показатель битуминозности b.

В УВ-составе битумоида преобладают насыщенные структуры. До конца мезокатагенеза их отношение к ароматическим структурам составляет около 2,5, в начале апокатагенеза на AK₁ снижается до 1, после чего насыщенные УВ снова начинают превосходить ароматические, но уже примерно в 4 раза. Нарастающая с глубиной алифатизация битумоидов свидетельствует о развитии деструкции.

Однако на фоне разрушительного процесса даже в апакатагенезе улавливаются слабые "всплески" новых генераций. Это подтверждают присутствующие в битумоидах асфальтены (14-16 %) и возрастающая на МК₄ и АК₁ ароматизация УВ и асфальтенов. И только на АК₃ наблюдается почти полная утрата асфальтенов и значительная – поли-аренов (Полякова И.Д., Борукаев Г.Ч., Колганова М.М. и др., 1994). Не исключено, что выявленные "всплески" связаны с зонами разуплотнения, которые вносят существенный вклад не только в процессы нефтегазонакопления, но и нефтегазообразования. В разрезе скв. СГ-6 Тюменская выделены интервалы разуплотненных пород на глубине более 5 км, к которым приурочены газопроявления.

В скв. 27 Средневилюйская, пробуренной в центральной части Вилюйской синеклизы до глубины 6,5 км, керном охарактеризованы угленосные отложения верхнего палеозоя. Они содержат смешанное существенно гумусовое вещество. Средневзвешенное на толщу содержание С_орг составляет 1 %. В алевролитах и аргиллитах его концентрации достигают 3 % и более (Полякова И.Д., Колганова М.М., Соболева Е.И., 1988). Генерационные способности ОВ и его битуминозность в мезокатагенезе медленно снижаются: на глубине от 3,0 до 4,7 км HI изменяется от 180 до 12 мг УВ/г C_opr, а хлороформенный битумоид Бхл – от 0,07 до 0,01 %. В апокатагенезе эти показатели становятся минимальными: HI практически равен нулю, Бхл составляет тысячные доли процента. Максимальные значения коэффициента битуминозности b, приуроченные к глубине 3,5-4,0 км и соответствующие градации МК_2-3, отражают местоположение в разрезе главной зоны нефтегазообразования (рис. 2). Глубина 5,1-5,3 км, отвечающая концу МК₅ и началу АК₁, является рубежом, на котором медленные изменения в структуре ОВ и его производных становятся стремительными. Здесь на порядок падает значение HI и проявляется максимум концентрации парамагнитных центров. На этом рубеже резко меняется состав битумоида. Отношение насыщенных УВ к ароматическим, которое в мезокатагенезе не превышало 2, в апокатагенезе (AK₁-АК₃) увеличивается с 3 до 6. Особенно значительны изменения конденсированных ароматических структур (Полякова И.Д., Колганова М.М., Соболева Е.И., 1988). С глубины 5,3 км происходит быстрая потеря битумоидами одновременно почти всех сложных полиароматических УВ (антраценовые, бензфенантреновые, бензпиреновые, перилен, бензперилен, коронен). При дальнейшем погружении термодинамические условия не позволяют сохраняться в биту мои де этим структурам.

Несколько ранее, чем полиароматические УВ, кардинальным преобразованиям подверглись гетеро-соединения. С глубины 4,7 км в смолах стали накапливаться фталатные соединения, а асфальтены высадились из битумоида. В апокатагенезе никаких, даже слабых, новообразований микронефти не отмечено. В разрезе скв. 27 Средневилюйская большая часть битумоида была утрачена на МК₅ (41 %) и АК₁ (33 %). Тогда же потери асфальтенов составили 75 %, а полиаренов на АК₁ и АК₂ - 42 %.

На Североамериканском континенте в бассейне Анадарко скв. Берта Роджерс вскрыт разрез палеозойских отложений до глубины 9,6 км. Из него исследованы образцы пород, имеющие возраст от пенсильвания до ордовика включительно. Изученную часть разреза слагает мощная толща сланцев и мергелей с пачками известняков и песчаников. Извлеченный после кислотной обработки кероген был настолько видоизменен, что в нем идентифицированы только фрагменты гумусового вещества. Однако, учитывая морское происхождение большинства отложений и особенности хроматограмм насыщенного УВ битумоида, авторы [3] предположили, что измененное в процессе катагенеза ОВ (R₀ = 0,8-6,0%) имело в основном водорослевую природу. Для большинства отложений характерны содержания С_орг, не превышающие 1 %, изредка они достигают 1,5 %. Только формации Вудфорд, залегающей в интервале 8394-8470 м, свойственны повышенные концентрации С_орг (3,6 %).

Геохимический разрез сверхглубокой скв. Берта Роджерс имеет свои особенности (рис. 3). До глубины 3 км, к которой приурочена нижняя граница градации МК₃, значения HI и р постепенно снижаются (соответственно от 80 до 40 мг УВ/г С_орг и от 10 до 2 %). Затем до глубины 7 км эти параметры, варьируя по отдельным образцам, в среднем изменяются мало. Максимальные значения HI (90-150 мг УВ/г С_орг) и b (10-22 %) характеризуют интервал 8357-8723 м, отвечающий АК₃. Здесь распространены глинистые сланцы формаций Вудфорд, Хантон и Хараган, относящиеся по возрасту к низам миссисипия, девону, силуру, ордовику.

Подобная закономерность в разрезе скважины прослеживается в соотношении насыщенных и ароматических УВ битумоида. Его алифатизация медленно нарастает с глубиной, достигая максимальных значений в выше обозначенном интервале на градации АК₃ [3]. Особенно существенно увеличивается количество парафинов, мононафтенов и моноаренов в битумоидах формации Вудфорд, которая по степени битуминозности может быть отнесена к числу доманикоидных.

Своеобразная картина в изменении геохимических показателей наблюдается в разрезе другой скважины – 1 Ральф-Лов, пробуренной до глубины 8,7 км в Пермском бассейне Северной Америки [2]. Ею вскрыты палеозойские отложения, в которых подробно изучен интервал от 2,7 до 8,2 км, соответствующий по возрасту перми – ордовику. В отложениях перми и пенсильвания до глубины 7 км распространено смешанное ОВ с преобладанием гумусовой составляющей (60-85 %). Здесь содержания ОВ обычно менее 1 %, изредка 1,4 %. Ниже в сланцах формаций Барнет, Вудфорд и Симпсон миссисипий-ордовикского возраста рассеяно ОВ, в котором главную роль играет сапропелевый материал (60-65 %). В этих сланцах концентрации ОВ увеличиваются до 2,4-4,3 %. Катагенетические превращения ОВ в разрезе скв. 1 Ральф-Лов характеризуются R₀ = 1,07-5,0 %.

Генерационные способности существенно гумусового ОВ из верхней части разреза скв. 1 Ральф-Лов изменяются с глубиной по закономерностям, близким наблюдающимся в скв. 27 Средневилюйская. Сначала до глубины 4,5 км в пределах градаций МК₃ и МК₄ HI резко убывает от 100 до 30 мг УВ/г С_орг, после чего до глубины 7,0 км на градациях МК₅, АК₁ и АК₂ его значения становятся небольшими – 9-16 мг УВ/г С_орг. Ниже по разрезу зафиксирована закономерность, описанная ранее для скв. Берта Роджерс. Она выражается в том, что на АК₃, где в сланцах установлены повышенные концентрации существенно сапропелевого ОВ, HI увеличивается, достигая в формации Вудфорд 110-157 мг УВ/г С_орг. Подобным образом изменяются в разрезе Бхл и b, которые на фоне установленной для HI закономерности образуют дополнительный максимум на глубине около 5,3 км, приуроченный к серии Вулфкэмп.

Серия Вудфорд, вскрытая скв. 1 Ральф-Лов и Берта Роджерс, сохраняет значительную потенцию к нефтеобразованию на глубинах 7,4 и 8,4 км при температурах соответственно 200 и 230 °С и преобразованности ОВ, отвечающей АК₃. Среди продуктов пиролиза на жидкие УВ приходится свыше 90 %. Сравнение серии Вудфорд с ее литолого-стратиграфическим аналогом – серией Бакен, залегающей в Уиллистонском бассейне на глубине 3,2 км при температуре 110 °С, выявило, что геохимические показатели этих серий мало различаются между собой. Л. Прайс [2] считает, что генерация жидких УВ в промышленных количествах происходит в богатых сапропелевым ОВ отложениях при широком диапазоне температур и катагенетической преобразованности ОВ и продолжается при 200 °С и выше и при r₀ = 1,35 %. В этом с ним согласны Л.Г. Кирюхин. И.Н. Капустин, М.И. Лоджевская и др. [1].

В бассейне Анадарко газожидкостные хроматограммы насыщенных УВ, извлеченных из нефтематеринских толщ Спрингер (6666-6859 м), Вудфорд (8394-8470 м) и Силван (8979-9196 м), весьма своеобразны и существенно отличаются от таковых со средних глубин [3]. В них преобладают н-парафины, характеризующиеся узким диапазоном температуры кипения, "зрелым" составом и низким содержанием УВ с С_21-23. Такие хроматограммы могут соответствовать конденсатам.

Важно выявить, как соотносятся между собой закономерности распространения в разрезе микро- и макронефти.

Среди залежей нафтидов сверхглубоких горизонтов чаще встречаются газовые, нефтяная фаза имеет меньшее значение. В бассейне Анадарко на глубинах более 5 км открыты 53 газовые залежи [1]. Они приурочены к серии Хантон, соответствующей силуру – девону (Буффало-Уиллоу – 5919 м, Милс-Ранч – 6275 м, Уошито-Крик – 6040 м), и серии Арбокл, соответствующей кембрию – ордовику(Северо-Восточный Мейфилд – 7961 м, Маздес-Ранч – 8098 м, Милс-Ранч – 7955 м). В месторождении Милс-Ранч на глубине 7028-7955 м дебит газа составил 675 тыс. м³/сут, дебит воды – 9,6 т/сут.

Местоположение нефтяных залежей в бассейне Анадарко ограничено глубиной 5338 м (R₀ = 1,52-2,0 %) и 6200 м (R₀ = 1,54-4,9 %). Л. Прайсом и его соавторами [3] методами газожидкостной хроматографии и масс-спектрометрии изучены шесть проб нефтей этого бассейна и проведено их сравнение с битумоидами по разрезу скв. Берта Роджерс. Исследователи не обнаружили сходства между хроматограммами битумоидов и нефтей. При этом по результатам масс-спектрометрического анализа выявилась близость составов насыщенных УВ из битумоида формации Вудфорд и нефти из усредненной пробы. Только в этом битумоиде формации Вудфорд из интервала 8442-8470 м, так же как и в нефтях, более половины УВ составляют парафины, а нафтены имеют близкий структурный состав.

В Прикаспийской и Днепровско-Донецкой впадинах на глубине более 5,0 км в подсолевых отложениях встречены не только газовые, но и нефтегазовые, и газоконденсатные залежи. По мнению Т.Д. Ботневой и Н.С Шуловой (1985), разнообразная плотность (0,760-0,844 г/см³), небольшие количества бензиновой фракции, присутствие смол и асфальтенов свидетельствуют о вторичном происхождении конденсатов в результате трансформации нефтяных палеозалежей. Эту точку зрения высказывали также и другие: например, для Прикаспийской впадины – Л.Г. Кирюхин, И.Н. Капустин и А.А. Размышляев (1986), а для Днепровско-Донецкой – П.Ф. Шпак и А.Е. Лукин (1986). Следы разрушения нефтяных палеозалежей в первом бассейне фиксируются в виде многочисленных включений асфальтов и асфальтитов в коллекторах Астраханского и Оренбургского газоконденсатных месторождений. Во втором бассейне отмечены тяжелые нефти и мальты в Бахмачском и Яблуновском месторождениях (остаточная нефтенасыщенность коллекторов 12-36 %), а также нефтяные оторочки на Западно-Медведовском, Новоукраинском и других газоконденсатных месторождениях.

Упомянутые исследователи считают, что путем ретроградного взаимодействия с большими объемами газов, выделившихся при инверсии из пластовых вод и/или поступивших из глубинной зоны, нефти в палеозалежах растворялись и залежи превращались в газоконденсатные. Газ становится особенно активным растворителем нефти, если он содержит гомологи метана с большой молекулярной массой и углекислоту. Процесс ускоряется при высоких температурах и АВПД, свойственных большим глубинам, где флюид, как показал Л. Прайс, представляет собой однофазный молекулярный раствор.

Когда вскрывается глубокая и сверхглубокая залежь, резко снижается давление и флюид сразу теряет значительную часть жидких УВ, тяжелая часть которых оседает в породе в виде вязкой нефти и битумов. Легкие жидкие УВ становятся летучей нефтью, устремляющейся вместе с газом на поверхность. Газ нередко имеет специфический состав. Например, в Пермском бассейне в месторождении Робертсон на глубине 6247 м концентрации этана, пропана, бутана и пентана в газе составляют до 28 %. Также фиксируются значительные количества СO₂ (16-52 %) [1].

На основе проведенного анализа, очевидно, что интенсивность и продолжительность процесса разрушения нефти, так же как и ее образования, зависят от состава и количества продуцировавшего или продуцирующего ОВ. В смешанном существенно гумусовом ОВ генерация практически прекращается в конце МК₄ и лавинная деструкция наступает на градации MK₅, в меньшей степени на АК₁. В смешанном существенно сапропелевом ОВ активная генерация УВ также прекращается на МК₄. Однако ее слабые "всплески" фиксируются и в апокатагенезе. Деструкция, ощутимо проявляющаяся с MK₅, становится лавинной на AK₁, после чего она резко замедляется. В доманикоидных отложениях, обогащенных сапропелевым ОВ, генерационный потенциал сохраняется значительным на градации АК₃. Битумоиды имеют "нормальный" вид и деструкция их здесь менее заметна.

Comparative analysis characterizing generation and destruction of macrooil in deposits with organic matter of different composition and concentrations within the range of meso- and apocatagenesis (МС₃-АС₃) transformations was carried out on the example of wells drilled up to depths of 6.5-9.6 km. It was found out that relation between these processes and thus a lower boundary of liquid hydrocarbon distribution is governed by an extent of lipidity of organic matter. The higher it is, the more intensive and for extended period is the process of generation and later destruction of oil products. In mixed organic matter, generation practically culminates at MC₃, then in humus varieties an avalanche-like destruction is manifested at MC₅, while in sapropel ones – at AC₃. At AC₂ and AC₃, destruction is sharply decelerated because thermally stable components become predominant in bitumoid. In sapropel varieties of organic matter containing in increased concentrations in domanikoid deposits, generation potential is still significant at AC₃, and destruction is unobtrusive. From these positions and considering solvent effect of gas on oil under high temperatures and pressure, a boundary of limiting distribution of liquid hydrocarbon accumulations is predicted.

1. Нефтегазоносность глубокопогруженных отложений Восточно-Европейской платформы /Л.Г. Кирюхин, И.Н. Капустин, М.И. Лоджевская и др. – М.: Недра, 1993.
2. Price L.C. The organic geochemistry (and causes thereof) of high-rank rocks from the Ralph Lowe-1 and other well bores // US Geol. Surv, Open-file Rept 88-651. - 1991. - P. 1-48.
3. Price L.C., Clayton J.L., Rumen L.L. Organic geochemistry of the 9,6 km Bertha Rogers № I Well, Oklahoma // Organ. Geochem. – 1981. – Vol. 3. - P. 59-77.

Рис. 2. ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ОВ ВЕРХНЕПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ В СКВ. 27 СРЕДНЕВИЛЮЙСКАЯ (по данным Поляковой И.Д., Колгановой М.М., Соболевой Е.И.. 1988)