Вполне очевидно, что при полной реализации остаточного нефтегенерационного потенциала материнских пород перспективы нефтегазоносности осадочных бассейнов резко сокращаются. Генерация УВ нефтематеринскими толщами зависит от степени их катагенетической преобразованности, на которую в первую очередь оказывает влияние тепловой поток. Температурные границы и соответствующие им абсолютные отметки глубин определяют глубинную зональность нефтеобразования (Вассоевич Н.Б., 1967; Конторович А.Э. и др., 1967). Современная теория зональности нефте- и газообразования, или учение о главной зоне (главной фазе) нефтеобразования, разработана в конце 60-х гг. российскими учеными (Н.Б. Вассоевич, B.C. Вышемирский, А.Э. Конторович, С.Г. Неручев, А.А. Трофимук и др.) и получила признание во всем мире (B. Tissot, D.H. Welte, J.M. Hunt, G.J. Demaison и др.) в виде так называемой теории "нефтяного окна". Положение главной зоны нефтеобразования (ГЗН) определяется температурным интервалом в 70-120 °С, глубина ГЗН варьирует в зависимости от скорости погружения осадочной толщи и геотермического режима недр (Конторович А.Э., Меленевский В.Н., 1988), причем завершение ГЗН совпадает с границей между градациями катагенеза МК₂-МК₃¹ (R° в интервале 1,10-1,15 %).С ростом глубины ГЗН сменяется зоной генерации конденсатного газа, а еще ниже - сухого газа (Неручев С.Г. и др., 1973).

Настоящая статья посвящена сравнительному анализу глубинной зональности катагенеза ОВ осадочных отложений Западно-Сибирской плиты и востока Сибирской платформы по материалам геохимического изучения керна сверхглубоких скв. СГ-6 Тюменская и 27 Средневилюйская. Аналитические данные получены углепетрографическим и пиролитическим (Rock Eval) методами, позволяющими экспрессно на качественном и количественном уровне проводить оценку динамики генерации УВ. Необходимо заметить, что результаты исследований некоторых особенностей нефтегазообразования этих объектов освещались ранее (Фомин А.Н., 1995; [1,2]). В частности, пиролитические данные по скв. 27 Средневилюйская были опубликованы в работе В.Н. Меленевского, И.Д. Поляковой, Ю.Г. Гладкого (1989).

Методом пиролиза изучено 11 образцов керогенов, выделенных из керна скв. СГ-6 Тюменская путем последовательной обработки дебитуминизированной породы соляной и плавиковой кислотами. После получения концентратов нерастворимого органического вещества (НОВ) проводилась их исчерпывающая вытяжка хлороформом в экстракторе Сокслета. Предпочтение было отдано керогенам, а не породным образцам с целью устранения влияния минеральной матрицы, а также для получения более достоверной информации при малом выходе продуктов пиролиза (Peters K.E., 1986). Определение катагенетической преобразованности ОВ проводилось по общепринятой углепетрографической методике измерения отражательной способности витринита в масле в аншлифах породы.

Проиллюстрируем изменение пиролитических характеристик - водородного индекса HI и температуры максимальной скорости выделения УВ Т_mах - в разрезах изученных скважин (рис. 1). Как видно из представленных данных, в угленосном разрезе поздней перми скв. 27 Средневилюйская подошва ГЗН находится на глубине ~4,5 км. Примерно на этой же глубине прослеживается завершение ГЗН и для ОВ юрских отложений в скв. СГ-6 Тюменская. Здесь HI составляет 100 мг УВ/г С_орг на глубине около 3500 м и монотонно уменьшается вниз по разрезу, достигая значений < 25 мг УВ/г С_орг на глубине ~5500 м. В скв. 27 Средневилюйская также отмечается уменьшение этого параметра вниз по разрезу, который на глубине 3000, 3500 и 4700 м составляет соответственно 200, 100 и 25 мг УВ/г С_орг (Меленевский В.Н., Полякова И.Д., Гладкий Ю.Г., 1989). Отсюда следует, что тенденции изменения остаточного нефтегенерационного потенциала нефтематеринских пород по разрезам обеих скважин очень близки и полностью соответствуют закономерности, установленной ранее (Конторович А.Э. и др., 1986). Одновременно с ростом глубины погружения увеличиваются значения такого показателя катагенеза, как Т_mах на пирограммах.

Обобщение материалов показывает, что на заключительных этапах мезокатагенеза и начальных этапах апокатагенеза остаточный нефтегенерационный потенциал снижается до 25-15 мг УВ/г С_орг, при этом для ОВ II типа (Западная Сибирь) данный параметр уменьшается приблизительно в 30 раз. Далее в апокатагенезе HI снижается до значений < 10 мг УВ/г С_орг.

Если в начале мезокатагенеза изменение HI с глубиной носит незакономерный характер, то на заключительных этапах мезокатагенеза - начальных апокатагенеза вследствие потери ОВ химической индивидуальности, присущей разным типам ОВ на начало катагенеза, HI убывает с глубиной только монотонно. Впервые эта закономерность, а также возможность существования локальных максимумов интенсификации генерации УВ на большой глубине были установлены А.Э. Конторовичем и В.П. Даниловой еще в 1973 г., а позднее подтверждены С.Г. Неручевым и др. (1981). Однако повышенная интенсивность генерации УВ несопоставима с таковой в главной фазе нефтеобразования.

Как известно, химический состав керогена определяет молекулярный и как следствие фазовый состав УВ в продуктах генерации. В качестве обобщенной характеристики химического состава керогена наиболее часто используются атомное отношение Н/С и HI - взаимокоррелирующие показатели (Tissot В., Welte D., 1981).

Потенциал генерации органическим веществом различных уровней зрелости жидких и газообразных УВ был изучен в лабораторных пиролитических экспериментах (Harwood R.J., 1977; Monthioux M. et al., 1985; Durand В., 1982; Saxby J.D., 1986; Shan-Tan Lu, Kaplan I.R., 1990 и др.). Отдавая себе отчет в том, что лабораторный эксперимент никогда в точности не воспроизводит процесс природного созревания ОВ, тем не менее заметим, что после достижения значений НI < 75 мг УВ/г С_орг и Н/С < 0,8 за счет крекинга керогена могут продуцироваться только газовые УВ, преимущественно метан. Этим значениям HI и Н/С отвечает катагенетическая преоб-разованность ОВ, соответствующая отражательной способности витринита (R°), равной ~2 % (Orr W.R., 1981).

С целью разрешения возникшего расхождения во взглядах на характер процессов катагенеза ОВ в разрезе скв. СГ-6 Тюменская проанализируем фактический материал, лежащий в основе работы [1].

При пиролитическом исследовании кернового материала скв. СГ-6 Тюменская использовались образцы пород как в естественном состоянии, так и после обработки их соляной кислотой (нерастворимый остаток - НО) [1]. Если данные по HI, полученные в [1] на породных, не обработанных соляной кислотой образцах, в принципе не отличаются от таковых в настоящем сообщении, полученных на керогенах, то разница для НО весьма существенна. Для иллюстрации данные по НО, взятые из [1], нанесены на рис. 1. Оказалось, что значения, полученные для НО, более чем на порядок превышают данные, полученные для керогенов. Рассмотрим аналитическую достоверность этих результатов.

Общеизвестны два фактора, усложняющих интерпретацию данных пиролиза породных образцов по методике Rock Eval (whole rock pyrolysis). Первый - наиболее значительный, так называемый "эффект минеральной матрицы", установлен J. Espitalie с сотрудниками (1980). Этот эффект весьма существенен для пород, содержащих группу минералов смектита при низком содержании в них С_орг. Второй фактор обусловлен вкладом тяжелой части смолисто-асфальтеновой составляющей битумоида в пиролитический пик S₂. Оба этих эффекта были обсуждены в работах (Katz B.J., 1981; Patterson J.M. et al., 1981; Меленевский В.Н., 1991). Вследствие этих эффектов значение HI, полученное на породных образцах, может быть существенно (в 5-10 раз) меньше, чем для керогена, выделенного из этого же образца породы.

Для объяснения установленного несоответствия проводился пиролитический анализ породных образцов и их НО из интервалов глубины в соответствии с таковыми из работы [1]. В результате оказалось, что ни в количестве выделившихся УВ, ни в кинетике их выделения существенных различий между необработанными образцами и их НО не установлено. Для иллюстрации на рис. 2 приведены пирограммы для двух исследованных образцов. Кривые выделения УВ (ток пламенно-ионизационного детектора) нормированы максимальной скоростью выделения УВ. Эти результаты позволяют констатировать, что вывод о "консервации" потенциала ОВ на большой глубине [1] основан, скорее всего, на недостоверном аналитическом материале.

1. Нефтегенерационный потенциал на больших глубинах / И.Д. Полякова, Г.Ч. Борукаев, Г.Н. Перозио и др. // Докл. РАН. - 1995. - Т. 345, № 2. - С. 236-239.
2. Превращения органического вещества в мезо- и апокатагенезе / А.Э. Конторович, И.Д. Полякова, М.М. Колганова и др. // Сов. геология. - 1988. -№7. -С. 26-36.

1 - HI; 2 - Т_max; 3 - HI, определенный по нерастворимому остатку (НО) породы [1]

Образец: 1,3- необработанный, 2,4 - после обработки соляной кислотой; цифры в квадрате: числитель - суммарное количество УВ, выделившихся в пиках S₁ и S₂, мг УВ/г породы, знаменатель - значение HI в расчете на исходный образец/мг УВ/г С_орг