Безусловно, интересным следует считать выяснение характера влияния менявшегося в ходе общей эволюции органического мира Земли на качество одновозрастных с ним нефтей. Для этого изучались нефти из отложений карбона юго-востока Русской платформы. Цель исследований - выявить в продуктивной толще карбона наличие нефтей нескольких типов (или отсутствие таковых). Вопрос об источниках УВ в процессе нефтеобразования неоднократно затрагивался, однако до настоящего времени по нему нет единого мнения.

Показательно в этом отношении утверждение, что “источник нефтеобразования в Волго-Уральской области является... единым для всех нефтей палеозойского разреза” [8 с. 89]. Данный вывод лишь подчеркивает, насколько актуальными должны быть исследования, способствующие хотя бы частичному разрешению данной проблемы.

Известно, что в карбоне органический мир достиг исключительного разнообразия как в морях, так и на суше. Это было время расцвета палеозойских животных и растений. В морях на юго-востоке Русской платформы весьма интенсивно развивались рифостроящие организмы.

Установлено, что осадки среднего карбона довольно часто налегают на размытую поверхность визейских пород, и, следовательно, среднекарбоновая трансгрессия была отделена от более ранней, хотя и кратковременными, но значительными по площади воздыманиями. Это, в частности, достаточно убедительно было доказано для районов юго-востока Русской платформы [10].

Вследствие прерывания цепи прогрессирующих погружений и морской трансгрессии значительными поднятиями происходил соответствующий разрыв и в накоплении биомассы, являющейся источником нефтяных УВ. Именно наличие соответствующих разрывов в накоплении ОВ должно было стать первопричиной, обусловившей генерацию в нижнем и среднем карбоне различных типов нефтей.

Основным полигоном, в пределах которого изучались нефти, являлся южный борт Муханово-Ероховского прогиба, где в пределах Бобровско-Покровского вала установлено широкое развитие залежей нефти в отложениях средне-нижнекаменноугольной эпох, в которых нефть находится in situ [6]. Это обстоятельство создавало благоприятные возможности для получения достаточно полных конечных результатов.

Нужно, кроме того, подчеркнуть что в палеозое исследуемый регион длительное время являлся областью минимальных напоров и возможной разгрузки седиментационных вод, поступавших из Бузулукской впадины и из осевой части Муханово-Ероховского прогиба - главных областей создания напора и водного седиментационного питания на элизионных этапах развития бассейна [7].

База последующих выводов - данные физико-химических анализов 150 проб нефтей по Бобровско-Покровскому валу, отобранных из разведочных скважин. Как правило, пробы отбирались из скважин-первооткрывательниц.

Полученная информация статистически обрабатывалась на ЭВМ. Использовались следующие алгоритмы: уточнение параметров распределения содержаний и коэффициентов парной корреляции, факторный (метод главных компонент), сравнение нефтей по t². Результаты обработки приведены в таблицах.

Необходимо отметить, что в изучении генотипов нефтей к настоящему времени пройден определенный этап, при этом получены весьма интересные результаты [2].

В частности, были обоснованы генетическая типизация нефтей и геохимические критерии генотипов, сделана оценка влияния ОВ на состав нефти, а также показана эволюция органического мира в фанерозое. Кроме того, с помощью многомерного корреляционного анализа при геохимических исследованиях нефтей доказана возможность установления связи между некоторыми параметрами свойств и состава нефтей и условиями их залегания [1, 2]. Полученные при этом результаты применялись для прогнозирования нефтей (генотипов) в различных геологических обстановках [4].

Цель настоящей работы - выявление возможностей использования общих анализов нефтей для их типизации, а также уточнение некоторых аспектов нефтеобразования.

Анализируя полученные результаты, можно заметить, что по усредненным характеристикам приведенных параметров на фоне общей тенденции облегчения нефтей в отложениях от среднего карбона к нижнему, четко выделяются нефти бобриковского горизонта ( табл. 1 ). Они отличаются довольно высокими значениями всех рассматриваемых компонентов и наибольшими Их стандартными отклонениями (S_x).

Наметившаяся при этом пестрота химического состава нефтей, возможно, обусловлена различием в генезисе нефтей, неодинаковым уровнем их преобразованности, частичной миграцией светлых фракций.

Правомерность первого предположения скорее всего подкрепляется способностью каждого из элементов, слагающих Муханово-Ероховский прогиб толщ, быть генератором УВ [6].

Известно, что в результате глубоких как гипергенных, так и катагенных преобразований различия нефтей, обусловленные первичным составом ОВ, в значительной степени сглаживаются. В этой связи было необходимо решить вопрос о целесообразности определения степени преобразования нефтей (если таковое имеется) или же допустить, что химический состав нефти обусловлен только типом исходного ОВ и поэтому их следует относить к категории “химически молодых” [5].

Для более объективного решения данного вопроса мы постарались увеличить число анализировавшихся проб (до 234), в основном за счет нефтей пород карбона близлежащего северного обрамления Прикаспийской впадины, имеющих явно выраженную катагенную превращенность. Полученные результаты были подвергнуты многомерному статистическому анализу (методом главных компонент). Из общего числа главных компонент, выявленных в процессе обработки, оцениваются лишь первые четыре, объединяющие в сумме 93,9 % общей дисперсии ( табл. 2 ).

Вклад первой компоненты в общую дисперсию составляет 60,2 %. В ее собственном векторе с заметно большими нагрузками взвешены положительные значения серы, асфальтенов, смол, парафина и отрицательные - бензиновых фракций.

Геохимический смысл данной компоненты приближенно можно интерпретировать [5] как первичный процесс становления нефти (геохимически “молодая”, малоизмененная нефть). С другой стороны, данный набор компонентов возможно свидетельствует в пользу процессов осернения и окисления нефтей, обусловленных, в частности, процессами выветривания, так как большинство исследованных нефтей можно отнести к типу “частично дегазированных” (по классификации Т.А. Ботневой, 1978 г.).

Например, нефть бобриковской залежи Родинского месторождения, по-видимому, можно отнести к выветрелым, частично дегазированным. Ее плотность 0,922 г/см³; содержание (в %) серы 3,47, смол 20,03, асфальтенов 1,98, парафина 5,5, бензиновой фракции 16. Нефть из турнейской залежи, расположенной на 21 м глубже, характеризуется нормальными для региона свойствами: плотность 0,846 г/см³; содержание (в %) серы 1,2, смол 9,96, асфальтенов 1,67, парафина 4,57, бензиновой фракции 28,4.

Вторая главная компонента учитывает 15,3 % суммарной дисперсии. Она с высокими нагрузками положительно связана с твердыми парафинами и отрицательно - с асфальтенами и серой, подчеркивая “виновность” в этом процессов парафинизации нефтей.

Установлено, что накопление твердых парафинов в нефтях обязано в основном ОВ материнских пород, контролируется его типом и последующими катагенетическими преобразованиями. При этом появление алкилциклических УВ и высокомолекулярных представителей, нехарактерных для биоуглеводородов, как правило, происходит на стадии мезокатагенеза, отвечающей ГФН [4]. Обогащение нефти твердыми парафинами возможно при изменении геологических условий, имеющих более жесткие термодинамические параметры (например, при погружении на глубины с более высокими температурами).

Таким образом, можно констатировать, что второй фактор отражает усиление степени не только катагенеза пород, но и катагенеза заключенных в них УВ.

Третья и четвертая компоненты объединяют в сумме 18,4 % общей дисперсии. При этом третья компонента с высокими нагрузками положительно связана со смолами и содержанием бензиновых фракций, отрицательно - с асфальтенами и серой, тогда как в собственном векторе четвертой компоненты с большими нагрузками взвешены положительные значения бензиновых фракций, асфальтенов, парафинов. Геохимическая природа третьего и четвертого факторов, вероятно, связана с процессами метанизации нефтей благодаря, по-видимому, не только катагенным преобразованиям, но и присутствию нефтей миграционного характера.

В качестве примера миграционной нефти можно назвать нефть бобриковской залежи Бобровского месторождения (скв. 112) с плотностью 0,789 г/см³, содержащая (в %) серы 0,53, смол 8,21, асфальтенов 0,6, парафина 2,63, бензина 42.

Оценивая роль первого и второго факторов ( рис. 1 , а), следует указать на некоторую однонаправленность преобразования большинства нефтей в отложениях карбона. Исключение составляют лишь нефти бобриковского горизонта, испытавшие сильное воздействие первого фактора (осернение, окисление). Но, возможно, данное явление было обусловлено первичным составом ОВ нефтематеринских пород, т.е. следует учесть их терригенный тип в бобриковском горизонте и карбонатный - в башкирском, окском и турнейском ярусах.

Одновременно бобриковские нефти подвергались значительному воздействию и четвертого фактора, обусловившему их метанизацию, что вообще-то нехарактерно для нефтей более глубоких залежей, например турнейского яруса ( рис. 1 , б).

Было также подмечено, что для турнейских нефтей более существенным оказалось воздействие второго фактора и несколько слабей первого и четвертого, что, очевидно, связано как с типом ОВ, так и со степенью его катагенетического преобразования, обусловленного более длительным воздействием палеотемператур.

Нефти башкирского яруса по силе воздействия на них первого фактора находятся ближе к бобриковским нефтям, однако метанизация их проявилась незначительно (см. рис. 1 , а, б).

Окские нефти характеризуются значительной разнородностью последствий воздействия на них первого и четвертого факторов: одна часть нефтей отличается довольно сильно проявившимся процессом осернения, другая, как и турнейские нефти, не испытала столь заметного преобразования.

Сравнение нефтей по разрезу карбона осуществлено по программе t², согласно которой геохимические отличия нефтей каждого литолого-стратиграфического комплекса выражаются соответствующими группами параметров, а средние значения в сравниваемых объектах отличны при t²>=3,8 и практически тождественны при t³<3,84.

Как следует из табл. 3 , нефти турнейского яруса и бобриковского горизонта различны по содержанию в них серы, смол, асфальтенов, но сходны по плотности и содержанию бензиновых фракций. Наряду с этим, по данным факторного анализа, бобриковские нефти были подвергнуты осернению и окислению, т.е. воздействию тех факторов, которые не оказали сколько-нибудь заметного влияния на турнейские нефти.

Исходя из данных предпосылок, можно было бы ожидать довольно четкого различия исследуемых нефтей по плотности и содержанию светлых фракций, чего на самом деле не было установлено. Это кажущееся противоречие подтверждает то, что накопление серы в бобриковских нефтях обязано не только сераорганическим соединениям материнского ОВ, но и процессам вторичного осернения нефтей. Последнее привело в результате довольно высокой окисляемости аренов, находящихся в связи с циклинами, к относительному накоплению низкомолекулярных метановых УВ с образованием тяжелых поликонденсированных молекул и последующим выводом их в высококипящие фракции [3].

При сравнении нефтей карбона по t² выделяются нефти башкирского яруса, отличающиеся от нефтей нижнего карбона плотностью, содержанием бензиновых фракций и парафина. Нефти нижнего карбона не различаются между собой ни по одному из вышеперечисленных параметров, причем окские и бобриковские нефти характеризуются тождественностью своего состава по t².

Таким образом, полученные результаты наряду с данными факторного анализа позволяют предположить, что заполнение средне-нижнекаменноугольных ловушек - процесс не единовременный.

Нефти нижнекаменноугольных отложений, очевидно, связаны с единым источником генерации УВ и в определенной мере генетически однородны. В отличие от них средне-каменноугольные нефти, в том числе нефти из башкирских отложений, характеризуются своим источником генерации.

Высказанное предположение подтверждается и характером распределения корреляционных зависимостей между отдельными параметрами нефтей ( рис. 2 ).

Можно заметить, что в нефтях нижнего карбона парафин не имеет значимой корреляционной связи ни с одним из компонентов, тогда как для нефтей среднего карбона характерно наличие значимых (r_кр = 0,55; n=11) положительных корреляционных связей парафина со смолами ( +0,69), плотностью ( +0,63), серой ( +0,63), асфальтенами ( +0,55) и отрицательной - с содержанием светлых фракций (-0,65), что свидетельствует в пользу “первичного” облика нефтей среднего карбона.

Результаты структурно-группового анализа нефтей подтверждают различие между нефтями нижнего (бобриковский горизонт и турнейский ярус) и среднего (башкирский ярус и верейский горизонт) карбона. Так, в последних наметилась тенденция к уменьшению содержания углерода в ароматических (8,32 против 11,6% в нижнем карбоне) и нафтеновых структурах (29,6 против 30,46 %) и к увеличению в парафиновых (62 против 57,78 %).

К сожалению, из-за отсутствия соответствующих анализов не удалось оценить параметры, характеризующие структуру УВ, наследуемую нефтью от исходного ОВ. В целом полученные результаты указывают на автономность образования средне-нижнекаменноугольных нефтей, что согласуется с ранее проведенными исследованиями С.П. Максимова и др. [9, 11], доказывающими, что нефти карбона в общем выделяются среди нефтей других периодов и, в свою очередь, отчетливо подразделяются по свойствам на нефти нижнего и среднего карбона.

Кроме того, устанавливается принципиальная возможность использования общих анализов нефтей для их типизации, основанная на хорошей достоверности полученных результатов и их сопоставимости с данными других исследователей [2], позволившими установить генотипы нефтей, в том числе и для Волго-Уральской области.

Таким образом, идентичность выводов, полученных по результатам как более трудоемких, а потому и единичных, детальных анализов нефтей и ОВ вмещающих пород, так и общего анализа нефтей, проведенного в массовом количестве, указывает на возможность применения статистических методов для выяснения вопросов цикличности нефтегазообразования, т. е. они могут служить в какой-то мере геолого-статистической моделью этих процессов.

1. Аронов В.И., Невельская Э.Л., Самарин В.С. Автоматизированная система поисковой и статистической обработки геологической информации. Обзор. Сер. Математические методы исследования в геологии. М., ВИЭМС, 1972, с. 1-55.
2. Ботнева Т.А., Шулова Н.С. Генетический тип нефти как основа прогнозирования состава углеводородных флюидов (на примере Предкавказья). - Геология нефти и газа, 1978, № 9 , с. 47-52.
3. Гусева А.Н., Файнгерш Л.А., Чахмахчев В.А. Изменение состава нефтей при обогащении серой. - Изв. АН СССР. Сер. геологическая, 1968, № 6, с. 67-74.
4. Гусева А.Н., Лейфман И.Е. Некоторые аспекты геохимии твердых длинноцепочных углеводородов нефти. - Геохимия,1970, № 9, 1105-1112.
5. Добрянский А.Ф., Геохимия нефти. Л., Гостоптехиздат, 1948.
6. Жуков И. М. Геологические критерии генерации углеводородов и формирование залежей нефти и газа в Камско-Кинельской системе прогибов. - В кн.: Геология и нефтеносность Камско-Кинельских прогибов. Казань, 1970, с. 280-285.
7. Качалов Ю.М., Кузнецов В.И. Палеогидрогеологические условия и направление дальнейших поисково-разведочных работ на нефть и газ в отложениях нижнекаменноугольного комплекса юго-восточной части Волго-Уральского бассейна. - Труды ВНИГНИ. М., вып. 200, 1977, 32-43.
8. Маймин З.Л. Вопросы образования нефтяных залежей. - Труды ВНИГРИ. Л., Гостоптехиздат, 1963, с. 89-9?
9. Максимов С.П. Закономерности размещения и. условий формирования залежей нефти и газа. М., Недра, 1964.
10. О перерывах в осадконакоплении в районе Оренбургского вала /С.П. Макарова, Н.П. Шапова, Е.И. Короткова, Н.Г. Осипенко. - Труды ЮУО ВНИГНИ, вып. III (148). Саратов, 1975, с. 50-53.
11. Панкина Р.Г., Максимов С.П. Закономерности в изменении изотопного состава серы в связи с цикличностью процессов нефтеобразования. - Геология нефти и газа, 1964, № 12 , с. 8-13.

Таблица 1

Параметры распределения физико-химических характеристик нефтей каменноугольных отложений Бобровско-Покровского вала

* В числителе - пределы колебаний, в знаменателе - среднее значение.

Таблица 2

Факторные нагрузки составов нефтей каменноугольных отложений Бобровско-Покровского вала

n = 234, r_кр = 0,14

Таблица 3

Значение величины t² для отдельных компонентов нефтей карбоновых отложений Бобровско-Покровского вала

* Нефти, отличающиеся по t²

Рис. 1. Вариации химического состава нефтей карбона юго-востока Русской платформы на компонентной (факторной: а - I-II, б - I-IV) диаграмме.

Нефти продуктивных горизонтов: 1 - башкирского; 2 - окского; 3 - бобриковского; 4 - турнейского. Компоненты нефти: r - плотность; S - сера; П - парафин; А - асфальтены; Б - бензин;

С - смолы

Рис. 2. Диаграммы парных корреляционных связей нефтей карбона юго-востока Русской платформы

а - башкирский ярус, б - окский надгоризонт, в - бобриковский горизонт, г - турнейский ярус). Значимые корреляционные связи: 1 - положительные; 2 - отрицательные. Ост. усл. обозн. см. на рис. 1