Потенциал нефтематеринской породы характеризуется количеством и качеством ОВ, а также уровнем его термической зрелости.

Установлено, что при созревании УВ-флюидов в их составе происходят следующие изменения: уменьшается плотность, снижаются содержания серы, азота, смол и асфальтенов, а также значения коэффициента нечетности н-алканов, отношения изопреноидных УВ к н-алканам. Наряду с этим увеличиваются содержания твердых парафинов, легких фракций, алкановых УВ. Максимум в распределении содержания н-алканов смещается в сторону низкомолекулярных УВ (Добрянский А.Ф., 1961; Петров Ал.А., 1984; Peters К., Moldowan J., 1993 и др.).

В настоящее время благодаря бурному развитию органической геохимии накоплен огромный материал по УВ-составу различных типов ОВ, нефтей, углей и конденсатов. Изучение этих данных позволило специалистам в области органической геохимии не только предложить комплекс параметров по оценке зрелости ОВ, нефтей, углей, но и дать численные значения этих показателей, отвечающих различным стадиям процесса нефтеобразований в недрах.

В таблице приведены критерии (параметры) зрелости по следующим группам УВ и УВ-соотношений: легким УВ (бензиновой фракции), биомаркерам (стеранам, ароматическим стеранам, гопанам), полициклическим ароматическим УВ, нафтеновым УВ (бикадинанам и родственным им соединениям), гетероатомным биомаркерам (сернистым и азотистым соединениям); указаны пределы информативности каждого критерия по стадиям (зонам) нефтяной генерации в эволюционном ряду: незрелая нефть, ранняя (слабозрелая), зрелая, сверхзрелая нефть, конденсат и жирный газ.

Значения критериев (параметров) привязаны к интервалам термической зрелости ОВ пород и нефтей в соответствии со шкалой отражательной способности витринита (R_o). Для УВ-отношений в ряде случаев наблюдаются вариации отражательной способности витринита R_o до + 0,1 % и более. Все численные значения параметров, границы стадий нефтяной генерации приблизительны и могут варьировать в зависимости от скорости прогрева пород, литофаций и состава исходного ОВ.

Таблица составлена на основе данных К. Петерса и Д. Молдована с добавлением результатов новых отечественных и зарубежных работ. Одновременно в ней приводятся соотношения по легким и полиароматическим УВ, полученные в конце 70-80-х гг., но сохранившие актуальность по сегодняшний день.

Как видно из таблицы , приводимые параметры (критерии) зрелости можно разделить на четыре группы.

К первой группе критериев (параметров) зрелости, действующих (информативных) по всей шкале фазы нефтеобразования, относятся следующие: 1-6, 10, 11, 14, 19, 20, 23(а, б), 24, 26(а), 29, 33, 39.

Вторая группа включает параметры, характеризующие стадию незрелой нефти: 15, 16, 17 (а, б), 18, 21(а, б), 26б, 27(а, б, в), 28(а, б).

Третья группа параметров отражает стадии незрелой, слабозрелой и зрелой нефтей: 7 (а, б, в), 8(а, б, в), 12, 13, 26(а¹), 31(а, б, в, г), 32, 35(а, б, в, г, д), 36, 37, 38, 40, 41(а).

Четвертая группа включает критерии, информативные для поздних стадий зрелости (сверхзрелой и конденсата с жирным газом): 9, 22, 30, 34, 39, 41(б).

В связи с тем, что в таблице приведены критерии катагенеза нафтидов, полученные в основном в последнее десятилетие, в нее не вошли такие информативные соотношения как П/н-C₁₇ и Ф/н-С₁₈, предложенные Коннаном и Кассоу еще в 1980 г. Нами был проведен анализ этих соотношений в конденсатах и нефтях в зависимости от уровня термической зрелости ОВ и нафтидов. Исследовались нефти и конденсаты мезозойских отложений Восточного Предкавказья и палеозойских отложений юга Бузулукской впадины.

При катагенезе отложений значения R_o увеличивались от 0,5 до 1,2 % в Восточном Предкавказье и от 0,8 до 1,2 % в Бузулукской впадине. Как видно из рис. 1 и рис. 2 , значения П/н-С₁₇ при созревании уменьшаются от 0,7-0,8 до 0,1, а Ф/н-С₁₈ -от 0,9 до 0,05-0,10. Эти два соотношения можно отнести к первой группе критериев, рассмотренных выше.

Каждый критерий в отдельности не является абсолютно информативным, но в совокупности они представляют собой внушительную базу для оценки степени созревания нафтидов и прогноза нефтеносности в процессе поисково-разведочных работ.

The article analyses and summarizes a bulk of foreign and Russian geochemical data concerning criteria of thermal maturity of organic matter, oils and condensates including hydrocarbon and nonhydrocarbon parameters of organic matter and naphthydes. A number of criteria were successfully tested on Mesozoic deposits of east Cis-Caucasus and Paleozoic deposits of Volga-Urals area.

Таблица

Критерии зрелости ОВ и нефтей

Примечание.

н-C₇ - н-гептан; ЦГ - циклогексан; МЦГ - метилциклогексан; 2МГ - 2-метилгексан; ЗМГ - 3-метилгексан; 1,3-ДМЦП- 1,3-диметилциклопентан; 1,2-ДМЦП- 1,2-диметилциклопентан; S ДМЦП - S диметилциклопентанов; Тол - толуол; Т_s - 18a(Н)-22,29,30-трисноргопан; Т_m - 17a(Н)-22,29,30-трисноргопан; ТА - триароматический стеран; МА - моноароматический стеран; 2МР - 2-метилфенантрен; ЗМР - 3-метилфенантрен; Р - фенантрен; 1МР - 1-метилфенантрен; 9МР - 9-метилфенантрен; А - антрацен; 1МА - 1-метилантрацен; 2МА -2-метилантрацен; ЗМА - 3-метилантрацен; 9МА - 9-метилантрацен; С - хризен; 1МС - 1-метилхризен; 2МС - 2-метилхризен; ЗМС - 3-метилхризен; 4МС - 4-метилхризен; 5МС - 5-метилхризен; 6МС - 6-метилхризен; 1MN- 1-метилнафталин; 2MN- 2-мети л нафталин; 1EN- 1-этил нафталин; 2EN- 2-этилнафталин; 1,5 DMN- 1,5-диметилнафталин; 2,6DMN - 2,6-диметилнафталин; 1.3.5TMN- 1,3,5-триметилнафталин; 1.3,6TMN- 1,3,6-триметилнафталин; 1.3.7TMN- 1,3,7-триметилнафталин; 1.4.6TMN- 1,4,6-триметилнафталин; 2.3.6TMN-2,3,6-триметилнафталин; 1,2,4.6,7PMN- 1,2,4,6,7-пентаметилнафталин; 1,2,3,5,6PMN- 1,2,3,5,6-пентаметилнафталин; 1MD - 1-метилдиамантан; 3MD - 3-метилдиамантан; 4MD - 4-метилдиамантан; Т - бикадинан, транс, транс, транс, Т₁ и R - соединения по структуре близкие к бикадинану; D₂ - диароматический секобикадинан С₂₇; D₆ - диароматический секобикадинан С₃₀; DT₁ - диароматический трикадинан С₄₂; DT₃ - изомер диароматического трикадинана С₄₂; DT₂ - диароматический трикадинан С₄₅; I - изокадален; С - кадален; БТ - бензотиофен; ДБТ - дибензотиофен; 1МДБТ - 1-метилдибензотиофен; 4МДБТ - 4-метилдибензотиофен; 1,4ДМДБТ - 1,4-диметилдибензотиофен; 4,6ДМДБТ - 4,6-диме-тилдибензотиофен.

Рис. 1 УГЛЕВОДОРОДНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ НЕФТЕЙ ВОСТОЧНОГО ПРЕДКАВКАЗЬЯ

1 - триас, 2 - юра, 3 - нижний мел, 4 - верхний мел 5 - палеоген

Рис. 2. ОТНОШЕНИЯ П/н-С₁₇ И Ф/н-С₁₈ КАК ПОКАЗАТЕЛИ ЗРЕЛОСТИ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ БУЗУЛУКСКОЙ ВПАДИНЫ

1 - C1v-t. 2 - D₃ ; 3 - D₂zv, 4 - D₂ef, зоны зрелости нефтей: I - аномально высокой, II - высокой, III - умеренной, IV - слабой