Геохимия, 2023, T. 68, № 2, стр. 115-138

Нефтегазоматеринские породы

Нефтегазоматеринские свойства пород и их катагенез в пределах региона широко изменяются, но при этом сохраняется ряд общих закономерностей (Лопатин, Емец, 1999а; Ларичев и др., 2003; Филипцов и др., 2006; Родченко, 2016; Афанасенков и др., 2018, 2019; Фурсенко и др., 2021). Породы нижней юры наименее обогащены органическим веществом, и оно наиболее термически преобразовано. На большей части территории оно уже находится за пределами фазы генерации нефти и способно генерировать лишь незначительное количество “сухого” газа (Фомин, 2011; Богоявленский, Полякова, 2012). Катагенез по шкале отражательной способности витринита (Ro) соответствует значениям, превышающим 1.5–2% (Фомин, 2011), поэтому значения остаточного генерационного потенциала органического вещества (HI) менее 100 мг УВ/г С_орг, а в самых нижних горизонтах менее 10 мг УВ/г С_орг (Лопатин, Емец, 1999б).

Породы средней юры содержат значительно больше органического вещества, но в нем велика доля углей и углистых аргиллитов. В тоже время встречаются прослои аргиллитов, содержащие органическое вещество смешанного генезиса. Основная часть этих пород находится в конце главной фазы нефтеобразования – начале главной фазы газообразования. Несмотря на то, что они в значительной мере реализовали свой генерационный потенциал, значения остаточного HI достигают 300 мг УВ/г С_орг. Следует помнить, что в составе генерируемых углеводородов органического вещества такого типа преобладает газовая составляющая. Наилучшими генерационными характеристиками на изучаемой территории, как и в целом Западной Сибири, обладают породы баженовского горизонта. Содержание С_орг в них обычно 2–6%, а в некоторых районах достигает 10% и более (Конторович и др., 2018; Лопатин, Емец, 1999а). Значения начального HI достигают 500 мг УВ/г С_орг и более в районе Ванкорского месторождения (Гончаров и др., 2009а). На подавляющей части территории органическое вещество находится в фазе активной генерации нефти и лишь на периферии в наиболее приподнятых частях бассейна оно сохранило свой начальный потенциал. Предполагается, что в наиболее погруженных частях оно вступило в главную фазу газообразования (Фомин, 2011).

Содержание С_орг в породах нижнего мела (ахская, танопчинская свиты) находится на уровне 1–2%, а в углистых аргиллитах достигает 15%. Генерационный потенциал органического вещества аргиллитов, как правило, не высокий (HI = = 70–250 мг УВ/г С_орг), а в углистых аргиллитах и углях он достигает значений 350–450 мг УВ/г С_орг.

Многочисленными исследованиями было показано, что на подавляющей части территории органическое вещество меловых отложений не вступило в активную фазу генерации жидких и газообразных углеводородов. Только в наиболее погруженных частях оно достигло необходимой зрелости, достаточной для начала генерации жидких углеводородов. Нами были выполнены детальные геохимические исследования керна, шлама и экстрактов из пород параметрической скважины Гыданская-130, вскрывшей весь мезозойский комплекс (рис. 3). Рассчитанные значения отражательной способности витринита (Rc) в породах нижнего мела находятся на уровне 0.55–0.60%, Т_max по результатам Rock-Eval пиролиза равен 430–435°С. В то же время, в нижней юре (зимний и левинский горизонты) Т_max превышает 500°С, а Rc более 1.8%. На этом же рис. 3 видно, что апт–альбские и средне- и верхнеюрские отложения содержат значительные количества С_орг, а текущий генерационный потенциал органического вещества составляет больше 400 мг УВ/г С_орг. Комплекс молекулярных и пиролитических параметров катагенеза указывает на то, что органическое вещество юрских отложений находится в фазе активной генерации углеводородов. Содержание органического вещества в отложениях мела и нижне-среднеюрского комплекса, представленного углями и углистыми сланцами, значительно выше, чем в породах баженовского горизонта. При этом суммарная мощность высоко обогащенных органическим веществом углистых пород также существенно выше. В подошве шараповского горизонта значения Т_max достигают 500°С, а HI меньше 80 мг УВ/г С_орг. Такое органическое вещество способно генерировать только “сухой” газ.

Рис. 3.

Изменение некоторых геохимических параметров по разрезу скважины. Гыданская-130 (на диаграмме С_орг приведены образцы со значениями менее 20%; Метилфенантреновый индекс-1 или MPI-1 = 1.5 × (2-MP + 3-MP)/((P × 0.69) + 1-MP + 9-MP), где MP – изомеры метилфенантрена, P – фенантрен; Rc – величина отражательной способности витринита, рассчитанная по формуле Rc = 0.018 × T_max – 7.16 (Jarvie et al., 2001).

Нефти и конденсаты (жидкая составляющая флюидов)

Состав пластового флюида зависит от множества факторов: генетика органического вещества, катагенез, миграция, биодеградация, ретро процессы и др. В табл. 1 приведен перечень месторождений, с которых были проанализированы жидкие пробы. Он включает в себя залежи в коллекторах от нижней юры до верхнего мела. Их состав и свойства широко изменяется, что неоднократно отмечалось в литературе (Стасова и др., 1981; Фурсенко и др., 2021). Достаточно сказать, что их плотность находится в диапазоне от 0.750 до 0.960 г/см³. В таблице в качестве основных молекулярных параметров нефти приведено отношение изопреноидных углеводородов пристана и фитана (П/Ф) и соотношение суммы их содержания с н-алканами С₁₇ и С₁₈ (изопреноидный коэффициент: Ki = (П + Ф)/(н-С₁₇ + н-С₁₈). Отношение П/Ф является общепризнанным и легко определяемым фациально-генетическим параметром нефти и конденсата. Принципиально важно, что эта генетическая метка, унаследованная нефтью от органического вещества нефтегазоматеринской проды, не изменяется в ходе катагенеза и миграции, но может изменяться при биодеградации и фазовых переходах. Для того, чтобы учесть фазовые переходы достаточно сделать поправку (Гончаров, Лебедева, 1985), которая учитывает конденсатное распределение изучаемой пробы (в случае если это конденсат). Параметр П/Ф отражает окислительно-восстановительные условия захоронения исходного органического вещества в бассейне осадконакопления. В период максимальной волжско-валанжинской трансгрессии в центральной части Западной Сибири в условиях сероводородного заражения придонных вод в резко восстановительной обстановке формировались осадки баженовского горизонта, давшие начало всем месторождениям-гигантам Широтного Приобья. Величина П/Ф для этих нефтей изменяется в диапазоне 0.6–1.2. По мере удаления от центра к периферии бассейна уменьшалась глубина бассейна и увеличивалась вероятность окисления биомассы в процессе осадконакопления, что нашло отражение в повышенных значениях отношения П/Ф в экстрактах из пород баженовского горизонта (Гончаров, 1987) (баженовская, гольчихинская, яновстанская свиты) и генерированных ими нефтях. На территории Ямальского, Гыдананского, Таймырского полуостровов и остальной территории ЯНАО значение П/Ф в нефтях и экстрактах из нефтематеринских пород баженовского горизонта изменяется в широком диапазоне от 1.3 до 2.1. Нефти, генерированные этими породами были отнесены нами к баженовскому типу по аналогии с юго-востоком Западной Сибири (Гончаров и др., 2003, 2012). Из табл. 1 следует, что основная часть таких нефтей сконцентрирована в меловых ловушках и значительно меньше их находится в ниже залегающих коллекторах верхней юры (пласт Ю₁ Харампурское, Восточно-Уренгойское).

Антиподом нефтей баженовского типа являются нефти, генерированные органическим веществом добаженовских отложений нижней и средней юры, названные нами тогурским типом (Гончаров и др., 2003, 2012). Они были генерированы органическим веществом, сформировавшемся в основном из неморских биопродуцентов, захоронявшихся в достаточно окислительных условиях озерно-болотных и прибрежно-морских фаций. Как следствие этого, экстракты из этих пород и генетически связанные с ними нефти, имеют самые высокие значения П/Ф (3–5 и более), что позволяет их легко и надежно отличать от баженовских нефтей. Залежи нефтей тогурского типа практически отсутствуют в районе Широтного Приобья. Значительная часть их сосредоточена на юго-востоке Западной Сибири. Там они образуют залежи главным образом в коллекторах средней и верхней юры, а при наличии благоприятных условий и в меловых породах (Фестивальное, Южно-Мыльджинское месторождения) (Гончаров и др., 2012). Участие флюидов этого генетического типа в формировании нефтегазоносности севера Западной Сибири неоднократно отмечалось (Воробьева и др., 1992; Скоробогатов и др., 2003, 2006; Соболева и др., 2019; Гончаров и др., 2022; Chakhmakhchev et al., 1994; Katz et al., 2003; Liu et al., 2016; Fursenko, Kim, 2019; Leushina et al., 2021).

Другой важный параметр Ki (табл. 1) отражает катагенез, т.е. этапность (последовательность) разрушения органического вещества в процессе генерации нефти. Первые порции нефти (экстракты из нефтематеринской породы), генерированной органическим веществом имеют Ki больше 1.0. В ходе дальнейшей термической эволюции органического вещества значение Ki будет постоянно уменьшаться до 0.2 и менее (Гончаров и др., 2004). В отличие от параметра П/Ф, величина Ki очень сильно зависит от процесса биодеградации, т.е. микробиального окисления нефти в залежи. Этот параметр является одним из наиболее чутких критериев степени подверженности флюида биохимической деградации в залежи (Гончаров, 1987). Однако биодеградация в пласте возможна только при температуре ниже 70°С и хороших коллекторских свойствах пласта. Последнее обстоятельство не менее важно, чем пластовая температура. В пределах залежи степень биодеградации определяется прежде всего его коллекторскими свойствами. Это было нами продемонстрировано на примере пласта Нх_3–4 Ванкора (Oblasov et al., 2018), где этот параметр использовался в модифицированном виде. Аналогичная картина прослеживается и на ряде других залежей. Например, в пласте ПК₁₉ Берегового месторождения величина Ki изменяется от 0.38 до 10 и более. Поэтому, если в табл. 1 значение Ki больше 0.8, то с большой вероятностью можно говорить о биодеградации нефти; такие пробы для генетических построений используются с осторожностью. Однозначно к нефтям (конденсатам) тогурского типа в таблице 1 следует отнести пробы, где значение П/Ф больше 3.0, а Ki меньше 0.4.

На рис. 4 приведена серия зависимостей, иллюстрирующая взаимосвязь молекулярных и изотопных параметров углеводородного состава исследованных проб. Их анализ позволяет получить важную информацию о генезисе флюидов, приведенных в табл. 1. Наблюдается отчетливый тренд уменьшения Ki по мере роста величины П/Ф (рис. 4а). При этом в левом верхнем углу располагаются нефти из пород баженовского горизонта, органическое вещество которых захоронялось в более восстановительных условиях (низкие значения П/Ф) и низкий катагенез (более высокие значения Ki), а в нижнем правом, нефти из добаженовских отложений, для которых характерны более окислительные условия (высокие значения П/Ф) и более высокий катагенез (низкие значения Ki). Это дает основание предполагать, что наблюдаемая закономерность обусловлена существованием на исследуемой территории залежей нефтей чисто баженовского и тогурского типов, а также их смесей. На рис. 4а обращает внимание широкий разброс значений параметра Ki при значениях П/Ф в интервале 1.5–2.0. Это обусловлено большими вариациями катагенеза пород баженовской свиты, генерировавшими флюиды. При этом на рис. 4а выделяются из общего тренда своими низкими значениями Ki пробы Бованенковского месторождения. Такие величины больше характерны для проб добаженовских флюидов (табл. 1). Однако низкое значение П/Ф (меньше 2) и легкий δ¹³C указывают на достаточно восстановительные условия осадконакопления органического вещества, что не характерно для пород этого возраста. Пробы нефтей с такими значениями (0.32–0.40), генетически связанными с породами баженовской свиты, нами встречены только на месторождениях “Большого Салыма” (Лемпинская площадь, пластовая температура 138°C). Катагенез пород баженовской свиты в районе Бованенковского месторождения существенно ниже, чем на Салымском (Фомин, 2011), однако на севере от месторождения расположена Южно-Карская мегавпадина, где прогнозируется самый высокий катагенез (АК₁) верхнеюрских пород. Вероятно, именно они стали основным источником генерации флюидов этого месторождения. Возможность такой дальней миграции (150–200 км) была нами продемонстрирована на примере формирования месторождений юга Тюменской области (Goncharov et al., 2021).

Рис. 4.

Взаимосвязь молекулярного и изотопного состава углерода для изученных проб нефтей и конденсатов.

На рис. 4б показана связь между параметром П/Ф и отношением между стеранами состава С₂₉ и С₂₇. Известно, что в нефтях, образованных из морского органического вещества, значение для стеранов St-С₂₉/С₂₇ около единицы, а из неморского органического вещества, в зависимости от вида биопродуцентов, эта величина может быть 2–3 и более. С ростом П/Ф, т.е. увеличением в залежи доли нефти, генерированной неморским органическим веществом добаженовских отложений, в ней наблюдается увеличение St-С₂₉/С₂₇. Большой разброс величины St-С₂₉/С₂₇ (до 5 и более) после значений П/Ф выше 2.5, вероятно, отражает нестабильность фаций озерно-болотных и прибрежно-морских обстановок осадконакопления с разной долей участия высшей (наземной растительности) и низшей (водоросли, фитопланктон).

Принадлежность исследованных нефтей к двум разным нефтематеринским породам кроме молекулярных параметров также хорошо прослеживается на уровне их изотопного состава углерода. Известно (Кодина, Галимов, 1984; Гончаров 1987), что органическое вещество, накопление которого проходило в окислительных условиях, обогащено тяжелым изотопом углерода, а органическое вещество восстановительных обстановок и, соответственно, генерированная им нефть содержат больше легких изотопов. Можно уверенно говорить, что, если значение δ¹³C неразделенного флюида в табл. 1 находится в интервале от –27.5 до –26‰, то его источником было органическое вещество добаженовских отложений, и наоборот, если значение δ¹³C равно –32…–30‰, то он был генерирован органическим веществом баженовского горизонта. Эта закономерность – взаимосвязь П/Ф, который отражает степень аэробного окисления органического вещества на стадии седименто- и диагенеза, с δ¹³C флюида достаточно хорошо прослеживается (рис. 4в). Более окисленное органическое вещество озерно-болотных и прибрежно-морских фаций добаженовских отложений генерировало нефти и конденсаты, обогащенные органическим углеродом ¹³C. Поскольку эти флюиды генерированы более зрелым органическим веществом, то вполне логичной выглядит связь между δ¹³C и MPI-1 (рис. 4г), являющимся одним из наиболее часто используемых критериев катагенеза. Высокое отношение П/Ф генетически связано с органическим веществом более зрелых добаженовских пород, генерирующих флюид, с высоким значением параметра MPI-1. Было показано (Goncharov et al., 2015), что параметр MPI-1 слабо реагирует на изменение термической зрелости органического вещества баженовской свиты. Даже в нефтях Салыма, где пластовая температура достигает 138°С, и органическое вещество исчерпало свой генерационный потенциал на 90%, его значение не превышает 1.0. С другой стороны, этот параметр является надежным критерием оценки зрелости неморского органического вещества (Radke, 1988). Об этом убедительно свидетельствует его прекрасная корреляция с отражательной способностью витринита и пиролитическим параметром T_max в разрезе скважины Гыданская-130 (рис. 3). На этом рисунке также отчетливо видно увеличение значений МРI-1 в ачимовских коллекторах, что указывает на присутствие добаженовских углеводородов в составе насыщающих их флюидов. Эта же закономерность (увеличение значений МРI-1 в ачимовских отложениях) также прослеживается и в залежах Уренгойского месторождения (рис. 5). Примечательно, что в экстрактах из коллекторов средней юры оно устойчиво выше, чем в экстрактах из углистых аргиллитов с этой же глубины. Этот факт указывает на то, что флюиды в коллекторах не сингенетичны вмещающим отложения, а были генерированы более зрелым органическим веществом нижележащих пород. Если предположить близость теплового потока в районе Уренгойского месторождения и Гыданской-130, то по значению MPI-1 можно ориентировочно оценить глубину и возраст генерирующих их отложений.

Рис. 5.

Изменение молекулярного параметра MPI-1 с глубиной в нефтях и экстрактах из пород в одной из скважин Уренгойского месторождения.

Зависимость молекулярного и изотопного состава флюидов прослеживается, как в целом по региону, так и в разных залежах одного месторождения, а часто и в пределах одного пласта. Ярким примером являются ачимовские отложения месторождений, расположенных в восточной части Большого Уренгоя: Восточно-Уренгойский и Ново-Уренгойский лицензионные участки, Самбургское месторождение и др. (табл. 1, рис. 6). На рисунке 6 видно, что δ¹³C суммарной (углеводороды, смолы, асфальтены) жидкой составляющей флюидов ачимовских отложений изменяется достаточно широко (разброс значений составляет более 4‰). Эти изменения находятся в пределах δ¹³C проб флюидов, полученных из добаженовских отложений (правая крайняя кривая на рис. 6) и собственно баженовской свиты (левая крайняя кривая). Поскольку δ¹³C является аддитивной величиной (в отличие от молекулярных параметров), то используя его, можно легко оценить вклад баженовского и добаженовского флюида при формировании той или иной залежи. В целом в восточной части Уренгойского месторождения (Ново-Уренгойский и Восточно-Уренгойский лицензионные участки) при переходе с севера на юг наблюдается увеличение доли добаженовского флюида (Рейтблат и др., 2021).

Рис. 6.

Изотопный состав углерода (δ¹³С) нефтей, конденсатов месторождений Большого Уренгоя и выделенных из них фракций (НасУВ – насыщенные углеводороды, АрУВ – ароматические углеводороды, См – смолы, Асф – асфальтены).

На исследуемой территории часто пробы, отобранные из разных скважин, относят к одному и тому же пласту и считают единым объектом разработки. Однако результаты изучения их молекулярного и изотопного состава показывают, что это не всегда так. Хорошим примером является пласт ПК₁₉ Берегового месторождения. На месторождении в одной из разведочных скважин из среднеюрских пород (пласт Ю₂) были получены пробы нефти с δ¹³C = –26.6‰, а из нижнемеловых пород (пласт Ач₁) получена нефть с δ¹³C = –32.3‰ (табл. 1). Значения δ¹³C этих проб является типичным для флюидов, генерированных органическим веществом добаженовских отложений и органическим веществом пород баженовского горизонта, соответственно. δ¹³C проб, отобранных из 20 эксплуатационных скважин пласта ПК₁₉, изменяется от –27.8 до –31.5‰. Это означает, что пробы из разных скважин нельзя относить к одному объекту разработки. На самом деле эта залежь может быть не единой, а быть системой изолированных зон (линз) гидродинамически не связанных друг с другом. Примечательно, что иногда пробы из скважин, находящихся на расстоянии 500 м друг от друга, могут по δ¹³C отличаться на 2‰ и более.

Приведенные закономерности изменения молекулярного и изотопного состава углеводородов средних (пристан и фитан) и высококипящих (стераны, гопаны) фракций прослеживаются также и на уровне углеводородов низкокипящих фракций и газов. Некоторые из них приведены на (рис. 7). Было показано (Гончаров, 1987), что для бензиновых фракций нефтей с высоким отношением П/Ф характерно повышенное содержание ароматических и нафтеновых углеводородов относительно алканов, а также соединений с геминально замещенными атомами углерода, как в алканах, так и нафтенах. На рис. 7 видно, что параллельно с утяжелением δ¹³C нефти в ней растет доля ароматических (рис. 7а) углеводородов относительно алканов и происходит утяжеление δ¹³C изо-бутана (рис. 7б), увеличивается отношение изо-пентана к н-пентану (рис. 7в). Также с уменьшением Ki увеличивается отношение метилциклогексана к н-гептану (рис. 7г), т.е. увеличивается количество нафтеновых углеводородов относительно алканов.

Рис. 7.

Взаимосвязь молекулярного и изотопного состава газов, изотопного состава нефтей и конденсатов и молекулярного состава бензиновой фракции (мЦГ/н-С₇ – отношение содержания метилциклогексана к н-гептану).

Таким образом, наблюдаемые закономерности в изменении молекулярного и изотопного состава жидких углеводородов и их взаимосвязь с составом газа, указывают на то, что пластовая система в меловых залежах формируется в результате заполнения ловушки либо продуктами генерации органическим веществом неморских отложений нижней и средней юры или органическим веществом баженовского горизонта. Многие залежи представляют собой их смеси. Используя информацию по их молекулярному и изотопному составу, можно определить вклад каждого источника. Например, из табл. 1 следует, что большинство проб газонефтяных и газоконденсатных апт-альб-сеноманских залежей имеют облегченный δ¹³C нефтей и конденсатов (менее –30‰), что указывает на доминирующий вклад в формирование их жидкой составляющей продуктов генерации органическим веществом баженовского горизонта.

Газы

В отличие от жидких углеводородов в составе газов значительно меньше параметров, проливающих свет на их генезис. Одним из самых распространенных является соотношение гомологов нормального и изо-строения для С₄ и С₅. Общеизвестно (Зорькин и др., 1984б; Гончаров и др., 2012), что газы, ассоциированные с углями и неморским органическим веществом, всегда обогащены разветвленными изомерами. Однако отсутствие углеводородов состава С₄ и С₅ в составе сухих газов, а также высокая зависимость отношения гомологов изо- и нормального строения от степени биохимической деградации в залежи, существенно ограничивает возможность их использования. Было показано (Goncharov et al., 2015), что часто в залежах cевера, как в свободном, так и в растворенном газе, преобладают гомологи изо-строения. Также хорошо известен факт утяжеления δ¹³C метана газов севера Западной Сибири с глубиной (Ермаков и др., 1970; Васильев и др., 1970; Нестеров и др., 1981; Прасолов, 1990). Было отмечено (Гончаров и др., 2005), что и гомологи метана нефтей, генерированных неморским, окисленным органическим веществом, также имеют утяжеленный изотопный состав углерода по сравнению с морским. Поэтому молекулярно-изотопный состав газов является основным инструментом по выявлению их генезиса. В прошлом веке были разработаны и успешно используются при решении практических задач различные типы генетических диаграмм (Bernard et al., 1976; Whiticar, 1999). Большой массив данных, накопленных и полученных за последние годы, позволил выделить на генетических диаграммах дополнительные поля, которые дают возможность проводить более детальную дифференциацию, подразделяя микробиальные газы на первичный и вторичный микробиальный (газ образующийся при биодеградации) газы, а термогенный на газ ранней генерации (газ образующийся на стадиях позднего диагенеза-раннего катагенеза), газ ассоциированный с нефтью и газ поздних стадий генерации (Milkov, Etiope, 2018).

Исследованию газов севера Западной Сибири посвящено достаточно много работ, в том числе и с использованием изотопной масс-спектрометрии (Прасолов, 1990; Немченко и др., 1999; Гончаров и др., 1983; Milkov, 2010). Однако, как правило, большинство результатов ограничены лишь значениями δ¹³C для метана и иногда для его высших гомологов. Полученные результаты дают уникальную информацию и являются ключом для установления их природы. Ранее было показано (Chung, 1988), что углеводороды С₁–С₅, генерированные одним и тем же органическим веществом, должны образовывать сублинейную форму кривой в координатах δ¹³С – 1/n (где n – число атомов углерода в молекуле) на диаграмме, названной автором “диаграмма природного газа” (natural gas plot). Многие из изученных газов залежей углеводородов севера Западной Сибири, вне зависимости от их фазового состояния, этому правилу не подчиняется, что может указывать на их полигенность. Однако велико число проб, для которых распределение близко к правилу Чанга, т.е. имеет сублинейную форму (рис. 8а). На основе характера расположения линий на графике δ¹³С – 1/n и величины значений компонентов газов в регионе выделяются четыре типа газа.

Рис. 8.

Изотопный состав углерода компонентов газов; а) на диаграмме природного газа по Чангу; б) на диаграмме Бернарда–Милькова.

Первый из них приурочен в основном к меловым (от неокома до сеномана) залежам нефти с газовыми шапками (Байкаловское, Береговое, Бованенковское, Ванкорское, Восточно-Мессояхское, Лодочное, Русское, Тагульское, Салмановское, Северо-Комсомольское, Северо-Русское, Пеляткинское и др.), где при пластовых температурах ниже 70°С флюид подвергся сильному микробиальному воздействию. При этом происходит избирательное усвоение микроорганизмами молекул нормального строения (особенно пропана) и обогащенных легким изотопом углерода (Гончаров и др., 1983; Goncharov et al., 2013; Goncharov, Oblasov, 2015; Veklich et al., 2021), в результате чего наблюдается увеличение отношения гомологов изо- и н- строения и утяжеление изотопного состава углерода пропана и н-бутана вплоть до положительных значений (+5…+7‰). По своей генетике эти газы могут быть связаны, как с органическим веществом баженовского горизонта, так и с более древними отложениями. Залежи с таким составом газа связаны с биодеградированными нефтями либо конденсата. Их легко отличить в табл. 1 по величине Ki (0.8 и выше) либо утяжеленному составу пропана в табл. 2. На хроматограммах нефтей, конденсатов или экстрактах из коллектора таких залежей обычно отсутствуют н-алканы.

Вторую, достаточно обширную группу, образуют газы, которые были генерированы нефтегазоматеринскими породами, органическое вещество которых формировалось преимущественно в озерно-болотных фациях нижней и средней юры. На это указывают высокие отношения изо-/н- для углеводородов С₄ и С₅ и тяжелый δ¹³С компонентов С₂–С₅. По сравнению с газами месторождений Широтного Приобья и юго-востока Западной Сибири для газов севера Западной Сибири отмечается более изотопно-тяжелый состав углерода метана, что может указывать на неморской тип органического вещества и его более высокий катагенез. Газы с таким изотопным составом формируют залежи в нижней и средней юре и вместе с газами других генетических типов образуют газовую составляющую залежей всего мелового разреза от неокома до сеномана.

Третий тип формируется за счет генерации органическим веществом баженовского горизонта. Пробы генетически самого чистого газа этого типа можно получить непосредственно из “тела” пород баженовского горизонта при его испытании или из туб с керном. В сравнение со вторым (неморским) типом, эти газы имеют более отрицательные значения δ¹³C и на рис. 8а линии этих газов расположились в нижней части диаграммы. Также близкий к ним состав имеют газы залежей, расположенных непосредственно над баженовским горизонтом (ачимовские отложения) и под ним (пласт Ю₁). Залежи с таким изотопным составом нехарактерны для этого региона. Они, как правило, ассоциированы с залежами нефти (растворенный в нефти газ), которые были генерированы морским органическим веществом баженовского горизонта. Такие залежи легко выделяются из общего массива (табл. 1 и 2) по низким значениям П/Ф (меньше 2.2), пониженным значениям δ¹³C = –32…–31‰ нефтей и пониженными значениями δ¹³C = –40…–33‰ газовых компонентов C₃–C₅.

Однако диаграмма газа Чанга не дает возможности провести генетическую корреляцию между “сухими” газами гигантских залежей сеномана и генерировавшим их органическим веществом. Это обусловлено крайне низким содержанием в нем гомологов метана. Получить ответ позволяет диаграмма Бернарда–Милкова (рис. 8б) (Milkov, Etiope, 2018). Из нее следует, что “сухие” и с наименьшими значениями δ¹³C метана (от –50 до ‒60‰) относятся к первичным микробиальным газам ранней генерации, образующимся в результате ферментации ацетата при трансформации органического вещества. Происхождение таких газов может быть связано с термически незрелыми углями мелового возраста, как ранее неоднократно предполагалось многими исследователями на многих месторождениях Западной Сибири (Строганов, 1998; Строганов, Скоробогатов, 2004; Немченко, Ровенская, 1968; Васильев и др., 1970; Milkov, 2010) и в настоящее время в свете вновь полученных данных эти предположения получили еще одно подтверждение.

В целом механизм формирования изотопного состава углерода газовой составляющей в породах севера Западной Сибири хорошо виден на примере скважины “А”, вскрывшей разрез от доюрских пород до турона (рис. 9). При этом δ¹³C метана изменяется в очень широком интервале (от –51 до –32‰). Нижний интервал разреза скважины (интервал 1) характеризуется самым высокими значениями δ¹³C (от –32 до –33‰) и достаточно высокой газонасыщенностью. Этот газ мог быть генерирован, как термически зрелым органическим веществом нижней юры, так и доюрскими породами. Выше по разрезу (интервал 2) с ухудшением коллекторских свойств падает газонасщенность и облегчается изотопный состав углерода метана за счет разбавления изотопно-тяжелого газа нижележащих отложений сингенетичным газом, продуцируемым менее зрелым органическим веществом вмещающих пород. Самый изотопно легкий газ приурочен к интервалу 3 с самыми низкими газопоказаниями. Вероятно, здесь он представлен преимущественно сингенетичным метаном, генерированным рассеянным органическим веществом вмещающих пород. В следующем интервале 4 по мере улучшения коллекторских свойств растет газонасыщеность и происходит увеличение значений δ¹³C метана. В этом интервале был получен приток газа, а в керне отчетливо прослеживается присутствие тяжелой биодеградированной нефти. Вероятно, такое утяжеление изотопного состава углерода является результатом вклада вторичного микробиального метана, образовавшегося в результате жизнедеятельности бактерий метаногенов. Процесс метаногенеза всегда протекает параллельно биодеградации нефти в залежи и приводит к формированию газовой шапки сухого газа, δ¹³C метана которого находится в интервале от –50 до –40‰. Это явление прослеживается на месторождениях многих регионов в залежах с хорошими коллекторами, где пластовая температура ниже 70°С и отсутствует высокая минерализация пластовых вод (Oblasov et al., 2018). Следующий интервал 5 снова характеризуется плохими коллекторскими свойствами, низкой газонасыщенностью и пониженными значениями δ¹³C метана и со значительной долей сингенетичного метана, как в интервале 3. В интервале 6 имеется хороший коллектор, откуда получен приток газа. Условия формирования изотопного состава углерода метана аналогичны интервалу 4.

Рис. 9.

Изменение содержания метана в газе дегазации бурового раствора и изотопного состава углерода метана в разрезе скважины “А”, пробуренной на севере Западной Сибири.

Природа сеноманских газов

Несмотря на достаточно близкий компонентный состав газов сеноманских залежей, где на долю метана приходится более 95%, его изотопный состав углерода широко варьирует. Метан с наиболее низкими значениями δ¹³C характерен для южной части Надым-Пурской нефтегазоносной области (–49…–60‰), а также на Ямбургском (–50.8‰), Арктическом (–53.2‰), а также Уренгойском (до –60‰) месторождениях. Существенное увеличение значений δ¹³C метана наблюдается в газах Тазовского (–41.0‰), Мессояхского (–38.3‰), Нейтинского (–38.3‰) и Пангодинского (–38.4‰) месторождений (Прасолов, 1990).

Большие различия в δ¹³C метана (от –42 до ‒59‰) обнаружены в сеноманских залежах Уренгойского месторождения (Нестеров и др., 1981; Прасолов, 1990; Немченко-Ровенская и др., 2011). Предложены разные механизмы такой дифференциации: хроматографический эффект при миграции (Гаврилов и др., 1972; Соболева и др., 2019), изменение пластового давления (Зорькин и др., 1984) и др. По нашему мнению, наблюдаемые различия обусловлены прежде всего генетическими особенностями продуцировавшего их органического вещества. Совершенно очевидно, что изотопный состав углерода метана, равный ‒38…–40‰, может иметь только газ, генерированный термически сильно преобразованным органическим веществом добаженовских отложений, которые в погруженных частях бассейна в настоящее время достигли катагенеза, соответствующего главной фазе газообразования (стадия “жирного” и стадия “сухого” газа в скважинах Тюменская СГ-6, Ен-Яхинская СГ-7, Гыданская-130). В газонефтяных залежах и конденсатно-газовых (Байкаловское, Береговое, Бованенковское, Ванкорское, Восточно-Мессояхское, Лодочное, Русское, Тагульское, Салмановское, Северо-Комсомольское, Северо-Русское, Пеляткинское и др.) метан газовой шапки представлен в основном вторичным микробиальным газом (δ¹³C метана = = –40…–50‰), но газ этих залежей не играет существенной роли в общем балансе запасов газа на изучаемой территории. Залежи с δ¹³C метана менее –50‰ были образованы в результате аккумуляции газов ранней генерации (первичный микробиальный газ, рис. 8б) в результате преобразования углистого органического вещества апт-альб-сеноманского комплекса.