3.2. Генетические классификации

На основе представлений о составе нефти как функции ее превращения Добрянский А.Ф. [9] предложил классификацию нефтей, в которой содержание отдельных классов углеводородов и некоторые физические и химические свойства нефтей связаны в один последовательный ряд изменений. Характеристика отдельных классов нефтей в этой классификации понимается, как и в других попытках такого рода, как некоторый идеальный случай, отклонения от которого возможны и вероятны.

С переходом от низших классов нефтей к высшим плотность (0,95→0,80), вязкость, содержание смолистых веществ (35–60→1–5), кислот, азотистых оснований (3 %→0,2 %) падает. Точно так же изменяется отношение углерода (86–87 %→85,4) к водороду (11,8→13,8), так что в нефтях первого класса на одну весовую часть углерода приходится 1,65 ч. водорода, в нефтях последнего класса уже 1,92, что близко подходит к формуле (СН₂)_n. Общее содержание нафтеновых углеводородов во всех нефтях примерно одно и то же, именно от 50 до 60%. Наиболее резкие колебания показывает содержание метановых углеводородов и ароматических: для первых мы имеем диапазон от 0 до 55%, для вторых от 55 до 5%.

В начале 60-х годов разработаны новые аналитические методы, изменившие представление о составе и строении нефтяных углеводородов, и позволившие уточнить принципы и методы классификации нефтей. В нефтях было обнаружено большое число (свыше 500) реликтовых углеводородов (хемофоссилий).

Было предложено все углеводороды нефти условно разделить на две основные группы: преобразованные углеводороды; реликтовые углеводороды. К реликтовымуглеводородам относятсянормальныеиизопреноидные алканы,циклические изопреноиды– стераны, тритерпаны и пр.

Петров Ал.А.исследовал методами газожидкостнойхроматографииимасс-спектрометрииоколо400нефтей практически всех крупных нефтегазоносных бассейнов бывшего Советского Союза. Все исследованные нефти были отнесены к категориямА иБ (табл.10) [3].

К категории Аотносят нефть в том случае, если на хроматограммах фракции 200–430°С проявляются в аналитических количествах пики н-алканов. На хроматограммах этой фракции нефтей категорииБпики н-алканов отсутствуют. В свою очередь, в зависимости от относительного содержания нормальных и изопреноидных углеводородов в нефтях категорииАи от наличия или отсутствия изопреноидных углеводородов в нефтях категорииБ, нефти каждой категории разделяют на два подтипа:А¹, А², Б¹, Б².

Таблица 10. Групповой состав нефтей различных химических типов (фракц. 200–430 °С)

Тип	Алканы			Цикло- алканы	Арены
	Сумма	Н-строения	Разветвлённые
А^1	15–60 (25–50)	5–25 (8–12)	0,05–6,0 (0,5–3)	15–45 (20–40)	10–70 (20–40)
А^2	10–30 (15–25)	0,5–5 (1–3)	1,0–6,0 (1,5–3)	20–60 (35–55)	15–70 (20–40)
Б^1	4–10 (6–10)	–	–	20–70 (50–65)	25–80 (25–50)
Б^2	5–30 (10–25)	0,5	0,5–6,0 (0,2–3)	20–70 (35–55)	20–80 (20–45)

Цифры в скобках означают преимущественно встречающееся содержание углеводородов

Нефти типа А¹соответствуют нефтям парафинового и нафтено-парафинового основания. Содержание суммы алканов во фракции 200–430°С 15–60 %. Для этого типа характерно высокое содержание н-алканов (5–25 % на исследуемую фракцию). Общее содержание циклоалканов в нефтях типаА¹несколько меньше, чем алканов. Циклоалканы в основном представлены моно- и бициклическими соединениями, причем содержание моноциклоалканов часто равно или больше содержания бицикланов. Нефти этого типа наиболее распространены в природе и встречаются во всех нефтегазоносных бассейнах бывшего Советского Союза в отложениях любого геологического возраста, чаще всего на глубине более 1500 м (Ромашкино, Самотлор).

Нефти типа А²по групповому составу соответствуют нафтено-парафиновым и парафино-нафтеновым. Содержание алканов по сравнению с нефтями типаА¹несколько ниже и достигает значений 25—40 %. Содержание алканов колеблется в пределах 0,5–5 %, а изопреноидов – 1–6 %.

Отличительная черта большинства нефтей типа А²– преобладание разветвленных алканов над нормальными. Общее содержание циклоалканов достигает 60 %.

Среди циклоалканов преобладают моно- и бициклические углеводороды, хотя содержание трицикланов несколько выше, чем в нефтях А¹. К типуА²относятся нефти Южного Каспия (Сураханы, Нефтяные Камни, Дуванный-море), Западной Сибири (Соленинское), Прикаспия (Кошкар, Каламкас, Кара-Тюбе).

Нефти типа Б²соответствуют нефтям парафино-нафтенового и особенно нафтенового оснований. Среди насыщенных углеводородов преобладают циклоалканы (60–75 %), а среди них – моно-, би- и трициклические углеводороды. Алкановые углеводороды (5–30 %) представлены в основном разветвленными структурами. Отличительная черта нефтей типаБ²– отсутствие на хроматограммах пиков монометилзамещенных алканов.

Нефти типа Б²встречаются чаще, чем типаА², и распространены в основном в кайнозойских отложениях на глубинах 1000–1500 м. ТипБ²представлен нефтями Северного Кавказа (Старо-Грозненское, Троицко-Анастасиевское), Грузии (Норио, Мирзаани) и др.

Нефти типа Б¹по групповому составу относятся к нефтям нафтенового или нафтено-ароматического основания. Они содержат мало легких фракций. Характерная черта нефтей этого типа – полное отсутствие нормальных и изопреноидных алканов и малое содержание других разветвленных алканов (4–10 %). Среди циклоалканов наблюдается преобладание бицик-лических углеводородов над моноциклическими. Нефти типаБ¹ чаще распространены в кайнозойских отложениях многих нефтегазоносных бассейнов на глубинах 500–1000 м – нефти Южного Каспия и Севера Западной Сибири – Грязевая Сопка, Сураханы, Балаханы, Русское и др.