Баженовский горизонт (баженовская свита и её стратиграфические аналоги) – нефтематеринская толща, которая распространена на территории Западной Сибири и характеризуется повышенным содержанием органического вещества (ОВ). После генерации часть углеводородных соединений (УВС) мигрирует по разрезу и насыщает резервуары, другая часть остается в поровом пространстве толщи. Проницаемость баженовских отложений низкая (зачастую не превышает 0,1 мД), а пористость до экстракции большинства пород редко достигает 2%. Сложное строение формации, изменчивость ее характеристик по площади вкупе с низкой пористостью и проницаемостью создает дополнительные сложности при прогнозировании перспектив разработки баженовского горизонта (Калмыков, Балушкина, 2017; Ступакова и др., 2015).Исследование на микроуровне процессов формирования, выделения и эволюции УВС может стать ключом к пониманию макропроцессов изменения состава нефти при её миграции из материнской породы в коллектор. Для подобных исследований первостепенной задачей является извлечение УВС из порового пространства пород. Основная и наиболее распространённая методика – экстракция образцов органическими растворителями. Работы по изучению состава УВС, приуроченных к открытым и закрытым порам, проводили многие исследователи (Sajgo et al., 1983; Price, Clayton, 1992; Wilhelms et al.,1996; Костенко, 2014; Mohnhoff et al., 2016; Конторович и др., 2018 и другие). В ряде указанных работ удалось зафиксировать различия в составе УВС в разных частях порового пространства. Эти различия могут свидетельствовать о протекании вторичных процессов, происходивших в породах во время геологической эволюции, запечатывании пор на определенных этапах процессов нефтегенерации, возможных отличиях в скорости преобразования ОВ в разных участках порового пространства. При этом приведенные исследования не характеризуются сходством полученных результатов, что в первую очередь связано с отсутствием единой методики проведения подобных работ.Коллективом специалистов из МГУ имени М.В. Ломоносова была разработана методика ступенчатой экстракции, подробно описанная в статье (Тихонова и др., 2019). На основании анализа получаемых результатов была предложена следующая последовательность растворителей: гексан, хлороформ, смесь спирта и бензола (1:1). Неполярный гексан позволяет извлекать УВС из открытых пор, состав которых близок к составу добываемой нефти. Применение полярного растворителя хлороформа позволяет растворять смолисто-асфальтеновые пробки, высвобождая запечатанные ими УВС. После этого этапа экстракции в породах все еще остаются запечатанные поры более ранней генерации, а блокирующие их смолисто-асфальтеновые соединения растворяются только в более полярном растворителе – спиртобензоле (Тихонова и др., 2021a). Если проводить исследования последовательно с применением всех трёх растворителей сначала на куске породы или цилиндре, а затем повторно применить на том же образце после его измельчения до размеров, менее размера образующих породу частиц, можно получить битумоиды, приуроченные к открытым, закрытым и запечатанным порам. Показано, что состав битумоидов в открытых и закрытых порах образцов баженовского горизонта может отличаться по молекулярному составу, в первую очередь – по уровню термической зрелости (Тихонова и др., 2019).В рамках предыдущих работ (Тихонова и др., 2021a, b) были исследованы составы УВС в центральной части Западной Сибири. Полученные результаты позволили сделать вывод о процессах генерации и аккумуляции флюидов в породах, содержащих кероген морского генезиса, а также оценить возможность их миграции из пласта в зависимости от стадии катагенеза (Тихонова и др., 2021a). Однако на окраинных участках бассейна обстановки осадконакопления отличаются от центральных областей увеличенной долей сноса материала с сухопутных территорий, в результате чего состав керогена мог меняться. В настоящей статье исследовались образцы баженовского горизонта из двух скважин с северных территорий Западной Сибири, характеризующиеся ОВ смешанного и иногда континентального типа. Основная цель данной работы – изучение особенностей молекулярного состава УВС в разных участках порового пространства таких пород, а также оценка влияния процессов миграции на насыщение пород. Последнее связано с тем, что отличия могут определяться не только составом материнского ОВ, но и большей глубиной залегания нефтегазоматеринской толщи, что обеспечит другие температуры и давления в пласте. Изучение внутрипоровых процессов генерации и эволюции УВС – это ключ к пониманию динамики заполнения порового пространства, механизмов смешения и миграции, что может существенно улучшить возможности прогноза распространения резервуаров нефти и газа по результатам анализа геохимических данных.Материалы и методы исследованияИсследованные образцы. В качестве объекта исследования в работе были отобраны 8 образцов из двух скважин Г5 и Г6, которые приурочены к северной части Западно-Сибирского нефтегазового бассейна (рис. 1). Образцы из скважины Г5 относятся к верхней части разреза баженовского горизонта, образцы из скважины Г6 – к нижней, а также к кровле абалакского горизонта (образцы 5Г6 и 11Г6). Литологический состав образцов преимущественно глинистый (табл. 1). Стоит отметить, что для образца из абалакской свиты 11Г6 установлено значительное содержание сидерита (~63 мас.%). По результатам пиролитических исследований ОВ скважины Г5 находится на стадии катагенеза ПК3-МК1, скважины Г6 – МК2 (табл. 2). В отличие от традиционно морского состава керогена баженовской свиты ОВ в данных скважинах характеризуется смешанным (скважина Г5) и преимущественно континентальным (скважина Г6) составом.Рис. 1. Литологические колонки скважин Г5 (а) и Г6 (б) с указанием точек отбора образцов на экстракцию. Примечание: БВУФ – Баженовская высокоуглеродистая формация.Табл. 1. Минерально-компонентный состав исследуемых образцов из скважин Г5 и Г6Табл. 2. Пиролитические характеристики исследуемых образцов из скважин Г5 и Г6 после экстракцииМетодики исследования. Исследуемые образцы были проэкстрагированы согласно упомянутой выше методике ступенчатой экстракции (Тихонова и др., 2019). Экстракцию выполняли гексаном, хлороформом и спиртобензолом (1:1) последовательно сначала на цилиндрических образцах размером 30×30 мм для извлечения УВС из открытых пор, после чего образец дробили, и ступенчатая экстракция проводилась уже на порошке для получения битумоидов из закрытых пор. После окончания экстракции растворитель удалялся путем выпаривания при комнатной температуре до достижения постоянной массы битумоида. Далее битумоиды были разделены на насыщенную, ароматическую, смолистую и асфальтеновую фракции по методике SARA. Для отделения асфальтенов от мальтеновой фракции добавляли н-гексан 99,5% в массовом соотношении растворителя к битумоиду 40:1. Нерастворимая в гексане фракция относится к асфальтенам. Растворённую часть переносили в стеклянные колонки, заполненные силикагелем марки КСКГ с размером зёрен 0,04–0,1 мм (70–230 mesh ASTM). Насыщенную, ароматическую фракции и смолы выделяли элюированием гексаном, толуолом и спиртобензолом соответственно.Молекулярный состав основных ациклических и циклических соединений насыщенной и ароматической фракций определяли методом хромато-масс-спектрометрии (ХМС). Анализ выполняли на газовом хроматографе Agilent 8890, соединенным c масс-селективным детектором 5977В с высокоэффективным источником ионизации Inert plus. Газ-носитель ‒ гелий; расход газа-носителя через колонку – 1 cм3/мин, объем вводимой пробы – 1 мм3. Температура испарителя – 290 °С, температура интерфейса – 300 °С. Регистрация хроматограмм проводится в режиме сканирования по полному ионному току в диапазоне m/z 35÷600, время регистрации диапазона m/z – 0,2 с (положительно заряженные ионы), температура ионного источника – 230 °С, энергия ионизирующих электронов – 70 эВ. Капиллярная колонка 60 м × 0,25 мкм × 0,25 мкм (HP-5ms).Условия анализа: начальная температура 60°С в течение 2 минут, затем нагрев со скоростью 15 °С/мин, далее со скоростью 3 °С/мин до 310 °С, конечная температура выдерживается 40 минут. Общее время анализа 104 минуты. Искомые соединения идентифицируются в масс-фрагментограммах m/z 57 (алканы и ациклические изопреноиды), m/z 191 (три- и пентациклические терпаны), m/z 217, 218 и 259 (регулярные стераны и диастераны), m/z 178 и 192 (фенантрен и метилфенантрены), m/z 184 и 198 (дибензотиофен и метилдибензотиофены) и m/z 231 (триароматические стероиды) в программном обеспечении Agilent MassHunter.Результаты исследованияАнализ суммарных масс экстрактовСуммарная масса выделившихся на каждом этапе экстракции битумоидов из всех образцов скважин Г5 и Г6 отдельно для открытых, запечатанных и закрытых пор приведены на рис. 2. Как видно из графика, породы скважины Г6 с более зрелым ОВ содержат меньшее количество выделившегося битумоида, чем породы скважины Г5 с менее катагенетически преобразованным керогеном. В целом для пород скважины Г5 установлено, что среди 3 применяемых растворителей наибольшее количество УВС извлекается спиртобензолом (запечатанные части) как в открытых, так и закрытых порах. Это может быть связано с тем, что на первых стадиях генерации формируется большое количество высокомолекулярных смолисто-асфальтеновых соединений с большим содержанием NSO-групп, которые растворимы только в сильных полярных растворителях. Они блокируют часть порового пространства, не позволяя более лёгким УВС перемещаться в открытые поры. Ранее было показано, что в незрелых породах центральной части Западной Сибири в запечатанных порах преимущественно преобладают УВС, растворимые в хлороформе (Тихонова и др., 2021а). Вероятно, различия связаны со строением тяжелых УВ молекул, генерируемых другим типом ОВ. При этом на низких стадиях катагенеза не протекают вторичные процессы, изменяющие строение высокомолекулярных УВС и повышающие их подвижность. Масса экстрактов из образцов скважины Г6 в 2–4 раза меньше, чем в скважине Г5. Это, вероятно, объясняется большей степенью преобразованности ОВ и высокомолекулярных УВС, что приводит к повышенной подвижности битумоидов. В сочетании с меньшей удерживающей способностью керогена это вызывает миграцию сгенерированных флюидов из нефтематеринских пород. Другой причиной различия выходов экстрактов может быть разница в природе и структуре материнского ОВ. В таком случае будет различаться и количество, и состав генерируемых продуктов. Для проверки данного предположения необходимо изучить молекулярный состав экстракта, в первую очередь из открытых пор.Рис. 2. Суммарные массы выделившихся в ходе исследования битумоидов из образцов скважин Г5 и Г6 на каждом этапе экстракции до разделения на фракции. Примечание: цил – цилиндр, пор – порошок, гекс – гексан, хл – хлороформ, сб – спиртобензол.Массы полученных фракций мальтенов в результате ступенчатой экстракции приведены на рис. 3А, Б. В скважине Г5 наибольшее количество мальтеновой фракции установлено в битумоидах из хлороформенных экстрактов открытых пор, в скважине Г6 – в гексановых экстрактах открытых пор. Масса мальтеновой фракции экстрактов из закрытых пор значительно меньше массы соответствующих экстрактов из открытых пор в обеих скважинах. Лишь для образца 11Г6 с высоким содержанием сидерита и малым количеством керогена количество мальтенов в открытых и закрытых порах сопоставимо друг с другом, но количество выходов достаточно низкое.Рис. 3. Массы мальтеновой фракции выделившихся битумоидов на каждом этапе экстракции для скважин: А) Г5 и Б) Г6Анализ молекулярного состава битумоидовМолекулярный состав битумоидов сопоставлялся по ряду ключевых показателей. Помимо анализа распределения н-алканов выполнялось сопоставление биомаркерных параметров для определения природы материнского ОВ, обстановок его накопления и литологического состава нефтегазоматеринской толщи. Так, отношение Pr/ Ph, как правило, используют для характеристики окислительно-восстановительной обстановки накопления ОВ (Didyk et al., 1978, Peters et al., 2005). Корреляция параметров Pr/ C17 и Ph/C18 характеризует состав ОВ, в меньшей степени используется для оценки зрелости и окислительно-восстановительной обстановки (Connan, Cassou, 1980). Соотношения соединений группы терпанов, например, t22/t21, t24/t23, t26/t25, C29/ C30, H35S/ H34S, могут характеризовать обстановки осадконакопления и литологический состав (преобладание глинистых минералов, карбонатов и др.) вмещающих пород (Peters et al., 2005). Регулярные стераны и диастераны С27-С28-С29 также используются для оценки обстановок осадконакопления и состава первичного ОВ. Таким образом, величины приведенных параметров могут дать подробную характеристику обстановки осадконакопления изучаемых УВС.Анализ молекулярного состава полученных экстрактов позволил разделить их на две группы: группа А (гексановые и хлороформенные экстракты из открытых пор) и группа Б (спиртобензольные экстракты открытых пор и экстракты закрытых пор). Распределение н-алканов в экстрактах группы А характеризуется преобладанием короткоцепочечных соединений ряда С13-С17 в своем составе, в то время как в экстрактах группы Б преобладают н-алканы ряда С21-С34 (рис. 4). Связана ли такая разница состава легких УВС с миграционными процессами, сложно установить без анализа биомаркерных параметров.Рис. 4. Масс-фрагментограмма m/z 57 с пиками н-алканов и ациклических изопреноидов для всех ступеней экстракции образца 13Г5На графике Кеннона-Кассоу в рамках соотношения параметров Pr/C17-Ph/C18 материнское ОВ экстрактов из образцов скважины Г5 характеризуется преимущественно смешанным составом (рис. 5А). При этом, если значения для битумоидов группы А целиком попадают в область, соответствующую смешанному ОВ, то кероген для экстрактов группы Б характеризуется составом как смешанным, близким к морскому, так и морским. В скважине Г6 значения для экстрактов групп А и Б показывают контрастные отличия состава материнского ОВ (рис. 5Б). Так, экстракты группы А формировались из керогена континентальной природы, а экстракты группы Б – морской.Рис. 5. Диаграмма Кеннона-Кассоу для экстрактов из скважин: А) Г5, Б) Г6Такая значительная разница природы материнского ОВ может свидетельствовать о протекании процессов миграции УВС по разрезу скважины. При этом разницы в составе УВС из закрытых пор баженовского и абалакского горизонтов не установлено.Изменение величин основных параметров условий осадконакопления нефтегазоматеринских пород для экстрактов из скважин Г5 и Г6 приведены на рис. 6. Параметры Pr/Ph, Pr/C17, Ph/C18 существенно отличаются между экстрактами групп А и Б. В экстрактах группы А Pr/Ph > 1, группы Б Pr/Ph < 1, что в целом может свидетельствовать о разных обстановках осадконакопления материнского ОВ полученных экстрактов (рис. 6в, г). Такая закономерность отмечается для экстрактов из пород обеих скважин.Значения параметров С29/С30-H35S/H34S в экстрактах закономерно увеличиваются от группы А к группе Б (рис. 6а, б). В данном случае это также может характеризовать разные обстановки осадконакопления нефтегазоматеринских толщ для экстрактов. Низкие значения данных параметров, как правило, характерны для озерно-болотных обстановок осадконакопления. Повышенные значения параметров ассоциируются с морскими обстановками осадконакопления. При сравнении значений параметров t26/t25-(t28+t29)/C29 наблюдается отрицательный тренд изменения величин (рис. 6ж, з). У битумоидов группы А отмечается высокое значение t26/ t25 и низкое (t28+t29)/C29, что характерно для прибрежных обстановок осадконакопления с наличием пресноводного источника. В то же время группа Б отличается высокими значениями (t28+t29)/C29 на фоне низких t26/t25, что характерно для морского бассейна. Параметр t24/t23 показывает повышенные значения (> 0,6) для экстрактов группы Б относительно группы А (рис. 6д, е), что говорит о большем количестве глинистых минералов в составе нефтегазоматеринских пород.Величины параметров t22/t21 и dia/regC27 не зависят от принадлежности экстракта к той или иной группе (рис. 6в–е). Величины параметра t22/t21 в исследуемых экстрактах указывают на малую долю карбонатных минералов в нефтематеринских породах. Для параметра dia/ regC27 сложно однозначно выявить причину отсутствия различий для разных групп, так как он зависит и от окислительно-восстановительных условий осадконакопления, и от количества глинистых минералов вмещающих пород, а также от зрелости ОВ в момент генерации.Величина соотношения стеранов С27/С29 напрямую связана с положением экстракта в разных участках порового пространства: отмечается увеличение доли С29 относительно С27 в ряду гексановый-хлороформенный-спиртобензольный экстракт для битумоидов как из открытых, так и из закрытых пор (рис. 6и, к). В целом стоит отметить, что для битумоидов из образцов скважины Г6 различия в значениях величин приведенных параметров между группами А и Б больше, чем для битумоидов из образцов скважины Г5. Различий между битумоидами из баженовского и абалакского горизонта не установлено.Рис. 6. Графики отношения основных биомаркерных параметров условий осадконакопления нефтегазоматеринских толщ. Круглыми символами маркированы параметры для экстрактов из скважины Г5, квадратными символами – из скважины Г6.Полученные величины параметров зрелости не так значительно различаются между двумя группами экстрактов из скважины Г5. Соотношение Ts/(Ts+Tm)-Ts/C30 позволяет дифференцировать УВС по градациям степени зрелости битумоидов, приуроченных к разным частям порового пространства в рамках одного образца (Тихонова и др., 2019). Ранее было показано, что чем выше стадия катагенеза керогена, тем больше вероятность миграции УВС из открытых пор и различие в катагенетической зрелости битумоидов в открытых и закрытых порах. Это объясняется менее интенсивными процессами генерации УВС в закрытых порах из-за отсутствия возможности их миграции (Тихонова и др., 2021a, b). В таком случае в исследуемых образцах можно ожидать слабую дифференциацию степени зрелости экстрактов из пород скважины Г5, где ОВ катагенетически слабо преобразовано, и более ярко выраженную – для экстрактов из пород скважины Г6 с более зрелым ОВ.В результате анализа биомаркерных параметров зрелости в скважине Г5 группы экстрактов А и Б характеризуются примерно одинаковым уровнем зрелости материнского ОВ (рис. 7а). Величина параметра Ts/(Ts+Tm) лежит в диапазоне 0,4–0,6, что характерно для стадии катагенеза МК1 и в целом коррелирует с результатами пиролитических исследований (табл. 2). Для экстрактов из пород скважины Г6 отмечается незначительное уменьшение зрелости в ряду группа А – группа Б (рис. 7б). Стоит отметить, что в данном случае диапазон величин Ts/(Ts+Tm) для экстрактов группы Б также соответствует стадии катагенеза МК1, в то время как экстракты группы А– характеризуются Ts/(Ts+Tm) ~ 0,7, что присуще более высокой стадии катагенеза МК2 согласно данным, полученным для экстрактов из пород баженовской свиты в рамках проведенных ранее исследований (Тихонова и др., 2021a, b).Отношение параметров 4MDBT/1MDBT – Ts/(Ts+Tm) для экстрактов из пород скважины Г5 показывает, что при изменении значений 4MDBT/1MDBT и более высоких отношениях для хлороформенных экстрактов из открытых пор значения параметра Ts/(Ts+Tm) практически не изменяются (рис. 7в). Возможно, это связано с влиянием вторичных процессов, поскольку соотношение трисноргопанов Ts и Tm чувствительно не только к зрелости (Peters et al., 2005). Соотношение данных параметров у экстрактов из скважины Г6 показывает более высокие значения величин обоих параметров для экстрактов группы А (рис. 7г). Для группы Б наименьшие значения 4MDBT/1MDBT установлены для гексановых экстрактов из закрытых пор.Дополнительно был использован параметр зрелости TAI(I+II). В экстрактах из пород из обеих скважин он выше для группы А (рис. 7д, е). В целом можно заключить, что экстракты из пород скважины Г5 имеют менее ярко выраженные различия в уровне термической зрелости материнского ОВ между выделенными группами, в то время как у групп А и Б скважины Г6 отмечается более существенная разница.Рис. 7. Графики отношения биомаркерных параметров зрелости материнского ОВ. Круглыми символами маркированы параметры для экстрактов из скважины Г5, квадратными символами – из скважины Г6.Стоит отметить, что экстракты из образцов, приуроченных к кровле абалакского горизонта, не отличаются по биомаркерному составу от экстрактов из образцов баженовского горизонта как внутри группы А, так и внутри группы Б.Обсуждение результатовПолученные результаты показывают, что в каждой скважине выделяются две группы битумоидов контрастного молекулярного состава. Первая группа битумоидов приурочена к открытым порам и затрагивает как потенциально подвижные УВС, так и соединения, блокированные смолисто-асфальтеновыми соединениями, растворимыми в хлороформе. Вторая группа включает преимущественно УВС из закрытых пор, а также битумоиды, блокированные смолисто-асфальтеновыми соединениями, растворимые смесью спирта и бензола. Различия в составе могут объясняться разными причинами.Результаты предыдущих исследований (Тихонова и др., 2019; 2021a, b) показали, что различия в составе УВС нефтематеринских пород могут быть связаны не только непосредственно с процессами миграции. На отношение биомаркеров существенно может влиять разница в степени зрелости между УВС открытых и закрытых пор. Помимо этого, сами внутрипоровые процессы преобразования УВС изучены слабо. Далее в работе будет рассматриваться возможность влияния отдельных факторов на молекулярные параметры.Отношение Pr/Ph в первую очередь зависит от окислительно-восстановительных условий осадконакопления (Didyk et al., 1978), но может быть подвержено значительному влиянию зрелости и состава ОВ (Peters et al., 2005). Помимо этого, на значения Pr/Ph могут влиять процессы биодеградации легких УВС, что выражается в отсутствии, либо низкой концентрации н-алканов С12-С16 (Peters et al., 2005). На протекание процессов биодеградации также будут указывать повышенные значения Pr/C17 и Ph/ C18 (Winters, Williams, 1969). В изучаемых экстрактах в группе А, которая может быть наиболее подвержена воздействию микроорганизмов, присутствуют н-алканы С14-С16 (рис. 4), а значения параметров Pr/ C17 и Ph/C18 достаточно низкие, что исключает влияние биодеградации. Оценка параметров зрелости показала, что существенная дифференциация между группами А и Б характерна только для экстрактов из пород скважины Г6. При этом отношение Pr/Ph меняется одинаково в экстрактах из образцов обеих скважин. Таким образом, на величину отношений Pr/Ph, Pr/C17 и Ph/C18, предположительно, влияют в первую очередь окислительно-восстановительные обстановки и/или состав материнского ОВ.Изменение параметров С29/С30 и H35S/H34S характеризует различия в обстановках осадконакопления и литологическом составе нефтегазоматеринских пород. При этом оба параметра могут также зависеть от степени зрелости. Параметр H35S/H34S тем выше, чем, как правило, ниже зрелость (Peters, Moldowan,1991). Параметр С29/С30, наоборот, должен увеличиваться пропорционально стадии катагенеза (Peters et al., 2005). В экстрактах из пород обеих скважин характер изменения данных параметров практически идентичен. При этом параметр С29/С30 показывает самые низкие значения у наиболее зрелых экстрактов. В таком случае можно считать, что указанные параметры не зависят от зрелости и характеризует непосредственно различия в обстановках осадконакопления нефтегазоматеринских пород. Таким образом, экстракты группы А из обеих скважин, предположительно, характеризуются озерно-болотными обстановками осадконакопления, в то время как битумоиды группы Б – морскими. Так, для первых, как правило, характерны пониженные значения параметров C29/C30 < 0,6 и H35S/H34S < 0,8, в то время, как морское ОВ отличается величинами, превышающими указанные значения (Peters et al., 2005).Помимо увеличения концентрации норгопана С29 в экстрактах из закрытых пор также увеличивается и концентрация высокомолекулярных терпанов t28 и t29, отношение (t28+t29)/C29 растет в ряду экстрактов группа А – группа Б. Исследователи связывают повышенное количество длинноцепочечных трициклических терпанов с одноклеточными водорослями и относительно высокой соленостью бассейна (Liu et al., 2014). Обратная зависимость данного параметра от t26/t25 подтверждает ранее сделанный вывод о разных условиях осадконакопления для УВС групп А и Б. Высокие значения t26/t25 > 1,5 являются одной из важных отличительных характеристик озерных обстановок, что подкрепляется низкими величинами параметра (t28+t29)/C29, косвенно указывая на низкую соленость бассейна (Peters et al., 2005, Liu et al., 2014). Значения параметра t24/t23 выше для битумоидов группы Б, чем для группы А. Согласно литературным данным, на этот параметр, помимо условий седиментации, может влиять и степень зрелости ОВ (Farrimond et al., 1999; Cassani et al., 1988). Ключевое противоречие между этими работами связано с геологическим контекстом исследований. Farrimond et al. (1988) анализировали экстракты из пород, испытавших стрессовое температурное воздействие (вследствие интрузии даек), тогда как Cassani et al. (1988) изучали породы, не затронутые вторичными процессами.В нашем случае признаки стрессового воздействия на породы отсутствуют. Это делает выводы Cassani et al. (1988) более релевантными для интерпретации наших данных. Согласно их модели, параметр t24/t23 должен возрастать с ростом зрелости, однако наши результаты этой тенденции не следуют.Таким образом, можно заключить, что степень термической преобразованности либо не оказывала существенного влияния на соотношение терпанов t24/t23, либо её влияние было второстепенным. Полученные значения параметра, скорее всего, отражают различия в фациальных условиях седиментации ОВ и литологическом составе нефтематеринских пород для групп УВС А и Б.В целом можно отметить дискуссионный характер природы образования и накопления трициклических терпанов (Philp et al., 2021). Предполагается влияние множественных факторов на формирование и накопление терпанов в нефти, в том числе и окислительно-восстановительных условий (Kruge et al., 1990). Несмотря на комплекс факторов, которые могут влиять на значения отношений терпанов, по совокупности полученных данных можно предполагать, что отличие в значениях параметров t24/ t23, t26/t25, (t28+t29)/C29 между УВС выделенных групп может быть связано именно с различием в обстановках осадконакопления и литологическом составе материнского ОВ для экстрактов групп А и Б.Увеличение количества стеранов С29 по отношению к С27 в ряду гексановый – хлороформенный – спиртобензольный битумоид можно связать с лучшей миграционной способностью более легких молекул относительно тяжелых. В случае закрытых пор вместо миграции стоит иметь ввиду дифференциацию молекул по массе в объеме порового пространства. При фракционировании легкие молекулы (в данном случае стераны с длиной цепи С27) скорее всего будут находиться в жидких подвижных УВС закрытых пор, которые извлекаются гексаном, в то время как более тяжелые молекулы стеранов С29 будут предпочтительно оставаться в малоподвижной смеси УВС (будущие запечатанные поры). Подобная зависимость описана в статье (Zhusheng et al.,1988). Отмечается, что параметры на основе регулярных стеранов и диастеранов претерпевают малозначительные изменения величин по сравнению с ациклическими изопреноидами, три- и пентациклическими терпанами.Совокупность полученных данных свидетельствует о том, что термическая зрелость не оказала значимого влияния на значения параметров, отражающих условия седиментации, природу ОВ и литологию материнских пород. При этом динамика изменения параметров не согласуется с моделью их преобразования за счёт неких внутрипоровых процессов. В таком случае можно заключить, что в породах баженовского горизонта фиксируются различающиеся по составу и характеристикам УВС в открытых и закрытых порах. Можно предполагать наличие миграционных процессов в разрезе, в результате которых в открытых порах как скважины Г6, так и скважины Г5 накапливались УВС, мигрировавшие из нижележащих нефтегазоматеринских толщ. Схожий характер изменения большинства параметров в экстрактах из обеих скважин указывает на миграцию углеводородов из единого источника (вероятнее всего, из одной свиты с несколько различающимися характеристиками). Характер изменения многих параметров схож в экстрактах из обеих скважин, что позволяет предположить миграцию из схожего по природе источника (наиболее вероятно, одна свита с несколько различающимися характеристиками). При этом важно учитывать, что разная преобразованность ОВ в породах баженовского горизонта двух скважин, вскрытого примерно на одинаковой глубине, может свидетельствовать о разных тепловых потоках, которые могут быть связаны с переносом нагретых флюидов и наличием дополнительных путей миграции. Можно предполагать, что более ярко выраженная разница в экстрактах из открытых пор пород скважины Г6 связана с более значительным прогревом нижележащих пород и возможностью более интенсивного переноса УВС.ВыводыМетодика ступенчатой экстракции позволила дифференцировать молекулярный состав битумоидов из пород баженовского горизонта двух скважин с северных территорий Западной Сибири, выделив две группы, существенно отличающиеся друг от друга. Изменение биомаркерных параметров коррелирует с положением битумоидов в поровом пространстве (открытые или закрытые поры) и возможностью участвовать в миграционных процессах. Битумоиды открытых пор (группа А) характеризуются озерно-болотными условиями осадконакопления материнского ОВ смешанного и континентального состава, в то время как битумоиды закрытых пор (группа Б) указывают на морские восстановительные обстановки осадконакопления керогена морского и смешанного состава. Такая разница в величинах биомаркерных параметров между открытыми и закрытыми порами может объясняться миграцией УВС в открытые поры исследуемых образцов из нижележащих отложений и удерживание за счёт низких фильтрационно-емкостных свойств баженовской толщи. При этом данные битумоиды мигрировали из разных источников, но, возможно, одной свиты, так как отмечается разница в составе и зрелости ОВ.