Разведка перспективных в нефтегазоносном отношении объектов верхне-франского возраста девонской системы может стать новым направлением геологоразведочных работ (ГРР) в Левобережной части Волгоградской области. Во время гидродинамических исследований воронежско-ливенского объекта при фонтанировании поисково-разведочной скважины 1 ЮД была получена проба нефти, что существенно повысило актуальность ГРР на территории заволжского левобережья Волгоградской области. Других нефтепроявлений или промышленных притоков в отложениях верхне-франского возраста в пределах Николаевско-Городищенской предбортовой ступени на территории Волгоградской области отмечено не было. Исключением является Белокаменное месторождение, расположенное на границе Саратовской и Волгоградской областей.
Белокаменное месторождение было открыто 1989 г., хорошо изучено бурением, приурочено к верхне-франской рифогенной зоне и является «эталоном» рифового направления нефтегазодобычи [1].
На Белокаменном месторождении выявлены продуктивные залежи в коллекторах евлано-ливенского горизонта на глубине ~ 3 650 м. Тогда как в поисково-разведочной скважине 1 ЮД продуктивные воронежско-ливенские отложения были вскрыты на глубинах почти 5 км. Протяжённость участка с перепадом глубин верхне-франских отложений от 3,6 до 5,0 км в пределах Николаевско-Городищенской структурной зоны от Белокаменного месторождения до поисково-разведочной скважиной 1 ЮД составляет примерно 150 км. Поэтому проведение сравнительного геохимического анализа нефтей евлано-ливенского горизонта Белокаменного месторождения с нефтями, полученными из поисково-разведочной скважины 1 ЮД воронежско-ливенского возраста, с целью определения их возможной приуроченности к единой зоне нефтегазонакопления является очень актуальной задачей в общем комплексе ГРР исследуемой территории.
Определение понятия зоны нефтегазонакопления по геохимическим данным приведены в работе [2]: «под зоной нефтегазонакопления понимается структурно обособленный элемент земной коры, в результате тектонического, литолого-фациального и катагенетического развития которого образовались и сформировались в залежи углеводородные флюиды определенного типа и молекулярного состава».
Если в одновозрастных отложениях единой тектонической приуроченности из разных скважин получены близкие по типу и молекулярному составу флюиды, они относятся к одной зоне нефтегазонакопления. В противном случае они принадлежат разным зонам [2].

Геохимические исследования по корреляции «нефть-нефть» и «нефть-керн» для уточнения зональности нефтегазонакопления включает комплексные работы по определению физико-химических характеристик нефтей, молекулярного состава парафинов средне- и высококипящих фракций и полициклических биомаркеров [3].
Физико-химический анализ флюидов проводился по стандартным методикам на аппаратуре в основном отечественного производства.
Молекулярный анализ парафиновых углеводородов проводился на газожидкостном хроматографе НР 6890 фирмы Хьюлетт-Паккард. Хроматографирование выполнялось в следующих условиях: газ-носитель — гелий, колонка — HP-5MS с внутренним диаметром 0,25 мм, длина колонки — 30 м, неподвижная фаза — (5%-фенил)-метилполисилоксан, толщина фазы — 25 мкм, линейное программирование температуры — 4 °С/мин, температура программирования – от 70 до 305 °С.
Анализ полициклических биомаркеров осуществлялся на приборе фирмы Хьюлетт-Паккард НР-5973 с использованием системы компьютерной обработки данных в режиме SIM c записью ионов c m/z 217, 218 — для стеранов и с m/z 191, 177 — для терпанов. Разделение углеводородов проводилось на капиллярной колонке длиной 30 м с неподвижной фазой — 5%-фенил-метилполисилоксан. Хроматографирование велось в режиме линейного программирования температуры: начало — 70 °С, скорость подъема температуры — 4 °С/мин., конец программы — 300 °С. Спектры сняты при энергии ионизаци 70 эВ и температуре в камере ионизации 230 °С.
Для вызова притока, при свабировании, в скважину закачивались жидкости, которые имели в своем составе помимо пластовых вод, нефтяные углеводороды, с сопредельных месторождений. Поэтому в притоке при гидродинамических исследованиях скважины в отобранных пробах могли присутствовать кроме технических вод, пластовая вода и нефть не принадлежащие исследуемому объекту. Такая ситуация, требует дополнительных геохимических исследований по определению принадлежности нефти к испытываемому пласту.
Для этого проводится сравнение молекулярного состава нефти и углеводородов, извлеченных из пород путем экстрагирования н-гексаном в течение 40 часов. После удаления экстрагента углеводородные экстракты анализируются методом хроматографии и хромато-масс-спектрометрии.
Для проведения корреляции «нефть-керн» был выбран образец керна из интервала с наиболее интенсивным свечением в ультрафиолетовом свете, который входит в интервал опробования исследуемых отложений.

Результаты сравнительного молекулярного анализа углеводородного экстракта из керна и пробы нефти, полученной при гидродинамических исследованиях поисково-разведочной скважины 1 ЮД представлены на рисунке 1.

На основании детального анализа хроматограмм и масс-фрагментограмм были выбраны наиболее информативные для сравнения геохимические показатели.
Методом газожидкостной хроматографии в области среднекипящих фракций сравнивались следующие соотношения индивидуальных углеводородов: пристан/фитан, пристан/нС₁₇, фитан/нС₁₈, Ки=(пристан+фитан)/(нС₁₇+нС₁₈), Киз=(иС₁₄+иС₁₅+иС₁₆)/(иС₁₉+иС₂₀), К₁=∑(нС₁₀-нС₁₅)/∑(нС₁₅-нС₂₀), К₂=∑(нС₁₂-нС₂₀)/∑(нС₂₁-нС₃₀), К₃=∑(нС₁₇-нС₂₄)/∑(нС₂₅-нС₃₅), где пристан — 2,6,10,14-тетраметилпентадекан, фитан — 2,6,10,14-тетраметилгексадекан, нС₁₀-нС₃₅ — нормальные парафиновые углеводороды с соответствующим числом углеродных атомов, иС₁₄-иС₂₀ – изопреноидные углеводороды с соответствующим числом углеродных атомов.
Методом хромато-масс-спектрометрии для корреляции в системе «нефть-керн» сравнивались отношения белее термодинамически устойчивого терпана Ts (22,29,30-Трисноргопан С₂₇ (17-метил, 18α)) к менее устойчивому — Tm (22,29,30-Трисноргопан С₂₇ (18-метил, 17α)).
Значения перечисленных показателей, полученных в результате обработки хроматограмм и масс-фрагментограмм, показали, что по молекулярному составу исследуемый экстракт из керна и проба нефти близки между собой. Такое совпадение всех основных молекулярных геохимических показателей в исследуемом образце керна и пробе нефти указывает на принадлежность полученного углеводородного флюида к исследуемому пласту.
Дополнительным подтверждением приуроченности полученной нефти к исследуемому пласту являются различия в молекулярном составе углеводородов техногенного характера, которые были закачены в скважину с жидкостью для проведения работ по свабированию и полученных углеводородных проб при проведении гидродинамических исследований скважины (рис. 2).

Показанная принадлежность нефти к испытанному пласту дает основание выполнения дальнейшего сравнения физико-химических свойств и молекулярного состава нефтей приуроченных к верхне-франским отложениям девонской системы Николаевско-Городищенской предбортовой ступени.
В таблице 1 приведена физико-химическая характеристика нефтей верхне-франских отложений из поисково-разведочной скважины 1 ЮД (~ 5 км) и Белокаменного месторождения (скважина 31, ~3 650 м).

На основании приведенных в таблице физико-химических характеристик следует, что нефть скважины 1 ЮД схожа с нефтью Белокаменного месторождения по ряду показателей. Обе нефти относятся к особо легким (плотности при 20 °С равны 830 и 825 кг/м³ соответственно) и маловязким (кинематическая вязкость при 20 °С составляет 5,63 и 6,48 сСт, при 50 °С 2,95 и 3,12 сСт), содержат близкое значение парафина 4,67 и 5,17 % масс., смол силикагелевых 4,00 и 4,88 % масс. До 200 °С в них выкипает 32 и 33 % об. фракций, до 300 °С — 54 и 53 % об. соответственно.
Дополнительным подтверждением сходства исследуемых нефтей верхне-франских отложений девонской системы Николаевско-Городищенской предбортовой ступени является близость основных молекулярных геохимических показателей в области среднекипящих фракций: пристан/фитан, пристан/нС₁₇, фитан/нС₁₈, Ки = (пристан+фитан)/(нС₁₇ + нС₁₈), которые соответственно равны 1,68; 0,98; 0,64; 0,82 для нефти скважины 1 ЮД и 1,61; 0,89; 0,63; 0,77 для нефти Белокаменного месторождения (рис. 3).

Состав полициклических биомаркеров показал, что нефти из скважин 1 ЮД и 31 Белокаменная имеют схожее распределение биомаркеров (рис. 4). Распределение стеранов С₂₇:С₂₈:С₂₉ [4–7] в исследуемых нефтях представлено на треугольной диаграмме (рис. 4), из которой видно, что нефти характеризуются близкими условиями осадконакопления, а именно, исходя из соотношения холестана С₂₇ к ситостану С₂₉ можно говорить, что накопление исходного ОВ происходило в морских обстановках. Показателем морской природы исходного органического вещества являются значения отношения С₂₉/С30 которые очень близки для нефтей из скважин 1 ЮД и 31 Белокаменная – 0,50 и 0,42 соответственно.

Близость биомаркерного состава для нефтей из скважин 1 ЮД и 31 Белокаменная отмечается и в отношениях диа/рег и диаС₃₀/С₃₀ — 0,69 и 0,29; 0,68 и 0,22, соответственно, которые указывают на то, что нефть генерировалась в глинистых отложениях.
Значения коэффициентов зрелости К1, К2, Ts/Tm нефтей из скважин 1 ЮД (0,45; 3,41; 1,42) и 31 Белокаменной (0,46; 3,55; 1,49) также имеют близкие значения и указывают на значительную катагенетическую преобразованность исходного органического вещества [8–11].
На основании полученных результатов геохимических исследований и корреляций «нефть-нефть» и «нефть-керн», показано сходство физико-химического и молекулярного составов нефтей верхне-франского яруса девонской системы из поисково-разведочной скважины 1 ЮД и Белокаменного месторождения.
Таким образом, результаты приведенных корреляций с большей долей вероятности, позволяют предполагать единую зону нефтегазонакопления в верхне-франских отложениях, протяжённостью около 150 км в пределах Николаевско-Городищенской предбортовой ступени от Белокаменного месторождения до поисково-разведочной скважины 1 ЮД, что схематично изображено на рисунке 5.