CC BY
0
ГЕОЛОГИЯ
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-8-28-33
УДК 553.98(571.1) I Научная статья
Особенности образования залежи и состава сверхвязкой нефти Горского месторождения Республики Татарстан
Мударисова Р.А.1, Пунанова С.А.2
казанский (Приволжский) федеральный университет (К(П)ФУ), Казань, Россия; 2Институт проблем нефти и газа Российской академии наук, Москва, Россия
Аннотация
В работе для выявления ведущих геологических факторов формирования залежей сверхвязкой нефти (СВН) на территории Мелекесской впадины проведена статистическая обработка геологических, геохимических, парамагнитных и фильтрационно-емкостных параметров, полученных по экспериментальным данным на примере карбонатных пород раннеказанского возраста Горского месторождения. Приведены геохимические показатели гипергенно измененных нафтидов, их углеводородный (УВ) и микроэлементный (МЭ) составы. Показаны особенности изменения состава гипергенно преобразованных СВН в связи с геологическими факторами формирования залежей.
Материалы и методы
Результаты геологических, геохимических, парамагнитных и фильтрационно-емкостных параметров карбонатных отложений казанского яруса залежей СВН Горского месторождения восточного борта Мелекесской впадины. Статистическая обработка экспериментальных данных проводилась с помощью программного продукта STATISTICA. Микроэлементный состав нафтидов.
Ключевые слова
сверхвязкая нефть, углеводородный состав, микроэлементы, Горское месторождение СВН, мегарезервуары, гипергенез, статистический анализ
Работа выполнена в рамках плана НИР ИПНГ РАН (тема «Научно-методические основы поисков и разведки скоплений нефти и газа, приуроченных к мегарезервуарам осадочного чехла», номер государственной регистрации 122022800253-3).
Для цитирования
Мударисова Р.А., Пунанова С.А. Особенности образования залежи и состава сверхвязкой нефти Горского месторождения Республики Татарстан // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 8. C. 28-33. DOI: 10.24412/2076-6785-2024-8-28-33
Поступила в редакцию: 28.10.2024
GEOLOGY UDC 553.98(571.1) I Original Paper
Peculiarities of the formation of the deposit and composition of ultraviscous oil Gorsky field of the Republic of Tatarstan
Mudarisova R.A.1, Punanova S.A.2
1Kazan Federal University, Kazan, Russia; 2Oil and Gas Research Institute Russian Academy of Sciences, Moscow, Russia
Abstract
In the article, statistical processing of geological, geochemical, paramagnetic and filtration-capacity parameters obtained from experimental data on the example of carbonate rocks of the early Kazanian Age of the Gorsky field was carried out to identify the leading geological factors of the formation of deposits of ultraviscous oil in the Melekess Depression. Geochemical indicators of hypergene-altered naphthides, their hydrocarbon and Trace Element compositions are given. Features of changes in the composition of hypergene-altered ultraviscous oil in connection with geological factors of deposit formation are shown.
Materials and methods
Results of geological, geochemical, paramagnetic and filtration-capacitive parameters of carbonate deposits of the Kazanian Stage of the ultraviscous oil deposits of the Gorsky field of the eastern side of the Melekess Depression. Statistical processing of experimental data was carried out using the software product "STATISTICA". Microelement composition of naphthides.
Keywords
ultraviscous oil, hydrocarbon composition, Trace Elements, Gorsky ultraviscous oil field, megareservoirs, hypergenesis, statistical analysis
For citation
Mudarisova R.A., Punanova S.A. Peculiarities of the formation of the deposit and composition of ultraviscous oil Gorsky field of the Republic of Tatarstan. Exposition Oil Gas, 2024, issue 8, P. 28-33. (In Russ). DOI: 10.24412/2076-6785-2024-8-28-33
Received: 28.10.2024
Введение
В районах с развитой нефтегазодобычей и, прежде всего, в Волго-Уральском нефтегазоносном бассейне (НГБ) наблюдается тенденция падения темпов добычитрадиционных углеводородов (УВ), поэтому поиск трудно-извлекаемых запасов в нетрадиционных коллекторах становится все более актуальным. Одним из таких дополнительных источников УВ является сверхвязкая нефть (СВН) верхних горизонтов осадочного чехла. На территории Республики Татарстан основные скопления СВН приурочены к западному склону Южно-Татарского свода и восточному борту Мелекесской впадины. Нефтеносные продуктивные отложения залегают на глубинах до 400 м и представлены терригенными и карбонатными породами уфимского и казанского ярусов.
Геологические особенности Горского месторождения СВН, нефтегазоносность
На сегодняшний день изучены, оценены, выявлены и введены в эксплуатацию
месторождения СВН шешминского горизонта уфимского яруса западного склона Южно-Татарского свода, подобрана технология добычи, позволившая разрабатывать месторождения в промышленных масштабах в объемах 1,2-1,3 млн т годовой добычи [1]. Приоритетным объектом изучения залежей СВН являются также карбонатные отложения казанского яруса восточного борта Мелекесской впадины. Крупнейшее Горское месторождение с залежью СВН в казанском ярусе расположено на границе Республики Татарстан и Самарской области (рис. 1).
Месторождение имеет сложное геологическое строение, обусловленное неоднородным литолого-минералогическим составом пород, широким диапазоном изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов, высокой степенью изменчивости УВ состава, физико-химических свойств и вязкости нефтей. В строении карбонатных отложений казанского яруса выделяются два основных литотипа пород коллекторов: реликтово-органогенный известковистый
доломит и оолитовый известковистый доломит. Карбонатные породы казанского яруса подвергались длительным вторичным процессам, таким как доломитизация, выщелачивание, перекристаллизация, сульфатиза-ция и вторичная кальцитизация [3].
Особенности процессов биодеградации и гипергенеза: углеводородный и микроэлементный состав СВН Мелекесской впадины
Тяжелые окисленные гипергеннопреобра-зованные высоковязкие и сверхвязкие нефти, приуроченные часто к неантиклинальным ловушкам, характеризуются огромными запасами УВ и являются мегарезервуарами [4-6]. Такие скопления известны в Волго-Уральском (Республика Татарстан), Прикаспийском (Республика Казахстан), Западно-Сибирском НГБ, в Восточной Сибири, в Западно-Канадском, Венесуэльском и других НГБ. Тяжелые высоковязкие и сверхвязкие нефти, обогащенные металлами, относятся к нетрадиционным источникам УВ сырья и интенсивно осваиваются во всем мире.
Табл. 1. Изменение ванадия и никеля и их металлопорфириновых комплексов (МПК) в гипергенно преобразованных нефтях Tab. 1. Changes in vanadium and nickel and their metalloporphyrin complexes in hypergene-transformed oils
Объект исследования Возраст продуктивных отложений Содержания V, Ni и МПК в гипергенно измененных нафтидах, г/т Нефтегазоносные бассейны (НГБ), нефтегазоносные области (НГО)
V (Vp) Ni(Nip)
нефть Р1*, э3, С1-2, Р, ]3, к1 110-900 *(450) 70-140 (60) Волго-Уральская НГО (Татарский свод, Мелекесская впадина), Тимано-Печорский НГБ, Лено-Тунгусский НГБ, Западно-Канадский НГБ, Юта, округ Карбон, Оклахома, Вайоминг (НГБ США), Восточно-Венесуэльский НГБ («Оринокский битуминосный пояс»)
битум (мальта, асфальт) С Р1^ К палеоген-неоген 470-1 092 87-170
асфальтиты 1 092-3 640 160-640
нефть ]2-К1 70-384 (550) 50-164 (24) Южно-Мангышлакская НГО (Бузачинский свод)
нефть кайнозой, бухарскиеслои 570 (227) 170 (72) Сурхан-Вахшский НГБ (Афгано-Таджикская впадина)
нефть К1, палеоген 216-1 000 96 Западно-Венесуэльский НГБ (Маракаибский)
битум палеоген 935-1250 110-150
*Данные по МПК (Vp — ванадилпорфирины и Nip — никельпорфирины) указаны в скобках
Рис. 1. Схема распространения СВН пермской системы в центральной части Волго-Уральского НГБ по Н.С. Гатиятуллину — а [2]; сводный разрез Горского месторождения — б
Fig. 1. Scheme of distribution of ultraviscous oil of the Permian System in the central part of the Volga-Ural oil and gas basin according to N.S. Gatiyatullin - а [2]; consolidated section of the Gorskoy field - б
При изучении вопросов формирования залежей сверхвязкой нефти в зонах гипер-генеза немаловажным фактором являются их химические свойства. Процесс биохимической эволюции существенно меняет УВ состав нефти. По мере усиления степени деградации происходит последовательное удаление определенных УВ соединений (н-алканов, изопреноидов, регулярных стеранов и гопа-нов). Биодеградация включает несколько стадий (уровней) воздействия на состав флюида с различной степенью деструкции классов УВ соединений. Выделяется пять основных стадий деструкции соединений УВ: I — легкая (малая, слабая); II — средняя (умеренная); III — высокая (сильная, экстенсивная);
IV — очень высокая (очень экстенсивная);
V — сверхвысокая (сверхэкстенсивная, экстремальная). Первичной считается типичная зрелая парафиновая нефть с избытком н-алканов (химический тип А-1).
В зонах гипергенеза под действием перечисленных процессов изменяются не только физико-химические свойства нефти и ее УВ состав, но и содержание микроэлементов (МЭ) (табл. 1). В связи с потерей легких фракций значительно возрастает в нефти абсолютная концентрация элементов, связанных со смолисто-асфальтеновы-ми компонентами — V, Ж, Со, Мо, Сг и др. Кроме того, смолисто-асфальтеновые гете-роатомные компоненты нефтей, контактирующих с маломинерализованными пластовыми водами в зоне гипергенеза, способны сорбировать из вод МЭ с переменной валентностью (V, Fe, и) [7, 8].
Для нефтяных месторождений каменноугольной и пермской систем восточного борта Мелекесской впадины характерны нефти тяжелые (0,902-0,984 г/см3), высокосернистые (3,5-4,6 %), вязкие, в том числе и сверхвязкие (для пермской системы), с высоким содержанием смолисто-асфальте-новых компонентов и МЭ, ванадиевого типа с преобладанием V над Ж ^/М > 1) и четким
параллелизмом в их накоплении, что свидетельствует о гипергенных процессах при формировании залежей. Максимальные содержания V и N1, которые коррелируют-ся с повышенной сернистостью (рис. 2), отмечаются в нефтях из нижнекаменноугольных залежей Степноозерского (соответственно 840 и 74 г/т) и Нурлатского (658 и 93 г/т) месторождений.
По физическим свойствам и химическому составу СВН Горского месторождения характеризуются как асфальты [1, 10] в силу повышенной вязкости и плотности. Содержания V и N1 в нефти месторождений восточного борта Мелекесской впадины и примыкающего к нему западного склона Южно-Татарского свода также высоки (рис. 3). Максимальные концентрации V и N1 (800 и 160 г/т) связаны с залежами в карбонатах казанского яруса (Кондурчинская площадь). При сравнении СВН залежей из отложений разного возрастного диапазона отмечается рост концентраций элементов в отложениях казанского яруса пермской системы по сравнению с не-фтями из залежей в отложениях уфимского яруса. Можно предположить, что процесс ги-пергенеза в вышележащих отложениях проявился значительнее, в силу чего нефти имеют и более высокие концентрации элементов.
Образование скоплений СВН казанского яруса пермской системы в пределах восточного борта Мелекесской впадины генетически связано с формированием залежей нефти в отложениях девонской и каменноугольной систем [12]. Под Горским месторождением расположено Осеннее месторождение нефти с башкирскими, бобриковскими и турнейски-ми залежами. Геологическая и палеотектони-ческая обстановка создали соответствующие условия для образования органогенных ловушек в казанское время. В заключительную стадию герцинского тектонического цикла усиление тектонических движений привело к нарушению сплошности осадочного чехла и вызвало перемещение «легкой»
нефти из залежей девонской системы вверх по разрезу в горизонты каменноугольной и пермской систем. В раннеальпийский этап тектогенеза возобновилось развитие Мелекесской палеовпадины: опускание впадины создало благоприятные условия для перетоков нефти из отложений девонской и каменноугольных систем в коллекторы пермской системы, при этом миграция УВ происходила неоднократно. С конца миоценового — начала плейстоценового времени поднятие Мелекесской впадины привело к глубокой эрозии перекрывающих нефтяные залежи пермской системы отложений и усилению процессов гипергенеза, в результате которых образовались залежи СВН [13].
Статистическая обработка геологических, геохимических, парамагнитных и фильтрационно-емкостных параметров
Статистическая обработка экспериментальных данных проводилась с помощью программного продукта STATISTICA. При обработке результатов геологических, геохимических, парамагнитных и фильтрационно-емкостных параметров основными методами статистического анализа являлись: расчет элементарных статистик, проверка нормальности распределения, корреляционный и факторный анализы. Факторный анализ данных проводился с целью уменьшения количества параметров исследуемых карбонатных пород с выделением главных компонент (для объяснения наблюдаемых вариаций) и классификации переменных параметров и выделения ведущих факторов их образования и преобразования [14].
Для применения факторного анализа необходимо, чтобы выборка являлась представительной, подчинялась нормальному закону распределения, связи между переменными должны быть приблизительно линейны, в корреляционной матрице должно быть несколько корреляций по модулю выше 0,3. При нормальном распределении значения
Рис. 2. График зависимости содержаний ванадия, никеля и серы в нефтях месторождений Мелекесской впадины [9]: 1 — ванадий; 2 — никель; 3 — область содержания ванадия; 4 — область содержания никеля
Fig. 2. Graph of the dependence of vanadium, nickel and sulfur contents in oils from the Melekess Depression fields [9]:
1 - vanadium; 2 - nickel; 3 - vanadium content range; 4 - nickel content range
Рис. 3. Содержание V и Ni (г/т) в сверхвязкой нефти из отложений пермской системы Татарстана (по аналитическим данным [10,11]). Залежи СВН в отложениях уфимского яруса (P1uf): 1 — Мордово-Кармалкая; 2 —Сугушлинская; 3 — Шугуровская; 4 — Ашальчинская; в отложениях казанского яруса (P2kz): 5 — Мордово-Кармалкая; 6 — Аксубаевская; 7 — Сугушлинская; 8 — Кондурчинская площадь; 9 — Горская
Fig. 3. Content of V and Ni (g/t) in ultraviscous oil from deposits the Permian System of Tatarstan (according to analytical data [10, 11]). Ultraviscous fields in the Ufimian Stage (P1uf): 1 - Mordovo-Karmalky; 2 - Sugushlinsky; 3 - Shugurovsky; 4 - Ashalchinsky; in the Kazanian Stage (P2kz): 5 - Mordovo-Karmalky; 6 - Aksubaevsky; 7 -Sugushlinsky; 8 - Kondurchinskaya area; 9 - Gorsky
ошибок асимметрии (А) и эксцесса (Е) удовлетворяют равенствам:
|А| < тА*3, (1)
|Е| < тЕ*3, (2)
где тА и тЕ — ошибки репрезентативности асимметрии и эксцесса. Если выборка не подчиняется нормальному закону распределения, но при этом значения асимметрии и эксцесса положительные, это говорит о правосторонней асимметрии гистограммы и возможном логнормальном распределении выборки [15].
Выборка содержит 46 представительных образцов карбонатных пород казанского яруса Горского месторождения СВН. Для каждого отдельного образца определены следующие параметры:
• петрогенные оксиды, потери при прокаливании (ППП), содержание хлора, выявленные по результатам рентгенофлуорес-центного анализа [3];
• стабильные изотопы кислорода и углерода [3];
• общая концентрация марганца Мп2+ и параметр а, определенные по спектрам электронного парамагнитного резонанса [16]. Параметр а является мерой относительной заселенности позиции Са2+ и Mg2+ примесными ионами Мп2+ в структуре минерала доломита;
• коэффициенты открытой пористости, проницаемости, нефтенасыщенности [3]. После исключения выборок с минимальными значениями были просчитаны элементарные статистики для всех компонентов по наиболее представительным выборкам: А12О3 (30), SiO2 (30), Ее203 (30), МпО (30), Р205 (30), SO3 (30), С1 (30), К20 (30), №20 (30), СаО (30), 1^0 (30), SrO (30), ZrO2 (30), ППП (30), 513С (30), 5180 (30), Мп2+ (39), а (37), С600
(19) котк.п (46) кпрон (46), кн/н (46), кн/н (46),
такие как среднее, минимальное, максимальное значения, стандартное отклонение, вариация, асимметрия, эксцесс. При проверке нормальности распределения геохимических параметров [3] выявлено, что значения ошибок асимметрии (А) и эксцесса (Е) не удовлетворяют равенствам (1, 2), значит, большинство выборок не подчиняется нормальному закону распределения. А положительные значения асимметрии и эксцесса свидетельствуют о правосторонней асимметрии гистограммы, то есть о возможном логнормальном распределении. Поэтому исходные значения прологарифмировали и далее все расчеты производили с логарифмами значений, что позволяет применить к этим параметрам корреляционный и факторный анализы.
В корреляционной матрице [3] отмечаются высокие положительные связи внутри карбонатной и терригенно-глинистой групп и отрицательные тенденции друг с другом. Отрицательные корреляционные зависимости между содержанием S0( (%) и коэффициентами открытой пористости (Коткп), проницаемости (Кпрон) и нефтенасыщенности, (Кн/нас) говорят о влиянии сульфатизации на коллекторские свойства пород: вымывание агрессивными водами произошло после миграции УВ. Положительные связи между фильтрационно-емкостными свойствами карбонатов (Коткп, Кпрон) и коэффициентом нефтенасыщенности (Кн/нас) и отрицательная между параметром а с коэффициентом открытой пористости (Коткп) свидетельствуют о равной доле структурированной высокой
первичной и неструктурированной вторичной пористости в породах-коллекторах Горского месторождения, а также о значительном влиянии процессов преобразованности высокопористых пород, что характерно для органогенных фаций [17]. Прямая корреляция между стабильными изотопами кислорода и углерода (513С и б180) и их отрицательная с параметром а может указывать на то, что изотопный состав обусловлен следствием гипергенных процессов образования и преобразования доломитов. Отрицательные связи между б180 и концентрациями Ее, Мп, №, вероятно, связаны с увеличением тектонической активности во время прогрессирующей доломитизации [18].
В матрице факторных нагрузок (табл. 2) первый фактор терригенно-карбонатный, с весом 49 %, связан с ловушкой УВ Горского участка. В казанское время существовал морской мелководный бассейн седиментации с привносом терригенного материала. Второй фактор, имеющий долю 28 %, интерпретируется как флюидный, связан с миграционными процессами УВ из нижележащих продуктивных отложений каменноугольной и девонской систем по трещиноватым зонам, а также с процессами доломитизации известняков. Третий фактор — наличие сверхвязкой нефти, обладающий весом 17 %, указывает на процессы биодеградации нефти в залежи.
Итоги
В работе на примере Горского месторождения СВН Мелекесской впадины для выявления взаимосвязи результатов проведенных экспериментальных исследований и основных геологических факторов, протекающих при формировании залежей в пермских отложениях, миграции в них нефти и последующих биогеохимических процессов в зоне гипергенного преобразования, установлено, что факторный анализ подтверждает гипотезу формирования залежей СВН на Мелекесской впадине и отражается в экспериментальных данных.
Выводы
При статистической обработке данных экспериментальных исследований карбонатных отложений Горского месторождения (оценка важности факторов) выявлено, что главными процессами формирования залежи СВН являются: образование органогенной ловушки — 49 %, доломитизация отложений и миграция нефти из нижележащих горизонтов — 28 % и гипергенные преобразования нефти в залежи — 17 %. Биодеградация нафтидов повлияла не только на изменение плотности и вязкости, но и на микроэлементный состав самой нефти. Вверх по разрезу от нижнепермских залежей до залежей казанского яруса концентрации МЭ (в частности, V и N0
Табл. 2. Факторные нагрузки для карбонатных отложений казанского яруса Горского месторождения СВН
Tab. 2. Factor loads on carbonate deposits of the Kazanian Stage of the Gorsky ultraviscous field
Компонент Фактор 1 карбонатно-терригенный Фактор 2 флюидный и доломитизация Фактор 3 наличие СВН
Na20 (%) -0,7843 0,5361 0,1589
Mg0 (%) 0,8853 0,3834 -0,2412
А1203 (%) -0,9537 0,2133 -0,1992
Si02 (%) -0,9668 0,2095 -0,0662
Р205 (%) -0,8688 0,4541 -0,1018
S0( (%) -0,5957 -0,5409 -0,5711
С1 (%) 0,1340 0,8823 -0,1584
К20 (%) -0,9501 0,1141 -0,2806
Са0 (%) 0,7257 -0,6576 -0,1789
Мп0 (%) -0,7242 -0,4850 0,4001
Ее203 (%) -0,9508 -0,0924 -0,0700
Sr0 (%) -0,3265 0,5819 -0,5849
7г02 (%) -0,6060 0,7067 0,0681
ППП 0,9115 -0,1023 -0,3937
К Котк.п. 0,5801 0,7940 0,1740
К Кпрон. 0,0902 0,7263 0,4387
^/48^ масс. 0,5013 0,2385 0,8209
^/н»* об 0,4227 -0,0139 0,9054
513С ^РЭВ), % 0,7051 0,3914 -0,5822
5180 ^РЭВ), % 0,6306 0,5960 -0,3923
Мп2+ 0,6132 -0,5951 -0,3937
Параметр а -0,4465 -0,8342 0,1415
Собственное значение фактора 10,78 6,11 3,65
Вес фактора, % 48,99 27,78 16,59
значительно возрастают, что подтверждает увеличение проявления процессов гипер-генеза. Этот фактор важен для оценки сохранности скоплений. Тяжелые сверхвязкие вторично высокообогащенные в процессах гипергенеза микроэлементами нефти Республики Татарстан образуют провинции ванадиевого типа.
Литература
1. Хисамов Р.С., Бачков А.П., Войтович С.Е. и др.Геологические основы поисков
и разведки месторождений сверхвязкой нефти в центральной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Казань: Наследие нашего народа, 2022. 184 с.
2. Гатиятуллин Н.С. Особенность пространственного размещения пермских битумов и нижележащих залежей нефти на территории Республики Татарстан // Нефтегазовая геология. Теория
и практика. 2010. Т. 5. № 3. URL: https://
ngtp.ru/rub/9/34_2010.pdf
(дата обращения: 20.08.2024).
3. Мударисова Р.А. Условия образования среднепермского карбонатного резервуара Горского месторождения сверхвязкой нефти Мелекесской впадины. Диссертация. Казань: 2024. 169 с.
4. Пунанова С.А. Мегарезервуары углеводородов — аккумуляторы
гигантских по запасам скоплений нефти и газа // SOCAR Proceedings. 2022. № S2. С. 39-51.
5. Пунанова С.А., Самойлова А.В. Систематизация мегарезервуарных скоплений нефти и газа в осадочной толще // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 5. С. 16-19.
6. Пунанова С.А., Виноградова Т.Л. Сравнительная характеристика природных углеводородных систем различного генезиса // Нефтехимия. 2016. Т. 56. № 4. С. 326-336.
7. Пунанова С.А. Гипергенно преобразованные нафтиды: особенности микроэлементного состава // Геохимия. 2014. № 1. С. 64-75.
8. Пунанова С.А. Промышленно ванадиеносные тяжелые нефти
и природные битумы: мегарезервуары в нетрадиционных коллекторах // Рассохинские чтения. 2023. С. 73-78.
9. Мухаметшин Р.З., Пунанова С.А. Геохимические особенности нефтей Урало-Поволжья в связи с условиями формирования месторождений // Геология нефти и газа. 2011. № 4.
С. 74-83.
10. Каюкова Г.П., Петров С.М., Успенский Б.В. Свойства тяжелых нефтей и битумов пермских отложений Татарстана
в природных и техногенных процессах. М.: ГЕОС, 2015. 343 с.
11. Плотникова И.Н. Ванадий
и никельсодержащие компоненты в нефтях Татарстана // Вестник технологического университета. 2022. Т. 25. № 8. С. 174-178.
12. Курбский Г.П. Геохимия нефтей Татарии. М.: Наука, 1987. 168 с.
13. Успенский Б.В., Валеева И.Ф. Геология месторождений природных битумов Республики Татарстан. Казань: ПФ «ГАРТ», 2008. 347 с.
14. Интерпретация геохимических данных. М.: Интермет Инжиниринг, 2001. 288 с.
15. Бушуев Я.Ю. Статистические методы в геологоразведочной практике. СПб.: Санкт-Петербургский горный университет, 2020. 88 с.
16. Мударисова Р.А., Волков Ю.В., Хасанова Н.М., Успенский Б.В. Характеристика карбонатных пород-коллекторов раннеказанского возраста Горского месторождения сверхвязкой нефти, изученных методом электронного парамагнитного резонанса // Георесурсы. 2022. Т. 24. № 3. C. 90-98.
17. Кузнецов В.Г. Природные резервуары нефти и газа карбонатных отложений. М.: Недра, 1992. 240 с.
18. Mahboubi A., Nowrouzi Z., Al-Aasm I.S. et al. Dolomitization of the Silurian Niur Formation, Tabas block, east central Iran: Fluid flow and dolomite evolution. Marine and Petroleum Geology, 2016, Vol. 77,
P. 791-805. (In Eng).
ENGLISH
Results
In the article, using the example of the Gorsky ultraviscous oil field of the Melekess Depression, statistical processing of geological, geochemical, paramagnetic and filtration-capacitive data was carried out to identify the relationship between the results of the experimental studies and the main geological factors occurring during the formation of deposits in the Permian deposits, the migration of oil into them and subsequent biogeochemical processes in the hypergene transformation zone. Factor analysis confirms the hypothesis of the formation of ultraviscous oil deposits in the Melekess Depression and is reflected in the experimental data.
Conclusions
During statistical processing of experimental research data of carbonate deposits of Gorskoye field (assessment of importance of
factors) it was revealed that the main processes of formation of SVN deposit are: formation of organogenic trap - 49 %, dolomitization of deposits and migration of oil from underlying horizons - 28 % and hypergene transformations of oil in deposits - 17 %. Biodegradation of naphthides affected not only change of density and viscosity, but also Trace Element composition of oil itself. Up the section from Lower Permian deposits to deposits of Kazanian stage concentrations of TE (in particular, V and Ni) increase significantly that confirms increase of manifestation of hypergenesis processes. This factor is important for assessment of preservation of accumulations. Heavy superviscous secondary highly enriched in microelements in hypergenesis processes oils of the Republic of Tatarstan form provinces of vanadium type.
References
1. Khisamov R.S., Bachkov A.P., Voytovich S.E. et al. Geological foundations of searches and exploration of super-viscous oil deposits in the central part of the Volga-Ural oil and gas province. Kazan: Nasledie nashego naroda, 2022, 184 p. (In Russ).
2. Gatiyatullin N.S. Peculiarity of spatial occurrence of permian bitumens and more deep oil pools on the Tatarstan Republic territory. Neftegazovaya Geologiya. Teoriya I Praktika, 2010, Vol. 5, issue 3, URL: https://ngtp.ru/rub/9/34_2010.pdf (accessed: 20.08.2024). (In Russ).
3. Mudarisova R.A. Conditions for the formation of the Middle Permian carbonate reservoir of the Gorskoe super-viscous oil field of the Melekess depression. Thesis. Kazan: 2024, 169 p. (In Russ).
4. Punanova S.A. Megareservoirs
of hydrocarbons are accumulation of giant by oil and gas deposits. SOCAR
Proceedings, 2022, issue S2, P. 39-51. (In Russ).
5. Punanova S.A., Samoilova A.V. Systematization of mega-reservoir accumulations of oil and gas in the sedimentary deposits. Exposition Oil Gas, 2023, issue 5, P. 16-19. (In Russ).
6. Punanova S.A., Vinogradova T.L. Comparative characterization of natural hydrocarbon systems of various genesis. Petroleum Chemistry, 2016, Vol. 56, issue 4, P. 326-336. (In Russ).
7. Punanova S.A. Hypergeneically transformed naphthides: features of microelement composition. Petroleum Chemistry, 2014, issue 1, P. 64-75. (In Russ).
8. Punanova S.A. Industrially vanadium-bearing heavy oils and natural bitumens: megareservoirs in unconventional reservoirs. Rassokhinsky Readings, 2023, P. 73-78. (In Russ).
9. Mukhametshin R.Z. Geochemical features
of oils of Ural-Povolzhie in view of field formation conditions. Geology of oil and gas, 2011, issue 4, P. 74-83. (In Russ).
10. Kayukova G.P., Petrov S.M., Uspensky B.V. Properties of permian heavy oils and bitumens of Tatarstan in natural and anthropogenic processes. Moscow: GEOS, 2015, 343 p. (In Russ).
11. Plotnikova I.N. Vanadium and nickel containing components in the oils of Tatarstan. Herald of Technological University, 2022, Vol. 25, issue 8,
P. 174-178. (In Russ).
12. Kurbsky G.P. Geochemistry of oils of Tatarstan. Moscow: Nauka, 1987, 168 p. (In Russ).
13. Uspensky B.V., Valeeva I.F. Geology
of natural bitumen deposits in the Republic of Tatarstan. Kazan: PF "GART", 2008, 347 p. (In Russ).
14. Interpretation of geochemical data. Moscow: Intermet Engineering, 2001,
288 p. (In Russ).
15. Bushuev Ya.Yu. Statistical methods in geological exploration practice. St. Petersburg: St. Petersburg Mining University, 2020, 88 p. (In Russ).
16. Mudarisova R.A., Volkov Yu.V., Khasanova N.M., Uspensky B.V. Carbonate
reservoir rocks characterization of the Kazanian Stage of the Gorsky ultraviscous oil field by electron paramagnetic resonance method. Georesources, 2022, Vol. 24, issue 3, P. 90-98. (In Russ).
17. Kuznetsov V.G. Natural reservoirs of oil and gas of carbonate deposits. Moscow: Nedra,
1992, 240 p. (In Russ).
18. Mahboubi A., Nowrouzi Z., Al-Aasm I.S. et al. Dolomitization of the Silurian Niur Formation, Tabas block, east central Iran: Fluid flow and dolomite evolution. Marine and Petroleum Geology, 2016, Vol. 77, P. 791-805. (In Eng).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ I INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Мударисова Раушания Айдаровна, кандидат геол.-минерал. наук, старший преподаватель кафедры геологии нефти и газа им. акад. А.А. Трофимука Института геологии и нефтегазовых технологий Казанского (Приволжского) федерального университета, Казань, Россия Для контактов: [email protected]
Пунанова Светлана Александровна, доктор геол.-мин. наук, главный научный сотрудник Института проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия
Mudarisova Raushaniia Aydarovna, ph.d. of geologo-mineralogical sciences, senior lecturer, department of geology of oil and gas, institute of geology and petroleum technologies, Kazan Federal University, Kazan, Russia
Corresponding author: [email protected]
Punanova Svetlana Aleksandrovna, Doctor of geologo-mineralogical sciences, Chief Researcher Oil and Gas Research Institute (OGRI) RAS, Moscow, Russia
