CC BY
30
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
ОСОБЕННОСТИ СОСТАВА НЕФТЕЙ И БИТУМОВ ИЗ ТРЕЩИНОВАТЫХ ЗОН ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ МАТРОСОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Г.П.Каюкова, И.П.Зинашуллина, Г.В.Романов (ИОФХ им. А.Е.Арбузова),
Р.Х .Муслимов (КГУ), Т.П.Жеглова (ВНИГНИ)
Согласно современным представлениям процессы нефтегазооб-разования предполагают активную вертикальную миграцию УВ-флюи-дов из глубокопогруженных гидротермальных зон в верхние горизонты земной коры по системе разломов различного ранга (Соколов В.А., 1965; Хант Дж., 1982; Каюкова Г.П., Романов Г.В., Муслимов Р.Х. и др., 1999; Дмитриевский А.Н. и др., 2003; Муслимов Р.Х., 2003; [1, 4]). Вертикальная миграция может происходить только в тех месторождениях, где флюидоупоры теряют свои экранирующие свойства и сохраняется состояние высокой проницаемости для системы разломов, питающих месторождение. Такими участками, благоприятными для вертикальной миграции в пределах месторождения, могут быть ограниченные по площади дизъюнктивные нарушения и зоны вертикальной трещиноватости горных пород [4]. Вопрос о влиянии дизъюнктивной тектоники на формирование нефтяных залежей всегда был актуальным в нефтяной геологии. Однако при рассмотрении этого вопроса основное внимание уделялось проблемам распределения и перераспределения нефти в продуктивных горизонтах, а качественное изменение состава нефтей и эволюция их состава при определенной направленности тектонических процессов оставались практически без внимания.
Целью данной статьи явилось изучение особенностей изменения состава нефтей и ОВ пород из трещиноватых зон продуктивных разрезов в пределах многопластовых залежей нефтей малых месторождений юго-востока Татарстана для выявления признаков флюидопро-водимости разломов и зон повышенной трещиноватости пород в формировании и сохранении их залежей.
В региональном плане район исследования приурочен к геоди-намически мобильной рифтоген-ной зоне сочленения юго-восточ-ного склона Южно-Татарского свода и Серноводско-Абдуллинского авлакогена (Муслимов Р.Х., Абдул-мазитов Р.Г., Иванов А.И. и др., 1996; [2, 3]). Геофизическими исследованиями (Каюкова Г.П., Романов Г.В., Муслимов Р.Х. и др., 1999; Муслимов Р.Х. и др., 1999) было подтверждено представление о блоковом строении кристаллического фундамента в данном районе. Блоки имеют ориентировку сопряженных с ними разломов и осложнены многочисленными мелкими дизъюнктивными нарушениями. В пределах данной территории протрассированы протяженные разрывные зоны, с которыми связаны девонские грабенообраз-ные прогибы (рис. 1). Вдоль прогибов открыты группы малых месторождений-сателлитов одного из крупнейших на территории Татар-
стана Ромашкинского месторождения, обнаружены битумопрояв-ления. Нефтеносность в структурных этажах носит сквозной характер. Залежи нефти установлены как в терригенных, так и карбонатных коллекторах (Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г., Иванов А.И. и др., 1996; Зинатуллина И.П., 2001; [2]).
Объектом исследования служило Матросовское месторождение, расположенное на крайнем юго-востоке Татарстана, непосредственно в зоне Шалтинского грабе-нообразного прогиба. Помимо крупных нарушений на этом месторождении выявлены и мелкие кулисо-образные тектонические нарушения, имеющие меньшую амплитуду прогибания. В пашийское время малоамплитудные инверсии морского дна способствовали размыву осадочной толщи и образованию обширной системы трещин.
На Матросовском месторождении основные запасы нефти связаны с живетским комплексом. Это нижний переходный комплекс между пашийско-кыновскими и рифей-вендскими образованиями, примыкающими непосредственно к фундаменту. На территории Татарстана рифей-вендские породы распространены ограниченно и приурочены главным образом к юго-восточ-ной части, связанной с Серновод-ско-Абдуллинской тектонической впадиной.
GEOCHEMICAL INVESTIGATIONS
Изучение керна из отложений эйфельского, живетского, фран-ского и фаменского ярусов позволило выявить нарушения тектонического характера в виде разновозрастных трещин различных интенсивности и протяженности по разрезу. Ориентация трещин разнонаправленная: субвертикальные, наклонные (45-60°), а также системы наклонных трещин (45 и 135°). Сколы пород ровные, с небольшими уступами и смещениями. В продуктивных отложениях они часто замазаны окисленной нефтью, битуминозным материалом с выделением вторичного кальцита. Значительно развиты зеркала скольжения, смятие слоев в аргиллитовых породах (скв. 170 и 7159) и смещение про-пластков относительно трещин. Морфология трещин различна: открытые с раскрытостью до 2 мм либо залеченные глинистым, битуминозным и кальцитовым материалом. Микротрещиноватость проявляется в виде ветвистой системы трещин длиной от 2 до 5 см и раскрытостью от 0,001 до 0,015 мм. Микротрещины часто также заполнены битуминозным или гелевид-ным углистым веществом. Выявленные по керну нарушения тектонического характера являются одним из прямых признаков, свидетельствующих о наличии путей миграции УВ в терригенную толщу девона, а также о том, что грабенообразные прогибы, образованные в девонское время, имеют дизъюнктивную природу (Зинатуллина И.П., 2001).
Геохимический анализ образцов битуминозных пород с различными видами трещиноватости из продуктивных пластов (скв. 170, 179, 7221, 7140, 7159, 7340) показал (табл. 1), что ОВ в них представлено преимущественно эпигенетическими битумами. Об этом свидетельствует высокое содержание хлороформенного битума (ХБА) в породах, в большинстве случаев равное или превышающее
Рис. 1. ТЕКТОНИЧЕСКАЯ СХЕМА ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЮЖНО-ТАТАРСКОГО СВОДА С ЭЛЕМЕНТАМИ НЕФТЕНОСНОСТИ
/
-'Хч W X
,л>
\ Л^к ^
-t
J Ь/ ^ H, —*
„.550"
0, ЕЕ 1? U—- 13 М
а б Ш5Ш 1« L*- |7 U"1
Границы месторождений: 1 - Бавлинского, 2- Алексеевского, 5- Урустамакского, 4 - Матросовского; 5 - разломы: а - вертикальные, б - наклонные; 6 - нефтегазо-перспективные области; 7- осевые зоны; 8-изогипсы поверхности фундамента, м; А\ - юго-восточная оконечность купола Татарского мегаблока, Лг - южный склон Южного мегаблока, Б - переходная зона от Татарского макроблока к Серноводско-Абдуллинскому авлакогену, В\, Вг - соответственно внешняя и внутренняя зоны Серноводско-Абдуллинского авлакогена; прогибы (цифры в кружках): 1 - Бугуль-минско-Юнгазинский, 2 - Крым-Сарайский, 3 - Бавлинский, 4 - Иркульский, 5 -Северо-Кряжинско-Ивановский, 6 - Предкандызский, 7-Шалтинский
содержание Сорг, а также резу- я льтаты пиролиза пород по мето- ^ ду Роск-Еуа1 (Хант Дж., 1982). £ Свободное нефтесодержание (Б^ в большинстве образцов превышает выход УВ, образующихся в процессе деструкции керогена (Бг).
Судя по высоким значениям индекса нефтяной продуктивности Р1 (> 0,5) признаки промышленной нефтеносности выявляются по скважинам, расположенным в дизъюнктивных зонах (405, 7159, 7183, 170, 7340). Максимальная температура деструкции ОВ пород колеблется от 338,2 до 438,7 °С (не выше ,3 зоны созревания микронефти) и §
указывает на невысокий уровень 2
его катагенного созревания, тем <
самыми подтверждая миграци- <
онный тип битумов в породе. ^
Генерационный потенциал к
образцов пород из кровли жи-ветского яруса (скв. 170) и бий- £! ского горизонта эйфельского | яруса (скв. 7142), являющегося § репером нижней кровли яруса, §
оказался ниже, чем принято счи- ¡1
тать для классических нефтема- в
теринских пород, обогащенных |
сапропелевым материалом £
(Хант Дж., 1982), что находит свое отражение в низких значе- £ ниях индекса продуктивности этих пород (Р1 = 0,23-0,24).
Исследованные нефти Мат-росовского месторождения, охватывающие разрез живетского яруса в интервале глубин от 2013 до 2315 м, достаточно легкие, с плотностью 0,8204-0,8497 г/см3 (табл. 2), маловязкие и малосернистые. Содержание серы в неф-тях варьирует от 0,80 до 1,64 %. Нефти ардатовского горизонта, который широко распространен, более легкие, чем нефти воробь-евского горизонта, несмотря на большую глубину залегания вмещающих их отложений, что, по-видимому, связано с частич-
* О) О) 0) со 1— ю ч ч- со со
со ч^ со со ю гп ч-^ ю ю см со см. см
Е ООО о" о" о" о" о о о" о" о" о о
О о "1 с со см о. а оо о. г^ о
9 О ю стГ со 0 со" о аГ о см" ю г-Т
Ю - ® СМ со а> ч а см о см см
, Е ГО Л со ч со со ч ф ч- ч ч
я X X X X
14
х
с
О и
о. X \ и см ч © со ч_ О) т. ч- о см_ (О ч СО см СО СО
с X Ю № со 00 со о> оо ю о>
01 » о гч о" о" со ч- (О ч" 1П о" о" о о"
2 (О
X
I
а
Ч и
\ и Ч о ч о ю см оо со г— со 1Л
X ч_ № см_ ч 00 о_ ю <о см см
со о ю о" о" со со ^ со о" о о
ся
55 О) см о
я. со со оо о ч- см со 1П ч см ч ч
* Ч_ «о ю ч- о см. см со о о
< 1А К ООО о" о" см о" 1Л сч о" о" о о
ООО) ч см см со г— см ро. 91 г— о со
с 'Ч "1 см *— ю <0 ч (0 см *— см.
& а ООО о" о" Ч-" о" ч* т—" о" о" о о
и
• г- о_ о_ о о о_ о о
с О Ю 1П 00 О> о (О О) (О СП (О о> со о> оо о> о оо СП см СП о со ч"
X
Ж
X а
X X X а. ю
\0 а ч о со ч ч Г-. О) СП ю 00 О) О) см
> * ю ч со О) О) СО СО о ю г*. о о
я СО (О о _ О _ о о о о ^ см см
с а. Т- Т- рд 1 1 1 со см со - 1 - см 1 Ш N N - 1 к см 1 см 1 со см 1 см см о - 1 - см 1 ю см 1 01 см » 1 со см 1 см
с я о (О ю о Ч 14 О 61 о со 01 00 со со ч-ю ю ч ю (О о о со см —' ю о г*. СМ г^ —' о> о см о о
ю н ~ £ й о о о о о о см
а О см см см см см см см см см см см
ш н X 5 0 н и 01 X см
^
0 0 ч во 1 1
п п о о о
л а. а. а.
Возраст ■й ■§ О о ■? -с ¡5 ■с 5 ГО о ¡1 II 1 □> см а о. а п 1 > СП см о о. X л т ■§ > □) см а ¡1 II 1 > □> см а ^ л и >0 3" к 1 □> см а 5 «) а Я) I % г ■о ф о х IX ф X * X
0 0 X о. О.
X а) а)
л .с о. с с
а а. а> еа и о. 0 о.
&
01 оГ оГ __. о о о 5Г я- см
X Ю о^ О") ю ю см ч- ч ч оо о о ч ч
X я о ^ см со со
О) ч: X "ЧГ
X о X ф © в а> а> и и а а а> а> <и ф ф
£ ООО о о 0 0 о о о о о о о
а Q я а ООО и и и и и и и и и и и
Н Ц к и <и о о а) о о о 0 о о о 0 о о о о о о о о
Ш 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
2 ¡с а о. <и Н Н Ц <0 (0 о. о. о. о. а а о. о. о. а а
Й й Й Й Й Й ё Й Й Й
а: 2 2 2 г г г г г г г
о +
X
л \
£со § п
оа
*
* *
GEOCHEMICAL INVESTIGATIONS
at j
x
c; \o <c
3
X э
>s
«
I
V
s
s
e
о
u
>э о Й о с с >1 а
U
л
с я в-
и <
СМ СМ О СТ> О» о" СО* CN О
IЛ CN
О см"
Ю Ю О О)
'Т. Ч т- и m ш
5, ?! о> JI со ем" о" г-"
о I
о 5
Н Л
а. с
s 2
с « и
а.
Ю 1Л ^ с
ю" со" т"* 0 * а> х
CN CN
Q. С
О г 1>
О Ч- О! с
о" Т-" ЬЛ ^ 0 а)
СМ СМ CN
О СМ ю" -ч-"
т— CN
а чО
^intDIOiniNOM^OinffiO)
со -ч- см ем оо оо со
s S
5 к § u
а я
СО т- СМ
см о> о о ю
»
3
Z
%
о" ci ci ю" ю" N ^ ю" ю" м" сч да о г-' со N N со го (О
CnnfOfiflin^mtNnnnniNtNJNWCOCOfOCN
io
0 о п °о I
1
I ^
^NflOMiN^CMON О) 00 ОО ОО ОО ОО ОО 00 О)
о" о" о о о о о о" о"
ч- со о. о о
О с со to
in о ^
СО Ф О О)
о" О X
ооо
к Ф - щ О т- О т-
X я
s S-ю о
экчо ? Н Z
i о . 5 в 5 I 5 £.
frS s
^ 'i ю
а>
о
ом гм
I I I I
СТ) Ю СО Ч-
СО СО ч- Is-^ Ю О
см см
О) О ГО Ю t Tt
Т СМ СМ Т g g
HI in о m ° °
00 Ю О CO | ,
О) О (П (S Q) O)
CM CM 00 00
o' ^ " "
S n Ш T-"
ID
- О) СТ) Ю
oo to to о
со О О
о см CM CN
о
CO CM"
IO (N CO N
о CN" o" O"
CO O) O)
Ю
о
CM CM
CM CN
о о
CN CN
CM CM
ю ю о о о
CM CM CM
О CO CO t— T— ^
CM CM CM CN
s
а
n о
BO
1 „ £ о
tj -C3
« 1 ' с й в : >
о. а
о о a
_ i > O)
n гч Pi JP CN
о о а о о о
о о >" >" >
о а й
111* О О О to
>>>>•» о> о> oi о> -С -С
гч гч CN CN CN ем Q Q
а Q □ Q Q Q Q
я
4
X
5 ч в-
< >-
S -в-»
< X
* I
0 я
о- 2
2 3
о U а
NOlNOIDID^OIininm^^iNCOOO^^
т— т— |— ч— т— т— т— т— Г^-Г^*— — ч— т— г^^
иииииоиииоииииииииои оооооооооооооооооооо
ным размывом воробьевского горизонта. В групповом составе нефтей на УВ приходится от 74,0 до 85,6 %, в том числе от 42,7 до 56,8 % составляют насыщенные УВ. Содержание смол изменяется от 13,5 до 25,5 %, асфальте-нов - от 0,50 до 2,9 %.
Нефть из мендымского горизонта (скв. 179) в отличие от нефтей нижележащих живет-ских отложений более тяжелая (плотность 0,8813 г/см3) и смолистая. Содержание смол составляет 38,0 %, причем спирто-бензольные смолы преобладают над бензольными. Несмотря на высокое содержание смол, для этой нефти характерно малое содержание асфальтенов (1,0 %). По групповому составу к этой нефти близка нефть из интервала глубин 1439-1444 м отложений турнейского яруса (скв. 182).
В групповом составе битумов из трещиноватых зон тех же самых интервалов, что и нефти, увеличивается доля смолисто-ас-фальтеновых компонентов и снижается содержание УВ. Так, в составе экстракта из битуминозного песчаника, разбитого трещиной тектонического характера (скв. 7221) в интервале 2013-2017 м, содержание насыщенных и ароматических УВ несколько ниже, чем в добываемой нефти за счет заметного увеличения доли смол и асфальтенов.
Высокое содержание смол (39,72 %) отмечается для битумов из скв. 7159 и 179, 170 и 7221. Ярким примером перераспределения У В в деструктивных зонах при вертикальной миграции нефти через пласты песчаника является состав битумов из скв. 7340, расположенной в среднем блоке месторождения на правом борту Шалтинского прогиба. Нефтенасыщенный, с переходом в битумонасыщенный, керн из ардатовского горизонта
представлен мелкозернистым, сильно окварцованным песчаником и разбит системой субвертикальных трещин. В этой же скважине отмечается характерная особенность — в одном из образцов битума из этой зоны отмечается высокое содержание асфальтенов (34,3 %), при этом в другом образце битума содержание асфальтенов невысокое (1,9 %). Его состав практически не отличается от битумов из других раздробленных зон. Преобладание спирто-бензольных смол над бензольными в битуминозных песчаниках, раздробленных вертикальными трещинами, указывает и на окисленность остаточной нефти в зонах разлома, а также на краях залежей в зоне водонефтяных контактов.
Высокое содержание смол характерно для битумов из непродуктивных пород: кровли живетского яруса (скв. 170) и бийского горизонта (скв. 7142), а также мендым-ского горизонта верхнего девона (скв. 179), для которых типично наличие известняков с примесью глинистых материалов с высокими адсорбционными свойствами.
Сравнительный анализ состава и закономерностей относительного распределения w-алканов, ациклических изопреноидов и биомаркеров высшего порядка (стеранов и терпанов) по разрезу продуктивных толщ Матросовского месторождения (табл. 3, рис. 2-5) показал геохимическую неоднородность изученных образцов. По основным биомаркерным показателям (Арефьев O.A., Забродина М.Н., Русино-ва Г.В. и др., 1994; Каюкова Г.П., Зинатуллина И.П., Нигмедзянова Л.З. и др., 2003; Каюкова Г.П., Романов Г.В., Шарипова Н.С. и др., 2004; [5]) нефти и битумы эйфель-ских, живетских и верхнефранско-турнейских отложений различаются между собой.
Наиболее характерной особенностью состава битумов из отложений бийского горизонта эйфельско-
го яруса, залегающих трансгрессивно на эродированной поверхности фундамента в области распространения рифей-вендского комплекса пород, на их размытой поверхности (см. образцы 24, 25 в табл. 3), является сравнительно редко встречающееся распределение н-алканов — преобладание гомологов с четным числом атомов углерода в низко- и среднемолекулярных диапазонах (см. рис. 2). Считается, что такое распределение может указывать на морскую, резковосстановительную обстановку накопления и преобразования ОВ при раннем диагенезе, а также на незрелость битумов. Первое подтверждается низкими значениями отношения пристан/ фитан, второе — низкими значениями (меньше равновесных) стерановых параметров термической зрелости СгдБ/Р, С2дВВ/АА, представляющих собой отношения 5а(20Э)/5а(20Р) и 14(317р(20К)/5а(201*) эпимеров стеранов состава С2д (см. табл. 3, рис. 3).
Преобладание в этих битумах биоэпимеров (201?) стеранов С27 и присутствие стеранов С30 свидетельствуют об их морском генезисе (Арефьев О.А., Забродина М.Н., Русинова Г.В. и др., 1994; [5]). Отношения диастераны/регулярные стераны, равные 0,34 и 0,47, а также Т8/Тт, равные 0,37 и 0,46 (см. табл. 3, рис. 4), указывают на их связь с преимущественно карбонатными материнскими породами. Повышенные значения отношения вТЕР/РЕКИ по сравнению с образцами из других комплексов свидетельствуют о более высоком вкладе водорослевого материала в состав ОВ рассматриваемых битумов.
Нефти и основная масса битумов живетских отложений близки между собой по большинству молекулярных характеристик. В то же время они отличаются от описанных битумов бийских отложений по биомаркерным параметрам, отражающим литологию материнских пород и тип исходного ОВ (см. рис. 4).
Нефти и битумы рассматриваемого комплекса отложений генерированы глинистыми породами, на что указывают повышенные значения отношений Ts/Tm и DIA/REG (см. рис. 4) в восстановительной обстановке, что следует из величин отношений пристан/фитан (< 1) и сопоставимых концентраций С34 и С35 гомогопанов (гомогопановый индекс). Преобладание в распределении биологических (20R) эпимеров ааа-стеранов С27 гомолога, присутствие в заметных концентрациях стеранов состава С30, высокое содержание гомогопанов состава С31-С35 относительно С30 гопана свидетельствуют о морском генезисе нефтей и битумов живетских отложений. Это подтверждается распределением «-алканов, характеризующихся преобладанием низкомолекулярных гомологов и одним максимумом в этой области (н-С13-н-С15 для нефтей и //-С17-//-С19 для битумов), а также низкими значениями отношений пристан/фитан (< 1) и пристан/н-С17 (< 0,5) (см. табл. 3). В составе исходного для этих нефтей и битумов ОВ преобладал бактериальный материал, о чем свидетельствует низкое содержание стеранов относительно пентацикличе-ских тритерпанов (STER/PENT). По-видимому, исходный материал откладывался в прибрежно-мор-ских мелководных зонах, о чем свидетельствует высокое содержание трициклических терпанов относительно пентациклических (TRI/HOP) (см. рис. 5). В исследованных образцах отмечается повышенное содержание гаммацерана, что наряду с высоким содержанием С24 тетра-циклана относительно С23 и С26 трициклических терпанов (TET/TRI), а также прегнана относительно С27 ааа-стерана 20R (PREG/C27) является признаком повышенной солености вод в бассейне осадконакоп-ления по сравнению с нормальной морской (Каюкова Г.П., Романов Г.В., Шарипова Н.С., 2004).
Геохимические показатели состава нефтей и ХБА
Таблица 3
Номер образца Месторождение (скважина) Тип флюида Возраст Интервал глубин, м (место отбора керна, м) Pr/Ph Рг/н-с17 ph/«-c18 c29s/r* с29вв/ да** dia/reg tri/hop ts/tm ster/ pent
1 Алексеевское (405) ХБА 1847-1854 М 0,53 0,32 0,54 0,93 2,02 0,5 0,3 0,62 0,41
2 Матросовское 182) Нефть с* И»1! 1439-1444 0,56 0,35 0,64 0,94 1,94 0,18 0,18 0,23 0,28
3 Матросовское 179) 031,тс/ 1635-1640 0,71 0,67 1,04 1,06 2,24 0,44 0,22 0,28 0,23
4 Матросовское 7221) 02д ч,агс! 2013-2017 0,84 0,28 0,45 1,08 2,01 0,88 0,35 0,87 0,26
5 Матросовское 170) 02ду,ог£/ 2171-2197 0,73 0,25 0,45 1,11 2,05 0,87 0,33 0,87 0,28
6 Матросовское 186) Э2д М,УЬ 1988-1990 0,81 0,31 0,50 1,12 2 0,88 0,35 0,72 0,26
7 Матросовское 176) 02д У,УЬ 2066-2075 0,83 0,25 0,40 0,74 1,85 0,4 0,29 0,65 0,39
8 Матросовское 194) Э2д М,УЬ 2309-2315 0,88 0,26 0,41 1,23 2,33 1,15 0,37 0,87 0,27
9 Матросовское 179/1) ХБА С,1 1471-1479 0,47 0,43 0,81 0,93 1,75 0,16 0,14 0,2 0,33
10 Матросовское 179/2) с,1 1476-1481 0,50 1,10 1,51 0,9 1,76 0,46 0,11 0,3 0,33
11 Матросовское 179/3) с,1 1481-1486 0,51 0,42 0,79 1,0 1,85 0,34 0,13 0,34 0,36
12 Матросовское 179/4) Щ,тс1 1635-1640 0,58 0,95 1,29 0,87 1,71 0,29 0,09 0,2 0,24
13 Матросовское 179) Dзf ,т(1 1635-1640 0,60 0,93 1,39 1,05 2,25 0,42 0,16 0,23 0,19
14 Матросовское 7159) 031,р5Г1 2089-2094 0,82 0,32 0,52 0,84 1,66 0,48 0,2 0,38 0,47
(0,8)
15 Матросовское 7159) Ог^уЕюЛ 2089-2094 0,57 0,41 0,62 0,97 1,6 0,52 0,15 0,60 0,48
16 Матросовское 179) Отдя.уЬ 0 >5) 2037-2038,5 0,51 0,37 0,65 0,85 2,08 0,54 0,31 0,62 0,34
(0,8)
17 Матросовское 7340) 02д ч,агй 2054-2069 11 ■и 0,71 0,29 0,45 0,9 1,89 0,64 0,32 0,7 0,39
18 Матросовское 7340) 02ду,ол</ 2054-2069 0,93 0,27 0,31 0,86 1,83 0,49 0,35 0,77 0,34
(6,3)
19 Матросовское 7140) 02д М,УЬ 2100-2105 11 ■и 0,61 0,46 0,83 0,93 1,92 0,51 0,2 0,49 0,3
20 Матросовское 7221) 02ду,ол</ 2013-2017 П 7) 0,79 0,28 0,46 0,98 1,85 0,78 0,36 0,8 0,26
21 Матросовское 7183) 02ду, агб 2153-2158 0,80 0,27 0,44 0,79 1,82 0,52 0,34 0,73 0,29
(2,0)
22 Матросовское 170) 02д ч,агс! 2171-2179 0,81 0,32 0,48 1,15 1,87 0,79 0,28 1,17 0,38
(0,5)
23 Матросовское 170) 02д ч,агс! 2171-2179 0,58 0,30 0,48 1,25 2,67 0,88 0,36 0,69 0,32
(2,9)
24 Матросовское 7142) 2197-2202 0,67 0,39 0,39 0,38 0,89 0,34 0,18 0,37 0,72
(репер ниж- (0,8)
ней кровли)
25 Матросовское 7142) Ъ&.Ь 2202-2207 0,64 0,42 0,21 0,86 1,66 0,47 0,24 0,46 0,51
(репер ниж- (0,2)
ней кровли)
*C29S/R - 5a(20S)/5a(20R).
**С29ВВ/АА - 14[517p(20R) / 5a(20R).
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
Рис. 2. ХРОМАТОГРАММЫ НАСЫЩЕННЫХ ФРАКЦИИ ХБА
^иХл JlLjLJ
LvjJ tj^JJ kJ^J ljuj
Скв. Матросовская 7183; ХБА D2gv (ардатовский горизонт) (2153-2158 м)
iu-ijJw Lp^-J -u-^Àt-'
Lj
jjji
LaJ
bjMJiA
La
Скв. Матросовская 170; ХБА D2gv (ардатовский горизонт) (2171-2179 м)
jj
^^[jïL
Скв. Матросовская 170; ХБА D2gv (ардатовский горизонт) (2171-2179 м)
JLl,
Lu
Скв. Матросовская 7142; ХБА Dv (репер нижней кровли) (2197-2202 м)
^^Ll. LilrtÜ
Зрелость нефтей и битумов живетских отложений согласно значениям биомаркерных параметров соответствует верхам зоны "нефтяного окна" (см. рис. 3).
В составе биомаркеров нефтей и большинства образцов битумов верхнефран-турнейского карбонатного комплекса по сравнению с рассмотренными нефтями и битумами терригенного девона уменьшается содержание трицикличе-ских терпанов на фоне повышения
концентраций пентациклических (TRI/НОР) (см. рис. 5). В стеранах уменьшается содержание диастера-нов (перегруппированных) относительно регулярных (DIA/REG). В нефтях и битумах этого комплекса увеличивается содержание С30 сте-ранов, более заметное для верхнедевонских образцов. Распределение тритерпанов характеризуется повышением концентраций С2д нор-гопана относительно С30 гопана (значения отношения этих УВ в
среднем увеличиваются до ~1), уменьшением содержания С27 18а(Н)-трисноргопана (Т5) относительно С27 17а(Н)-трисноргопана (Тт) (см. рис. 3).
В некоторых образцах по разрезу скв. 179 фиксируются признаки слабой биодеградации: 1) уменьшение содержания я-алканов в насыщенной фракции на фоне увеличения концентрации ациклических изопреноидов; 2) повышение величин отношений пристан//^С17 и фи-тан///-С18 (см. образцы 3, 10, 12, 13 в табл. 3). Отмеченные особенности состава и распределения биомаркеров свидетельствуют о том, что нефти и битумы верхнефран-турней-ского комплекса генерированы преимущественно карбонатными материнскими породами, накапливавшимся в относительно глубоководных морских условиях в восстановительной обстановке. Как и для образцов терригенного девона, в составе ОВ верхнефран-турнейского комплекса значителен вклад бактериального материала. Зрелость нефтей и битумов, как и живетского яруса, соответствует верхам зоны "нефтяного окна".
Наблюдаемые различия значений отдельных биомаркерных параметров большинства образцов нефтей и битумов верхнефран-турней-ских отложений, с одной стороны, и живетских отложений — с другой позволяют разделить их на два основных геохимических типа, по-видимому, имеющих самостоятельные источники генерации: нефти и битумы верхнефран-турней-ских комплексов генерированы преимущественно в бассейне карбонатной седиментации, в то время как в составе генерирующих пород нефтей и битумов среднедевонско-го комплекса преобладали глинистые минералы.
Отдельно необходимо остановиться на трех образцах битумов из скв. 7159 и 179 (см. образцы 14, 15, 19 в табл. 3). По биомаркерным по-
GEOCHEMICAL INVESTIGATIONS
1 - нефти; 2 - битумы; номера образцов см. в табл. 3
Рис. 4. КОРРЕЛЯЦИЯ НЕФТЕИ И БИТУМОВ ПО ПАРАМЕТРАМ DIA/REG и Ts/Tm
Зрелость материнских пород
U
"Карбонатность" материнских пород
Ь 1>3
Е
1,1
0,9
0,7
Ь 0,5
0,3
ö
S 0,1
о
/ 22 Я
26* Е
1'" 18 /: ■ 21 ■ 1 ¿7 1 16 .......... - /*15 ....................'\/19i Го" 20 ■ 17 ■-и....................... 1.............................. 6 23* • ..........................
17 i 2.4 :141,/ ; 11" : 10: И/
: \ ............................зЛ'.................I.............................. 12 13 ■ ■
со $
sl
о.
СО ш
с[ о о.
о
А с
Б * g*
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
С27 (20S) ßa диастеран/С29 (20R) aaa стеран (DIA/REG)
Нефти и битумы: А - карбонатных отложений, Б - терригенных отложений, В -терригенных отложений из зоны разлома; 1 - нефти: 2— битумы; номера образцов см. в табл. 3
Рис. 3. БИОМАРКЕРНЫЙ ИНДЕКС "ЗРЕЛОСТИ" НЕФТЕЙ И БИТУМОВ
8 • 23 ■
22- Rl 5
25-2?п18и 17= 16 ^ "i4103i
" " '.'♦'*"" 1""" """"" 'и """"'-"""""""""" ' •7 •
• "24 И/
0 0,4 0,8 1,2 1,6 2,0 2,4 2,8
С29 стераны, 14ß, 17ß(20R)/5a(20R)
казателям они занимают промежуточное положение между описанными выше группами нефтей и битумов (см. рис. 3). Эти битумы от большинства других в соответствующих комплексах отложений также отличаются нехарактерным распределением н-алканов. Не укладывающиеся в общую закономерность образцы отобраны из разломной зоны, где могли быть наиболее благоприятные условия для межпла-стовых перемещений флюидов, в частности между живетскими и па-шийскими отложениями.
На миграционный характер нефти в образце песчаника из скв. 170, расположенной в зоне грабенооб-разного прогиба, которому соответствует разрывное нарушение субмеридионального простирания, указывает высокое значение стера-нового параметра термической зрелости (С29ВВ/АА (см. табл. 3), значительно превышающее равновесные. Наблюдаемое в данном случае уменьшение концентрации биоэпи-мера 5a(20R) происходит не только в результате термического созревания, но и вследствие хроматогра-фического эффекта (адсорбции) на породе, содержащей глины, при миграции нефти. Значения других биомаркерных параметров (фи-тан/я-С18, DIA/REG, Ts/Tm, стера-ны/гопаны) для этого образца свидетельствуют о его генетическом сходстве со всеми исследованными нефтями и битумами среднего девона живетского яруса.
Следует отметить определенное сходство битумов из пород живетского яруса с верхнедевонскими и турнейскими нефтями, проявляющееся в увеличении в них концентраций С30 стеранов (2- и 3-алкил-стеранов). Сходство проявляется также в близких значениях отношения адиантан к гопану (< 1) и показателя стеранов С28/С29 (0,40-0,48), который используется как таксоно-метрическая характеристика возраста нефтей морского генезиса (Ка-
юкова Г.П., Зинатуллина И.П., Ниг-метзянова Л.З. и др., 2003; Каюко-ва Г.П., Романов Г.В., Шарипова Н.С. и др., 2004; [5]).
Таким образом, анализ молекулярных биомаркерных параметров, отражающих тип материнского вещества и фациальные условия
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
о
о
Рис. 5. КОРРЕЛЯЦИЯ НЕФТЕИ И БИТУМОВ ПО ПАРАМЕТРАМ STER/RENT и TRI/HOP
CL
О
0,42 0,36 0,30 0,24 0,18 0,12
0,06
Прокариоты (бактерии)
Эукариоты (водоросли)
; 20• 23 N%> [il]
"■":'■...........■...............
Г'6.,,18" \
: \ # 5 17 -,
[ша!........j.................................Uxl
: /19 ...АР
\ и 10 ГТТГв1
26 = А
01
02
и X
§5
0,15 0,25 0,35 0,45 0,55 0,65 0,75 0, Естераны/пентациклические тритерпаны (STER/PENT)
85
1 - нефти; битумы: I- битумы пласта Оу, II- нефти и битумы терригенного комплекса Ог-з, IIIЛ, IIIВ- нефти и битумы карбонатного комплекса Вз-Су, IV- битумы терригенного комплекса Ог-з; номера образцов см. в табл. 3
его накопления и раннего диагенеза, позволил установить степень сходства и различия между изученными образцами нефтей и битумов Матросовского месторождения. Так, установлено полное генетическое сходство добываемых нефтей с битумами, экстрагируемыми из трещиноватых кернов одновозраст-ных продуктивных отложений, и подтвержден их миграционный характер в исследованных отложениях. Подразделение нефтей и битумов исследованных комплексов на два основных геохимических типа в свою очередь может быть обусловлено различными причинами: наличием разных очагов генерации УВ внутри комплекса, неодинаковой зрелостью материнского ОВ, а также разными расстояниями миграции УВ от очагов генерации. Нельзя исключать и возможность преобразования миграционных нефтей под воздействием микрофлоры вмещающих их пород, характерной для терригенных и карбонатных кол-
лекторов. В любом случае различия в составе исследованных флюидов свидетельствуют об изолированн-сти залежей в определенных стратиграфических границах исследуемого месторождения. Это согласуется с тем, что в настоящее время большинство тектонических трещин закупорено высокомолекулярными компонентами нефти, что наряду с продуктами преобразования минерального состава пород служит серьезным препятствием для вертикального перемещения флюидов и тем самым обеспечивает сохранность залежей нефтей малых месторождений, расположенных в тектонически активных зонах.
Результаты проведенных исследований (Ларская Е.С., Шеин B.C., 1997; [5]) дают основание предполагать, что нижний осадочный продуктивный живетский комплекс на юго-востоке Татарстана имеет источник генерации, связанный с более глубокими рифей-вендскими отложениями, залегающими под
девонскими образованиями непосредственно на фундаменте. Тектонические движения в процессе перестройки структурных планов способствовали образованию микро- и макротрещиноватости пород в зонах грабенообразных прогибов, которые являлись путями миграции нефти.
Литература
1. Еременко H.A. Геология нефти и газа на рубеже веков / Н.А.Еременко, Г.В.Чилингар. — М.: Наука, 1996.
2. Войтович Е.Д. Тектоника Татарстана / Е.Д.Войтович, Н.С.Гатиятул-лин. - Казань: КГУ, 1998.
3. Ларочкина И.А. Девонские гра-бенообразные прогибы Татарстана / И.А.Ларочкина, Н.С.Гатиятуллин и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — 1993. — № 10.
4. Славкин B.C. О роли малоамплитудных дизъюнктивных дислокаций в формировании скоплений углеводородов в природных резервуарах Запад-но-Сибирского бассейна / В.С.Славкин, Н.С.Шик, М.В.Дахнова, Назарова Е.С. // Геология нефти и газа. — 2002. — № 1.
5. Grantham P.J. Variation in stera-ne number distribution of marine sorce rock derived crude oils through geological time / P.J.Grantham, L.L.Wakefield // Org. Geochem. - 1988. - Vol. 12.
© Коллектив авторов, 2004
It was done an attempt to reveal the role of disjunctive dislocations in formation of multi-layered reservoirs of small fields of Tatarstan on the basis of studying peculiarities of changing composition of oils and organic matter of rocks from fractured zones of productive sections. The Matrosov field located in south-east of Tatarstan was selected as a object of study.
