CC BY
64
Р.Х. Масагутов
ООО «Башгеопроект», Уфа IvanovDI@bashneft.ru
ПРИРОДНЫЕ БИТУМЫ И ВЫСОКОВЯЗКИЕ НЕФТИ ВОСТОКА РУССКОЙ ПЛИТЫ
(НА ПРИМЕРЕ БАШКОРТОСТАНА)
Природные битумы и высоковязкие нефти в верхней части осадочного чехла по данным бурения встречены во многих тектонических регионах башкирского сектора Русской плиты (Рис. 1). Ниже приводятся сведения по некоторым из них.
Во внешней зоне Вельской депрессии битумные залежи в песках и гравийных отложениях неогеновой системы выявлены при изучении нефтеносности отдельных рифовых массивов барьерной полосы органогенных построек нижнепермского возраста. Так, бурением поисковых скважин на Ивановской площади установлено, что континентальные неогеновые отложения, залегающие на эродированной поверхности уфимских отложений над сводами Северо-Покровского и Старо-Кармалинского рифов ар-тинско-ассельского возраста, содержат черный битум вязкой консистенции. Битум обильно обволакивает песчинки и гравийные зерна. Он состоит из парафина (30,02 %), силикагелевых смол (20,25 %) и асфальтенов (14,8 %). Температура плавления парафина - 570С. Плотность и вязкость битума не определены. В скважине 74 Ивановка (Севе-ро-Покровский риф) битуминосные породы залегают в интервале 117 - 157 м и выделяются повышенными значениями кажущегося удельного электрического сопротивления, пониженными значениями на диаграммах гамма-каротажа. На Старо-Кармалинском рифе битуминос-ные песчаные и гравийные отложения залегают в интервале 155 - 180 м. В обоих случаях они перекрыты глинами.
Севернее Ивановской площади в том же тектоническом регионе установлена битуминосность кунгурских отложений в разрезе скв. 160 Зилим (Рис. 2), пробуренной на погружении Абзанов-ской антиклинальной складки, сформированной дизъюнктивной дислокацией субуральского направления взбросо-надвигово типа. На глубине 820 - 855 м скважина прошла выщелоченные каменные соли, содержащие битум, угловатые обломки доломитов, черных и цветных кремней, ангидритов и желваков гипса. Последний пронизан множеством фибрул вязкого битума. В ассоциации с ними встречалось значительное количество хорошо образованных дру-зовых призматических кристаллов ангидрита и пластинчатого гипса в полос-
тях выщелачивания вмещающей соли (Юсупов и др., 2001).
Материал шести проб с общим весом около 0,5 кг был отсортирован на две части (битумные фибрулы весом примерно 0,2 кг и обломочный остаток). В тяжелой фракции обломочного остатка обнаружены барит, пирит, частички цинкистой меди и серебристого металла, магнитные шарики, шлаковые корки, зерна магнетита и хромита. В легкой фракции присутствовало много чешуек графита, гипс и обломки кристалликов горного хрусталя с черными включениями. В одном из обломков кристаллов горного хрусталя (разм. 0,6 х 0,35 мм) в тонком шлифе при увеличении до 1600х среди нескольких включений в комбинированном освещении удалось зафиксировать трехфазовые включения, состоящие из гексагональной плас-
Скв. Интервал отбора керна (м) Выход керна (м) Описание пород
1 2 3 4
Бижбуляк-Абдулинская площадь
120 198,2-203,4 3,2 0,8м. Песчаник буровато-серый за счет нефтеносности.
203,4-207,3 1,9 Песчаник буровато-серый за счет нефтеносности
209,7-217,3 1,7 Песчаник буровато-серый слабо пропитан нефтью
193 141,5-144,6 0,5 Песчаник, отдельные прослои буровато-серые за счет слабой нефтеносности.
151,4-156,2 1,0 Песчаник в кровле 0,1м буровато-серый за счет нефтеносности
135 60,0-66,45 2,5 Песчаник, редко трещиноватый, по плоскостям трещин примазки нефти
66,4-70,9 0,8 Песчаник, редко трещиноватый со слабыми выходами нефти
70,9-75,0 1,2 Песчаник слабо неравномерно пропитан нефтью
75,0-81,45 1,5 Песчаник темно-коричневый за счет нефтеносности
201 211,3-220,8 5,5 1м. Песчаник коричневато-серый за счет нефтеносности, равномерно сильно пропитан нефтью 0,8м. Песчаник с буроватым оттенком за счет нефтеносности
234 199,85-205,7 0,5 Песчаник тонкими прослойками и участками пористый, где принимает коричневую окраску за счет выпотов нефти
205,7-212,2 1,6 Песчаник тонкими прослойками и участками пористый, где принимает коричневую окраску за счет выпотов нефти
269 166,4-179,4 2,0 0,7м. Алевролит местами кавернозный, по кавернам кальцит, смоченный окислившейся нефтью 0,2м. Песчаник хорошо нефтенасыщен 0,2м. Песчаник равномерно пропитан газированной нефтью 0,8м. Песчаник участками со слабыми выпотами нефти 0,1м. Песчаник с выпотами газированной нефти
Киргиз-Миякинская площадь
53 50,0-56,0 1,3 Песчаник по всему интервалу содержит окислившуюся нефть, в кавернах иногда содержится густая нефть
56,0-63,5 1,0 Известняк по кавернам и трещинам с содержанием густой нефти
153 97,0-99,0 0,3 0,15м. Песчаник, в средней части интервала наблюдается отдельная трещина, по которой содержится густая нефть
49 136,2-139,5 3,0 0,6м. Песчаник, очень редкими участками коричневато-серый за счет нефтеносности
30 97,8-105,8 4,3 1,05м. Песчаник участками серовато-коричневый, слабо пропитан нефтью 1,45м. Песчаник участками с желтоватым оттенком за счет нефтеносности
39 134,1-140,5 5,1 1,8м. Песчаник участками и линзами желтовато-коричневый за счет нефтеносности
Покровская площадь
1162 95,0-100,0 1,2м. Песчаник желтовато- серый, слабо пропитан нефтью
Табл. Краткая характеристика насыщенности нефтью пород уфимского яруса.
научно-технический журнал
I еоресурсы 4 (23) 2007
тинки графита размером 6 х 8 мкм, окруженные тонкой пленкой коричневой жидкости, в которой на грани графита четко выщеляется газовый пузыфек размером около 1015% от площади последней.
Битумные фибрулы от черного до коричневого цвета и с гладкой маслянистой поверхностью, представлены про-волковидными формами длиной от 5 - 6 до 20 - 30 мм и диаметром от 1 до 3-5 мм, реже в виде сферул 2-5 мм. Они содержат 33,13 % асфальтенов, 3,76 % парафинов, 32,02 % масел и 31,6 % механических примесей. Последние состоят из минеральныгх частиц вышеописанныгх пород, до 50 % которых представлены гексагональными табличками графита. Края табличек обыгано слегка изогнуты, вероятно, вследствие трения при движении по каналам. По (Кадик и др.,1986) это может быть и признаком начала выгорания графита при окислении несущего его мантийного флюида в верхние горизонты земной коры. В битуме определено содержание ванадия в количестве 431г/т, а никеля -121г/т, что превышает кондиции по ванадию в 4,31 раза, по никелю в 2,4 раза.
На этой же структуре, в более высоких структурных условиях, в трещиноватых мергелях нижней части кунгур-ского яруса (скв. 2 Ново-Чишминской площади, инт. 703,0754,0 м) произошел полный уход промыточной жидкости. По аналогии с Малышевским месторождением, расположенным юго-западнее вдоль той же тектонической линии, можно предположить, что зона поглощения содержит залежь нефти. На Малышевском месторождении нефтеносность связана с переслаивающимися трещиноватыми мергелями, известняками и доломитами артинс-кого возраста, залегающими в интервале 370 -560 м. Мергели составляют порядка 51% неф-тенасыщенного объема, остальные 49 % составляют известняки различной степени глинистости и доломитизации, часто пере-
Рис. 2.
Условные обозначения:
ангидрит
ВКв.
Скв.№ 160-Зилимская А1-111,87м
- Границы тектонических регионов: I | - Участки распространения отложений казанского яруса — - Граница Башкортостана •0- - Нижнепермские рифы
- Месторождения: Ш -Волковское Ш - Сергеевское Гз1 - Малышевское
битум
каменная соль
мергель
- Ивановская площадь
- Площадь с нефтепроявлениями в отложениях уфимского яруса
Рис. 1. ЮТс - Южно-Татарский свод, Бис - Бирская седловина, Блв - Благовещенская впадина, ВКв -Верхне-Камская впадина, Бс - Башкирский свод, Бд - Бельская депрессия, ШИс - Шихано-Ишимбайская седловина, Слв - Салмышская впадина, Мрд -Мраковская депрессия, СУ - Складчатым Урал.
ходящие в доломиты. ВНК залежи находится на отметке минус 360 м. Начальное пластовое давление составляло 4,4 - 4,5 МПа. Начальные дебиты скважины колебались в пределах 0,1 - 14,0 т/сут. Плотность нефти при 20 0С - 0,942 г/см3, кинематическая вязкость 835,7 сантистоке. При температуре от 0 до 10 0С нефть становится нетекучей. По состоянию на 01.01.07 из залежи отобрано 132 тыс.т нефти и текущий коэффициент извлечения ее составил 0,364 при конечном 0,405.
В Благовещенской впадине интересные данные по би-туминосности получены на Калтаевской площади структурного бурения. Определяющим элементом тектонического строения, контролирующим размещение месторождений нефти в отложениях девона и карбона, здесь является протяженная (до 100 км) Волковско-Гуровская зона гор-стовидных поднятий терригенного девона северо-восточного простирания. Юго-западнее основной залежи Вол-ковского месторождения, в непосредственной близости к разлому, вышвленному сейсморазведкой МОГТ по отражающему горизонту «Д1» терригенного девона и ограничивающему горстовидную зону с юго-восточной стороны, в структурной скв. 435 Калтаево при бурении интервала 162 - 193 м (иреньский горизонт кунгурского яруса) на устье наблюдалось проявление битума, мешавшее
4 (23) 2007
^научно-техническим журнал
Георесурсы
доведению скважины до проектной глубины (590 м). Из указанного интервала в желобную систему и приемный амбар поступило более 8м3 битума. Визуально битум представляет чешуйчатую и сыпучую массу черного цвета с резким запахом нефти. Растворяется в бензине, бензоле и спиртбензоле. В воде не растворим и разделяется в ней на сажистую массу, плавающую на поверхности, и тяжелые органические вещества, выпадающие в осадок. Групповой состав битума (по данным БашНИПИнефть) следующий: масла - 19,8 %, смолы - 23,3 % (бензольные 11 %, спиртбензольные 12,3 %), асфальтены - 56,9 %. Элементарный состав: С - 78 %, Н - 8,51 %, Б - 3,89 %, О+К+др. -9,6 %. Содержание ванадия и никеля не исследовалось.
Для изучения характера развития битумного скопления на расстояниях 100 м от скв. 435 в северо-восточном, юго-западном и западном направлениях пробурены 3 скважины с глубинами около 600 м. В их разрезах битумы не установлены. На основании изложенного и других фактов сделан вывод, что битумное скопление распространено в виде субвертикальной жилы и генетически связано с разрывным нарушением, сформировавшим Волковско-Гуровскую зону горстовидных поднятий. Поэтому протяженность жилы может достигать нескольких десятков километров и иметь значительные запасы (Масагутов, 1989).
На юго-восточном склоне Южно-Татарского свода во многих структурных скважинах на площади около 2000 км2 по каменному материалу на глубинах от 33 до 291м, преимущественно в зависимости от положения на склоне , установлена битуминосность и нефтеносность шешмин-ских отложений уфимского яруса (Рис. 1). Осадки шеш-минского горизонта характеризуются резкой литологичес-кой изменчивостью как по вертикали, так и латерали. Верхняя часть его представлена в основном песчаниками с подчиненными прослоями глин и алевролитов, реже известняков, нижняя - глинами и алевролитами с подчиненными прослоями песчаников. Песчаники, содержащие углеводороды, приурочены к верхней части горизонта, и их количество в разрезах скважин колеблется от 1 до 2.
Наиболее выщержанныш и наиболее представительным, как по мощности (до 10 -14 м), так и по степени насыщенности, является прикровельный пласт, перекрытый темно-серыми глинами спириферового подъяруса казанских отложений. По данным исследования керна скв.127 Бижбуляк-Абдулино пористость песчаников достигает 24,4 %, а проницаемость 0,650 мкм2. При бурении интервала 33 - 54 м в скв. 268 и 50 - 60 м в скв. 133 Бижбу-ляк-Абдулинской площади на поверхности промывочной жидкости наблюдались капельки и сгустки окисленной нефти, причем в первой на глубине 53,5 м произошло незначительное газирование. Нефтенасыщение песчаников часто равномерное по всей длине керна, иногда наблюдается прослоями и пятнами по пористым участкам. В ряде скважин керн содержит густую окислившуюся нефть, особенно по трещинам (Табл.).
Несмотря на то, что рассматриваемая территория Южно-Татарского свода характеризуется высокой степенью изученности буровыми работами, в геологии уфимских отложений остаются многие нерешенные вопросы. В частности, не изучен их структурный план, ареалы и закономерности распространения нефтенасыщенных пород, отсутствуют данные по физико-химическому соста-
ву углеводородов, коллекторские свойства определялись в единичных скважинах. Это же относится и к другим регионам, в которых установлены природные битумы и высоковязкие нефти.
В связи с вышеизложенным, можно сделать следующие выводы:
1. В образовании скоплений природных битумов и высоковязких нефтей, которые помимо прочего могут быть эффективными источниками ванадия и никеля, важную роль имеет дизъюнктивная тектоника.
2. Широкое распространение разрывных нарушений в осадочном чехле востока Русской плиты указывает на возможность открытия большого числа новых месторождений.
3. Перспективы нефте- и битуминосности уфимских отложений тесно связаны с развитием спириферовых осадков казанского яруса, имеющими в подошвенной части пласты глин с хорошими изолирующими свойствами.
4. Учитывая имеющиеся технологии использования природных битумов и высоковязких нефтей в качестве топлива для тепловых электростанций и сырья для химической промышленности, необходимо составить и реализовать целевую программу по их целенаправленному изучению.
5. Всестороннее изучение состава условий залегания, формирования скоплений и других аспектов рассматриваемых углеводородов, помогут решить вопросы об их источниках, путях миграции и т.д.
Литература
Кадик A.A., Луканин O.A. Дегазация верхней мантии при плавлении. М.: Наука. 1986.
Масагутов Р.Х. O возможности выявления новых видов неантиклинальных ловушек в палеозойском осадочном чехле Башкирии. Известия АН Каз.ССР. Серия геологическая. №2. 1989. 21-26.
Юсупов С.Ш., Масагутов Р.Х. Новые данные по минералогии, термометрии и геохимии нефтегазоносных районов Башкирского Приуралья. Тр. Х Международной конференции по термобароге-охимии. ВНИИСИМС. Александров. 2001. 399-441.
Москва: ООО «Геоинформмарк», 2006 г. - 80 с
Палеоврезы и их роль в освоении трудноизвлекаемых запасов нефти
Р.З. Мухаметшин
В книге освещен накопленный опыт поисково-разведочных работ на нефть в палеоврезах, выявленных на сегодня во многих нефтедобывающих регионах. Разведочная геофизика с помощью методов ЗСБЗ и МОГТ позволяет трассировать палеорусла с достаточной точностью, что повышает эффективность работ на
поиски в них залежей нефти. Значительная часть работы посвящена вопросам особенностей разработки залежей в таких сложных геологических объектах. По накопленному опыту в этом деле Татарстан является опытным полигоном. Книга по своей информативности и практической направленности представляет интерес для научных и производственных кругов, занимающихся вопросами разработки трудноизвлекаемых запасов нефти.
ISBN 5-98877-013-4
научно-технический журнал
ШЪ Георесурсы 4 (23)
