Выявление роли допалеозойских толщ в формировании нефтеносности Татарстана

ВЫЯВЛЕНИЕ РОДИ ДОПАЛЕОЗОЙСКИХ ТОДЩ В ФОРМИРОВАНИИ НЕФТЕНОСНОСТИ ТАТАРСТАНА

ГЛ.Каюкова, Г.В.Романов

Исследования последних лет в области нефтяной геологии существенно изменили представления об условиях формирования и сохранения залежей нефти и газа на больших глубинах и способствовали развитию новых тенденций в оценке роли допалеозойских толщ при формировании нефтеносности территории Татарстана [1-3]. Изменения вызваны открытием разуплотненных флюидо-носных интервалов в кристаллическом комплексе Татарстана, наличием и составом ОВ в глинистых минералах зон дест-рукций, многочисленных разломов фундамента, прослеживающихся вверх по разрезу в осадочном чехле в виде зон трещиноватости, с которыми могут быть связаны пути миграции УВ к местам своего скопления [4—6].

Рассмотрим взаимосвязь нефтега-зоносности осадочного чехла и фундамента на территории Татарстана на основе комплексного исследования вещественного состава пород и характера распределения в них биомаркерных УВ.

Для этого были изучены образцы пород из разновозрастных стратиграфических комплексов палеозоя, включая живетский ярус среднего девона, пашийский горизонт и доманиковые толщи верхнего девона, с площадей, расположенных вблизи Алтунино-Шу-накского прогиба (Ромашкинское месторождение, Акташская и Тлянчи-Та-макская площади) и в отдаленных от прогиба площадей, а также образцы из рифей-вендского допалеозойского осадочного комплекса и фундамента архейского возраста с Ульяновской, Ура-тьминской, Тлянчи-Тамакской, Бавлин-ской, Мухарметовской, Мензелино-Ак-танышской и Ново-Елховской площадей Южно-Татарского свода (табл. 1—3).

Комплекс проведенных работ включал исследование образцов пород пиролитическим методом 13оск-Еуа1, экстракцию хлороформенных битумов (ХБА), жидкости о-адсорбционное раз-

деление ХБА и нефтей на фракции, га-зохроматографический и хромато-масс-спектрометрический анализы насыщенных фракций (основной объем геохимических исследований выполнен в геохимическом центре ВНИГНИ).

Исследование пород пиролитическим методом Носк-Еуа!

Геохимический анализ образцов битуминозных пород показал, что как в центральной части Южно-Татарского свода, на Миннибаевской, Альметьев-ской, Абдрахмановской, Кармалинской, Березовской, Павловской площадях Ро-машкинского месторождения, так и на склонах свода: юго-восточном — Бав-линское, Алексеевское и Матросовское месторождения; восточном — Мухар-метовское месторождение ОВ в породах из продуктивных пластов представлено преимущественно эпигенетичны-ми битумами. Об этом свидетельствует высокое содержание ХБА в породах, в большинстве случаев равное содержанию Сорг, а также результаты пиролиза пород по методу 13оск-Еуа1. Свободное нефтесодержание (81) в большинстве образцов превышает выход УВ, образующихся в процессе деструкции керо-гена (вг) (см. табл. 1). Судя по высоким значениям индекса продуктивности пород Р1 = 31/{31+32), равного 0,58-0,77, некоторые битумы с площадей Ромаш-кинского месторождения по сути дела, являются остаточными нефтями, так как индекс продуктивности, равный или выше 0,55, как правило указывает на наличие проницаемого продуктивного пласта.

Высокое нефтесодержание характерно для большинства образцов из тер-ригенных отложений девона юго-востока Татарстана, включая Бавлинское, Алексеевское, Матросовское и Мухар-метовское месторождения. На примере Матросовского месторождения, расположенного на крайнем юго-востоке Та-

тарстана, непосредственно в зоне Шал-тинского прогиба, подтвержден миграционный тип битумов в породах из дизъюнктивных зон промышленной нефтеносности (Каюкова Г.П., Зинатуллина И.П., Романов Г.В. и др., 2004).

Присутствие в основном сингене-тичного ОВ можно предположить в двух образцах Ямашинской площади (скв. 554), расположенной на западном склоне Южно-Татарского свода. Из двух исследованных образцов, характеризующихся низким индексом продуктивности (0,06), один приурочен к аргиллитам саргаевского горизонта верхнего девона, другой — к карбонатным отложениям доманиковой свиты. Зрелость пород по Ттах пиролиза (425,9-428,2 °С) соответствует концу стадии протокатагенеза.

В отличие от пород осадочной толщи образцы пород фундамента и рифей-вендских отложений характеризуются крайне низким нефтегенерационным потенциалом. Это согласуется с данными по Бавлинской площади (Каюкова Г.П., Нигмедзянова Л.З., Романов Г.В. и др., 2004). Содержание в них составляет всего 0,003-0,026 %, концентрация ХБА в породах также очень мала (0,0001 -0.0630 %). Показатели пиролиза очень низкие: Б) составляет 0,08-0,18 мг/г породы, а Бг — 0,22-0,79 мг/г породы. Максимальная температура пиролиза в большинстве исследованных образцов из пород фундамента ниже 400 °С (см. табл. 1).

Наблюдается некоторая дифференциация пород из глубоких скважин по содержанию ОВ и показателям его пиролиза. Несколько повышенные значения индекса продуктивности отмечаются в скв. 40090 Мухарметовского месторождения. Здесь пашийские отложения непосредственно залегают на породах фундамента. И.П.Зинатуллина (2001) на данном месторождении выявила трещины тектонического характера, прослеживающиеся от кристаллического фундамента до отложений боб-риковского горизонта включительно.

Результаты битуминологического анализа образцов пород осадочной толщи и фундамента Южно-Татарского свода

гп

R

я

»

i е н 5

> £

ы о о

Месторождение, Возраст Интервал глубин, и (место Литология Сорг, % ХБА, % Данные пиролиза PI

площадь, номер скв. отбора керна, м) Si, мг/г S2, мг/г т "с. 'шах» s-5

Осадочная толп Ш

Ямашинская,554 D3dm 1731,0-1734,5 И 4,52 0,6291 1,75 29,17 425,9 0,06

Ямашинская,554 D3sr 1734,5-1788,5 А 3,87 0,4403 1,16 17,74 428,2 0,06

Березовская, 21567 D2gv 1869,0-1876,0 П 0,04 1,3058 7,94 3,98 401,9 0,67

Альметьезская,32392 D3psh 1662,0-1662,5 п 0,86 0,4403 3,76 2,42 418,6 0,61

Альметьевская,32392 D3psh 1658,5-1660,0 А 0,27 0,0371 0,19 0,50 432,2 0,28

Альметьевская,21186 D29V 1817,0-1826,0 П 0,01 1,9141 16,34 4,87 395,9 0,77

Минибаевская, 14936 D3psh 1797,0-1806,0 п 0,60 0,4403 3,34 2,41 418,5 0,58

Минибаевская, 14936 D3psh 1797,0-1806,0 А 0,51 0,0281 0,18 0,53 435,1 0,25

Абдрахмамовская, 23513 D3psh 1309,0-1810,0 П 1,08 1,2985 6,54 3,44 413,7 0,65

Павловская, 19417 D,gv 1844,0-1850,0 п 0,06 0,991 5,76 2,34 376,0 0,71

Кармалинская, 19077 D3dm 1755,0-1756,0 и - 0,0557 0,21 0,33 380,8 0,39

Бавлинское,25Б5 D3psh 1795,0-1800,0 (0,1) п 1,42 1,81 5,90 10,46 436,2 0,36

Бавлинское,2693 D3psh 1816,0 1820,0 (0,1) п 0,61 1,008 5,03 3,02 415,3 0,62

Бавлинское,2693 D3psh 1816,0-1820,0 (1,1) п 0,31 0,84 2,93 1,59 431,9 0,65

Мухарметовское, 40090 D3psh 1715,0-1721,0 (2,2) п 0,33 0,009 0,23 0,35 385,8 0,40

Мухарметовское, 40090 D3psh 1715,0-1721,0 (2,6) п 0,37 0,30 1,71 1,28 405,7 0,57

Мухарметовское, 40090 D3psh 1715,0-1721,0 (4,0) п 1,29 1,91 8,75 4,85 419,2 0,64

Алексеевское, 405 D29V 1847,0-1854,0 п 0,20 0,46 3,47 1,52 367,5 0,89

Матросовское, 179 D3md 1635,0-1640,0 п 0,40 0,16 0,91 0,94 Не опр. 0,49

Матросовское, 7159 D3psh 2089,0-2094,0 (1,5) п 0,12 0,12 0,84 0,81 338,2 0,51

Матросовское, 179 D2gv 2037,0-2038,5 (0,8) п 0,59 0,68 5,24 2,30 395,4 0,69

Фундамент

Бавлинское,20020 R-V 1939,0-1945,0 (0,8-1,5) А+П 0,06 0,052 0,17 0,67 341,1 0,20

Бавлинское,3915/1 R-V 2161,0-2164,0 А+П 0,04 0,0012 0,11 0,29 335,1 0,28

Бавлинское,3915/2 R-V 2213,0-2219,0 А+П 0,003 0,0003 0,12 0,32 357,1 0,27

Бавлинское,20011 AR-PR 2482,0-2496,0 М 0,01 0,0012 0,08 0,25 351,6 0,24

Бавлинское,20011 AR-PR 2507,0-2513,0 М 0,07 0,0025 0,08 0,27 328,9 0,23

Бавлинское,20011 AR-PR 3036,0-3039,0 М 0,03 0,005 0,08 0,28 341,4 0,22

Бавлинское,20011 AR-PR 3240,0-3246,0 М 0,03 0,005 0,09 0,27 348,7 0,25

Бавлинское,20011 AR-PR 3494,0-3500,0 М 0,02 0,005 0,09 0,31 354,9 0,22

Мухарметовское, 40090 AR-PR 1726,0-1731,0 (1,0) м 0,10 0,017 0,16 0,33 425,9 0,33

Мухарметовское, 40090 AR-PR 1806,0-1812,0 (2,3) м 0,03 0,063 0,15 0,33 359,1 0,31

Мензелино-Актанышская, 20005 AR-PR 3778,0-3780,6 (2,62) м 0,04 0,004 0,17 0,66 741,0 0,20

Мензелино-Актанышская, 20005 AR-PR 3885,0-3888,5 (1,48) м 0,05 0,007 0,16 0,68 396,2 0,19

Мензелино-Актанышская, 20005 AR-PR 4011,4-4015,9 м 0,03 0,016 0,17 0,67 762,1 0,20

Тлянчи-Тамакская, 678 R-V 1910,0-1920,0 А+П 0,015 0,08 0,07 0,30 Не опр. 0,19

Тлянчи-Тамакская, 678 AR-PR 2137,0-2139,0 (0,9) м 0,08 0,009 0,18 0,74 351,5 0,20

Уратьминская, 752 AR-PR 1891,0-1898,0 м 0,0149 0,14 0,33 344,5 0,30

Ульяновская,2216 R-V 2051,2-2056,0 А+П 0,0003 0,17 0,62 347,1 0,21

Ульяновская,2216 R-V 2105,4-2109,7 А+П 0,0003 0,18 0,68 340,1 0,21

Ульяновская, 2216 AR-PR 2131,1-2133,2 М 0,0001 0,18 0,61 348,2 0,23

Ульяновская,2216 AR-PR 2151,1-2155,9 М 0,0003 0,18 0,58 343,9 0,24

Ульяновская,2216 AR-PR 2329,0-2334,0 (3,0) М 0,03 0,026 0,16 0,65 358,9 0,20

Ульяновская,663 AR-PR 2148,0-2150,0 М 0,09 0,0020 0,12 0,22 425,4 0,35

Ульяновская,663 AR-PR 2171,0-2175,1 М 0,026 0,0012 0,08 0,28 348,6 0,22

Ульяновская,663 AR-PR 2224-2228,5 М 0,05 0,005 0,19 0,79 422,5 0,19

Ульяновская,663 AR-PR 2355,3-2423,9 М 0,04 0,0011 0,16 0,65 356,1 0,20

Ново-Елховское,20009 AR-PR 5850,0 М 0,0022 0,13 0,28 358,3 0,32

о со

Примечание. Р1 = 81/(81 + 82) — индекс продуктивности, И — известняки, А — аргиллиты, П — песчаники, М — метаморфизованные породы.

Групповой состав битумов из пород осадочной толши и фундамента Южно-Татарского свода

Групповой состаа, мае. %

Месторождение, площадь, номер скважины Возраст Интервал глубин, м (место отбора керна, м) Литология УЗ Смолы Асфальтены

насыщенные ароматические бензольные спиртобензольн ые

Осадочный чехол

Уратьминская, 792 Уратьминская, 792 Уратьминская, 792 Ямашинская,554 Ямашинская,554 Березовская, 32875 Березовская,32875 Березовская,21567 Альметьевская, 32392 Альметьевска»,21186 Минибаевская, 14936 Абдрахмановская, 23513 Абдрахмановская, 23513 Павловская,19417 Кармалинская, 19077 Б;е1т 03с1т 03с1т О.зг D3p.sH ГЬрйЬ 02ду 03рэЬ О^рвН 05рй В2ду О^гп 1626,0-1627,5 1638,0-1641,0 1646.4-1665,0 1731,0-1734,5 1734.5-1788,6 1761,0-1762,6 1766,8-1770,0 1869,0-1876,0 1662,0-1662,5 1817,0-1826,0 1797,0-1806,0 1814,0-1816,0 1809,0-1810,0 1844,0-1850,0 1755,0-1756,0 И А А И А А А П П П П А П П И 9,47 9,04 8,90 15,75 13,95 29.80 16,38 23,30 36,10 37,43 30,00 12,51 16.81 30,26 22,00 6,30 11,84 7,90 13.89 10,96 21.90 13,90 20.93 20,80 19,15 32,50 18,05 19.94 27,56 12,64 6,30 8,40 8,50 11,83 £75,09 16,80 11,45 16,57 17,50 19,34 8,90 13,89 13,95 12,85 21,60 26,08 27,31 19,70 28,37 22,80 32,41 26,57 21,20 21,04 13,90 26,39 26,63 16,39 30,03 51.85 43,41 55,0 30,16 8,70 25.86 12,63 4,40 3,04 14,70 29,16 22,67 12,94 13,73

Бавлинсксе,2585 1795,0-1800,0 (0,1) П £58,01 9,45 14,15 18,39

Бавлинское,2693 03рзЬ 1816,0-1820,0 (0,1) п 161,39 8,37 22,79 7,45

Бавлинское,2693 1816,0-1820,0 (1,1) п 147,69 10,78 38,46 3,07

Мухарметовское, 40090 1715,0-1721,0 (2,6) п £16,10 34,70 26,30 22,9

Мухарметовское, 40090 03рзЬ 1715,0-1721,0 (4,0) п 148,00 29,00 14,00 9,00

Мухарметовское, 40090 С;,Р8Г1 1726,0-1731,0 (1,0) п X 53,00 25,00 16,00 6,00

Алексеевское, 405 Р2ду 1847,0-1854,0 п 30,40 41,40 12,40 15,60 0,20

Матросовское, 179 Зт<) 1635,0-1640,0 и 25,00 31,10 £33,40 10,50

Матросовское, 7159 03Р5(1 2084,0-2094,0 п 33,40 26,70 16,30 20,00 3,60

Матросовское, 179 02ду 2037,0-2038,5 п 32,70 28,30 16,60 21,40 1,00

Фундамент |

Бавлинское,20020 Й-У 1939,0-1945,0 А+П 26,40 18,00 21,90 23,40 10,30

Бавлинское,20011 АЙ-РЙ 2482,0-2492,0 м 15,80 12,50 21,10 30,90 19,70

Бавлинское,20011 АЙ-РР 2507,0-2513,0 М 22,30 13,00 18,60 31,80 14,30

Бавлинское,20011 АЙ-РЯ 3036,0-3039,0 м 23,00 13,40 11,50 34,20 17,90

Бавлинское,20011 А1?-Р1? 3240,0-3246,0 м 22,10 12,00 8,00 36,50 21,40

Бавлинское,20011 А1?РР! 3494,0-3500,0 м 20,90 10,80 11,00 38,00 19,30

Мензелино-Актанышская, 20005 Ай-Р1? 3778,0-3780,6 м 28,10 18,90 16,00 26,00 11,00

Мензелино-Актанышская,20005 АЙ-РЙ 3885,0-3888,6 м 29,90 17,60 22,30 27,50 2,70

Мензелино-Актанышская, 20005 А1?РР 4011,4-4015,9 м 20,60 13,80 25,10 30,80 9,70

Тлянчи-Тамакская, 678 Я-У 1935,0-1940,0 А+П 21,40 18,10 23,50 33,00 4,00

Тлянчи-Тамакская, 678 А1?-Р1? 2137,0-2139,0 м 22,30 17,90 19,30 32,10 8,40

Тлянчи-Тамакская, 678 А^РР 2401,0-2410,0 м 21,20 18,60 20,10 32,40 7,70

Ульяновская,663 Й-У 2148,0-2150,0 А+П 26,20 17,00 14,40 28,60 13,80

Ульяновская, 663 А1?-Р1? 2355,3-2423,9 М 24,80 16,00 21,30 25,70 12,20

Ульяновская,2216 АИР!? 2329,0-2334,0 М 28,10 20,60 18,00 27,40 5,90

Р

0

1

В р

о

.9

го о о

См. примечание в табл. 1.

Рис. 1. КОРРЕЛЯЦИЯ БИТУМОВ ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА И ПОРОД ФУНДАМЕНТА ЮЖНО-ТАТАРСКОГО СВОДА ПО ГЕОХИМИЧЕСКИМ ПОКАЗАТЕЛЯМ присган/н-С» и фитан/н-С«

V *

\

X в I-X

е

*

\ X (б I-

.X

©

1,56

1,39 1,27

1,05

0,89 0,77 0,65

0,48 0,35 0,20

1,63 1,51

1,21 1,10 0,97 0,87

0,67 0,57

А

- 10 • • 17

- 11 •о • 3 • 27 «

16 * 23 • 4 • 7 •

- ¿340 ,с Ь 12 " *• 13 • 5 •

28 • 19 • 15 »2 * •

0,27 0,43 0,56 0,71 0,37 0,49 0,62 0,77

В

2

17 •

18

0,41 0,60 0,77 1,06 0,51 0,68 0,88

31 21* • 14

29 •

25

4 22

0,92 0,27 0,43 0,56 0,71 0,92

Пристан/н-С„ 0,37 0,49 0,62 0,77

21

26 8

19 $4

194 •

16

12

}

22

23

, 1,36 1,23 Пристан///-С17

28

0,41 0,60 0,77 1,06 1,36

0,51 0,68 0,88 1,23

А -ОзрвЬ ёт: г= 0,63; р = 0,0009; -0,06+1,59х; 0,74;р = 0,0135; у = 0,06+1,41х; В-К-У• г-0,90; р = 0,06;у = 0,33 + 0,93х;

Г- АЯ-РИ: г= 0,61; р = 0,004; у = 0,58 + 0,62х; номера образцовюсадочный чехол

Судя по показателям пиролиза, при переходе от пород фундамента к песчаным пластам пашийского горизонта наблюдается увеличение значений индекса нефтяной продуктивности пород с 0,33 до 0,64. Это дает основание полагать, что нефтяные УВ мигрировали через разломные зоны вверх по разрезу, концентрируясь в пластах с хорошими коллекторскими свойствами.

Групповой состав битумов

Групповой состав исследованных образцов битумов сильно варьирует (см. табл. 2). В сингенетичных образцах из скв. 554 Ямашинской площади (известняки и аргиллиты) большая часть битумов приходится на смолисто-асфальте-новые компоненты. Высокое содержание асфальтенов и спиртобензольных смол и крайне низкое содержание насыщенных и ароматических УВ характерно для трех образцов битумов из доманиковых отложений Уратьминской площади (см. табл. 2).

По сравнению с битумами из доманиковых отложений в эпигенетичных битумах из регионально-продуктивных отложений пашийского горизонта и нижнего продуктивного живетского комплекса Березовской, Альметьев-ской, Павловской и других площадей Ромашкинского месторождения содержание УВ повышается в 2 раза и более. Доля смолисто-асфальтеновых компонентов заметно снижается. Однако и в этих отложениях встречаются образцы битумов с достаточно высоким содержанием асфальтенов. Например, содержание асфальтенов в ХБА пород из песчаных пластов пашийского горизонта Абрахмановской площади составляет 22,67 %. В битумах из аргиллитов этого же горизонта содержание асфальтенов заметно выше.

Отмечается крайняя неоднородность состава битумов и по разрезу па-шийских отложений Бавлинского и Му-харметовского месторождений юго-вос-тока Татарстана (см. табл. 2). На Мухар-метовском месторождении в небольшом интервале глубин 1715-1731 м существенные различия наблюдаются в содержании асфальтенов (22,9 и 6,0 %). Суммарное содержание смол (бензольных и спиртобензольных) составляет 41-61 %. В групповом составе миграционных битумов из песчаных пластов живетских отложений Матросовского месторождения, разбитых трещинами тектонического ха-

рактера, наблюдается высокое содержание смол и асфальтенов (Каюкова Г.П., Зинатуллина И.П., Романов Г.В. и др., 2004). В добываемых нефтях из тех же самых интервалов глубин содержание асфальтенов и смол резко снижается. Концентрирование смолисто-асфальтено-вых компонентов в продуктивных песчаных пластах, раздробленных вертикальными трещинами, может являться результатом перераспределения УВ в деструктивных зонах при вертикальной или латеральной миграции нефти, а также вызвано влиянием процессов окисления.

Подобно некоторым образцам битумов из продуктивных горизонтов осадочной толщи, в битумах из отложений рифея — венда и гранитогнейсов фундамента Бавлинской и Ульяновской площадей наблюдается высокое содержание спиртобензольных смол (23,4-38,0 %) и асфальтенов (11,0-21,4 %) (см. табл. 2). Сравнительно низкое содержание асфальтенов (2,7-9,7 %) характерно для битумов Тлянчи-Тамакской и Мензели-но-Актанышской площадей, что подтверждает их миграционный характер. Различия, по-видимому, обусловлены перераспределением УВ-компонентов в процессах миграции нефти.

Особенности состава биомаркерных углеводородов

Анализ распределения «-алканов, ациклических изопреноидов, стеранов и терпанов в насыщенных фракциях битумов из пород осадочного чехла и фундамента (рис. 1-4) позволил выявить ряд закономерностей изменения их биомаркерных параметров в связи с стратиграфической приуроченностью и пространственным положением изученных объектов в пределах исследуемых площадей.

Так, отличительные особенности состава «-алканов и ациклических изопреноидов по разрезу исследованных комплексов находят свое отражение в заметных вариациях значений геохимических показателей пристан/я-С^ и фи-тан/и-С^,

Высокая значимая связь с коэффициентом корреляции г = 0,74 между показателями пристан/н-Сц и фи-тан/«-Си отмечается для битумов живетских отложений и почти линейная связь с коэффициентом корреляции г= = 0,90 — для битумов рифей-вендского осадочного комплекса (см. рис. 1). Для терригенных пашийских и карбонатных

доманиковых горизонтов верхнего девона, а также пород фундамента связь между данными параметрами хотя и значимая, но несколько слабее, о чем свидетельствуют более низкие значения коэффициентов корреляции (г = 0,63 и 0,61 соответственно).

Наблюдаемые закономерности распределения я-алканов и ациклических изопреноидов по разрезу пород фундамента и отложений осадочного чехла, а также значения отношения пристан/фитан < 1 свидетельствуют об образовании исследованных битумов из OB сапропелевого типа в восстановительных условиях морского бассейна и о сходных геохимических процессах их дальнейшего преобразования в исследованных комплексах.

Исследование корреляционных связей между наиболее информативными биомаркерными параметрами, представляющими собой отношения перегруппированных стеранов к стеранам регулярного строения (DIA/REG) и более стабильного C^IßaC (Н)-трисноргопа-на (Ts) к менее стабильному Сг717а(Н)-трисноргопану (Tm) (Ts/Tm), с применением методов статистического анализа позволило провести дифференциацию битумов из различных стратиграфических комплексов в зависимости от литофациального состава генерирующих материнских пород (см. рис. 2).

Во всех образцах битумов из верхнедевонских доманиковых отложений (см. рис. 2, тип 1) отмечены низкие значения отношений DIA/REG = 0,12-0,42 и Ts/Tm = 0,14-0,33, что характерно для У В, генетически связанных с OB карбонатных материнских пород. Связь между данными параметрами достаточно слабая, с коэффициентом корреляции г= 0,54.

В отличие от битумов доманиковых отложений, битумы из пород живетских отложений среднедевонского комплекса генетически связаны с преимущественно глинистыми материнскими толщами (см. рис. 2, тип 3). Об этом свидетельствуют повышенные значения отношений DIA/REG (С2720Бра-диа-стеран/C2920Raaa-crepaH) = 0,31-0,79 и Ts/Tm = 0,35-0,80, включая битумы живетского комплекса крайнего юго-востока. При исследовании корреляционных зависимостей были использованы данные из работы Г.П.Каюковой, И.П.Зинатуллина, Г.В.Романова и др. (2004) по битумам из трещиноватых зон продуктивных пластов Матросовского месторождения (скв. 7340, 7140, 7221, 7183 и 170).

Рис. 2. КОРРЕЛЯЦИЯ БИТУМОВ ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА И ПОРОД ФУНДАМЕНТА ПО БИОМАРКЕРНЫМ ПАРАМЕТРАМ DIA/REG и Ts Яш

0,12 0,29 0,39 0,480,56 0,650,73 0,84 0,92 DIA/REG

о 1 о • А

2 3 4

Типы: Í-Dsdm:т = 0,54;р = 0,11 ;у= 0,02 + 0,74.x;2-D3psh:г-0,28;р-0,33;у-0,27 + + О.ЗЗх; 3- Dzgv: г = 0,69; р = 0,04; у = 0,23 + 0,72х; 4 - R-V: г = -0,84; р = 0,08; у = 1,11 -- О.ббх; 5 - AR-PR: г = 0,04; р = 0,87; у = 0,70 + 0,05х; номера образцов см. на рис. 1

Выявлена достаточно высокая корреляционная связь с коэффициентом корреляции г = 0,69 между данными параметрами для битумов живетско-го комплекса.

Согласно современным представлениям повышенные значения параметров DIA/REG и Ts/Tm обусловлены образованием диастеранов и Сг718а(Н)-трисноргопана (Ts) в результате скелетных перегруппировок регулярных сте-ранов и менее стабильного Cj717а (Н)-трисноргопана (Тт), катализируемых глинистыми минералами. В карбонатных породах эти процессы чаще всего незначительны.

Для битумов пород фундамента связь между параметрами DIA/REG и Ts/Tm отсутствует — г = 0,04 (см. рис. 2, тип 5). Битумы из скважин, пробуренных на фундамент, несмотря на их расположение в разных структур-но-тектонических элементах Южно-Та-тарского свода и значительное удаление друг от друга, по молекулярным параметрам весьма однотипны и четко обособляются в отдельную группу. Значения отношений DIA/REG = 0,35-0,92 и Ts/Tm = 0,31-0,94 в них повышенные, что указывает на связь с OB гли-

нистых отложений. Наблюдается достаточно широкая область перекрывания значений данных молекулярных параметров битумов фундамента и жи-ветских отложений. Это свидетельствует о том, что накопление и преобразование нефтематеринского OB происходили в сходных геолого-геохимических условиях.

Как видно из рис. 2, значительный разброс значений отношений DIA/REG (0,12-1,07) и Ts/Tm (0,23-1,02) наблюдается для битумов из пашийских отложений верхнего девона (см. рис. 2, тип 2) и рифей-вендского комплекса (см. рис. 2, тип 4). Если для битумов рифей-венда существует высокая обратная корреляционная связь между данными параметрами (г = - 0,84), то для битумов из пашийских отложений связь отсутствует из-за особенностей состава их биомаркеров. Так, ряд образцов битумов из отложений пашийского горизонта независимо от состава вмещающих их пород (аргиллиты или песчаники) с Березовской, Абдрахмановской, Ромашкин-ской, Зай-Каратайской, Павловской площадей Ромашкинского месторождения, а также Мухарметовского и Матро-совского месторождений характеризу-

ются высокими значениями показателей DIA/REG и Ts/Tm, свидетельствующими о их генетической связи с битумами фундамента и нижнего продуктивного живетского комплекса.

Низкие значения отношений DIA/REG и Ts/Tm отмечаются для битумов из живетских отложений Альметьев-ской площади (скв. 21186), пашийских отложений Миннибаевской (скв. 14936) и Абдрахмановской (скв. 23513) площадей, Основным источником этих битумов, по-видимому, являются карбонатные породы.

Для битумов из песчаников пашийских отложений Тлянчи-Тамакской (скв. 531), Акташской (скв. 3286 и 2438) и Березовской (скв. 32875) площадей, а также живетских отложений Березовской площади (скв. 21567) значения данных параметров не являются характерными, так как попадают в область значений, пограничных для разнотипных материнских пород (и карбонаты, и глинистые материалы). Между отдельными показателями для одного и того же образца часто нет соответствия.

Наблюдаемые особенности состава биомаркерных УВ исследованных битумов из регионально-продуктивных терригенных комплексов среднего и верхнего девона могут отражать как площадные фациальные изменения материнских пород, так и влияние процессов миграции и смешения разнотипных битумов.

Результаты исследований показали, что основные параметры, характеризующие зрелость материнского OB, не связаны с литологией вероятных материнских пород, идентифицированной по биомаркерам. Так, менее зрелый битум из терригенных отложений Яма-шинской площади характеризуется более высокими значениями биомаркерных параметров DIA/REG и Ts/Tm, чем более зрелый из карбонатных пород.

Из корреляционных зависимостей, представленных на рис. 3, следует, что наблюдается хорошая корреляционная связь между биомаркерными индексами зрелости C29S/R и С29ВВ/АА в пределах исследованных стратиграфических комплексов осадочного чехла и пород фундамента. Первый показатель представляет собой отношение 20S/20R эпимеров С29 ааа-стеранов, а второй — aßß(20R)/aaa(20R) Сгд-стеранов. Практически существует прямая связь с коэффициентом корреляции г = 0,94 между индексами зрелости для битумов пашийского горизонта. Сравнитель-

Рис. 3. КОРРЕЛЯЦИЯ БИТУМОВ ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА И ПОРОД ФУНДАМЕНТА ПО БИОМАРКЕРНЫМ ИНДЕКСАМ ЗРЕЛОСТИ Сгвв/Н и С^ВВ/АА

< <

\

m m

0,60

13g0

30 *

33 • •

• „ 1 26

о is m S о о

125> i, < 41

M °4 Щ.

27 Is

22

0,65 0,71 0,77 0,83 0,89 0,96 1,02 1,09 1,17 1,25 C„S/R

"Гилы: 1 -D3dm: r= 0,71; p = 0,022; y = -0,77 + 2,68x; 2-D2psh: r = 0,94; p = 0,000; y = -0,14 + + 2,03x; 3-D2gu: r= 0,43;p = 0,243;y--0,75 + 2,83x; 4-R-V: r= 0,71;p = 0,177;y = 0,49 + + 1,05x; 5-AR-PR: r = 0,62; p = 0,004; y = 0,51 + 1,07x; номера образцов см. на рис. 1

но высокая корреляционная связь наблюдается для битумов доманиковых отложений (г= 0,71), рифея — венда (г= 0,71) и пород фундамента (г= 0,62). Более слабая связь между данными параметрами отмечается для битумов жи-ветского комплекса (л = 0,43).

Несоответствие показателей зрелости для одного и того же образца, когда значение одного отношения ниже равновесного, тогда как другого отношения близка к равновесному, может быть следствием хроматографического эффекта, а именно, большей адсорбцией биостеранов (20Raaa -эпимеров), чем изостеранов в результате миграции.

Обращает на себя внимание отличие битумов пород фундамента от битумов осадочного чехла по параметрам зрелости (см. рис. 3). Для некоторых исследованных образцов степень их катагенной преобразованности весьма низкая. Можно отметить увеличение значений параметров зрелости в некоторых интервалах разреза пород фундамента Бавлинской, Мензели-но-Актанышской, Тлянчи-Тамакской и Ульяновской площадей. Тем не менее эти значения также невысокие и сопоставимы со степенью зрелости битума с глубины 5350 м Ново-Елховской площади.

Низкая степень зрелости по биомаркерным параметрам наблюдается не только у битумов фундамента, но и у битумов из рифей-вендских, живетских и верхнедевонских отложений, как правило характеризующихся сравнительно высокими значениями показателей DIA/REG и Ts/Tm. Ряд образцов из па-шийских отложений и доманиковых толщ с низкими значениями показателей DIA/REG и Ts/Tm, а также образцы с показателями, попадающими в область значений для разнотипных материнских пород, характеризуются высокой степенью катагенетической преобразованности. Это в основном битумы с площадей, расположенных вблизи Алтунино-Шу-накского прогиба. Сравнительно высокая степень зрелости характерна для битумов и нефтей из продуктивных комплексов крайнего юго-востока Татарстана.

Битумы исследованных стратиграфических комплексов сильно отличаются по содержанию три- и пентацикличе-ских терпанов (см. рис. 4). Наблюдается высокая обратная корреляционная связь между содержанием три- и пента-циклических терпанов в битумах из па-шийского горизонта (г = -0,80), живет-ского (л= -0,75) и допалеозойского ри-фей-вендского (л = -0,57) комплексов.

Для битумов из отложений доманика и пород фундамента связь между данными параметрами отсутствует (л = -0,34). На перечисленные параметры помимо типа исходного ОВ может оказывать влияние его зрелость, а также миграционные процессы. Так, рост содержания три циклических терпанов может быть связан с большими расстояниями миграции этих битумов.

Результаты исследований показали, что в наиболее зрелых битумах повышено содержание трициклических и понижено содержание пентацикличе-ских терпанов, что находит свое отражение в содержании стеранов, три- и пентациклических терпанов, а также в значениях показателей TRI/НОР и STER/PENT (см. рис. 4).

Сравнительный анализ особенностей состава битумов из отложений осадочного чехла и фундамента свидетельствует о том, что битумы из пород фундамента с различных площадей Южно-Татарского свода представляют собой остаточную высокомолекулярную часть миграционных нефтей, генерированных ОВ глинистых материнских отложений. В составе исходной биомассы значительную долю составлял

бактериальный материал, накапливавшийся в морских условиях в резко восстановительных обстановках. Можно полагать, что именно отсутствие в породах фундамента сингенетичного ОВ не привело к существенной дифференциации состава рассеянных в этих породах миграционных битумов по биомаркерным параметрам, зависящим главным образом от литофациального состава пород. Наличие определенных корреляционных связей между биомаркерными параметрами битумов из регионально продуктивного пашийского горизонта и нижнего живетского комплекса, их сходство по ряду исследованных параметров между собой и с битумами рифея — венда и фундамента, а также их специфические отличия от сингенетичных битумов доманиковых толщ дает основание полагать, что нефтеносность продуктивных комплексов в изучаемом регионе формировалась, по крайней мере, за счет двух самостоятельных источников генерации. Одним из вероятных очагов генерации являются доманиковые породы, связанные с бассейном карбонатной седиментации. Другой источник генерации приурочен к более глубоким, возможно, допалеозойским толщам.

Рис. 4. КОРРЕЛЯЦИЯ БИТУМОВ ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА И ПОРОД ФУНДАМЕНТА ПО СОДЕРЖАНИЮ ТРИ ЦИКЛИЧЕСКИХ

ТЕРПАНОВ

73,0 68,7 65,2 61,9

58.4 55,2

52.5 49,5 46,7 44,0 40,7 37,7

-27-

о

ч8.

91

оХ41 31 28

о —

33

W П

20

7 15

о

5

о

21Г\ 1

О \ I

2п >1$ 23 2422

23s

27 12 2

° 1& о

32

11

2521

п о

Зч

ч°

19

11

17

о

но17

19д

о

"Ж

X6

\9

6,4 8,8 12,0 15,0 17,4 19,922,3 25,7 29,5 34,4 TRICYC,%

5

О 1 О ? • 3 л 4

Типы: 1 - D3dm: г = -0,34; р = 0,34; у = 61,61 - 0,44х; 2 - D3psh: г = -0.80: р = 0,0006; у= 69,19-0,87х; 3 - D2gv: г = -0,75; р = 0,02; у = 70,49 - 0,49х; 4 - R-V: г = -0,57; р= 0,31; у = 68,81 - 1,14*; 5-AR-PR: г = -0,34; р = 0,13; у = 57,13 — 0,41*; номера образцов см. на рис. 1

При этом разломные зоны пород фундамента служили путями перемещения миграционной нефти из очагов генерации з регионально-нефтеносные горизонты осадочного чехла территории Татарстана.

Литература

1. Муслинов Р.Х. Кристаллический фундамент Татарстана и проблемы его нефтегазоносности / Р.Х.Мус-лимов , Ш.Е.Голдин, С.М.Гвоздь и др./

Под ред. Р.Х.Муслимова, Т.АЛапин-ской и др. — Казань: Дента, 1996.

2. Христофорова H.H. Разуплотненные зоны в кристаллическом фундаменте / Н.Н.Христофорова, А.В.Христофоров, Р.Х.Муслимов // Георесурсы. - 1999. - № 1.

3. Ситдикова Л.М. Петрографическая ритмичность фундамента по разрезу скв. 20020 (Бавлинская площадь) и особенности локализации битумои-дов / Л.М.Ситдикова, И.А.Егорова, В.Г.Изотов // Перспективы нефтегазоносности кристаллического фундамента на территории Татарстана и Вол-го-Камского региона: Тез. науч.-практ. конф., 18-19 декабря 1997 г., Казань, 1997.

4. Гятиятуллин Р.Н. Использование геофизических данных для выявления активных разломов на Ромашкин-ском месторождении // Георесурсы. — 2002. - № 3(11).

5. Савельев В.А. Строение фундамента и перспективы нефтеносности терригенных отложений девона Нижнекамской зоны линейных дислокаций // Геология нефти и газа. — 1995. — Na 10.

6. Войтович Е.Д. Тектоника Татарстана / Е.Д.Войтович, Н.С.Гатиятул-лин. - Казань: КГУ, 1998.

© Коллектив авторов, 2006

While applying pyrolytic method of Rock-Eval, gas chromatography and chromato-mass-spectromet-ry, new data about composition features of bitumen from sequences of Paleozoic sedimentary cover, Riphean-Vendian deposits and basement rocks from different areas of South-Tatar arch were obtained. It was revealed a number of regularities in change of biomarker parameters in connection with stratig-raphic confinement and spatial position of objects studied. Specific bitumen differences of Domanik horizons from those of sub-Domanik deposits are indicative of the presence of at least two different sources of HC generation sources distributed within the territory under study. One of the possible sources is associated with the basin of predominantly carbonate sedimentation, while other one — with oil-source rocks in composition of which clayey minerals were prevailed. Variations of thermal maturity parameters show their dependence on position of studied objects as to troughs associated with the basement rocks faults. Genetic similarity of bitumen from basement rocks with those of Riphean-Vendian and productive complexes of Middle- and Upper Devonian terrigene deposits provides grounds to suggest that their generation source is confined to deeper Pre-Paleozoic sections. In this case, the fractured zones of basement rocks served as ways of migration oil transportation from generation sites to regionally oil-bearing horizons of Tatarstan territory.