Камалеева А.И. установила, что все исследуемые ею нефти зрелые, установленные параметры на основании существующих представлений о характеристиках исходного органического вещества [13, 14] указывают на восстановительные условия и преимущественно морской тип материнского органического вещества с незначительной примесью гумусовой и аквагумусовой составляющих для изучаемых нефтей. А.И. Камалеевой удалось установить, что нефти из «аномальных» скважин близки по многим изотопногеохимическим параметрам как между собой, так и с другими нефтями осадочного комплекса республики, поэтому нет оснований утверждать об их абиогенном источнике генерации.
Многими учеными отмечается изменения физико-химических свойств нефтей, проявляющиеся в уменьшении газосодержа- ния, увеличении плотности, вязкости, количества серы и асфальтенов вверх по разрезу, это обнаружено в целом для всех месторождений РТ [1] и ближайших регионов [15]. Установленная закономерность, вероятно, связана с ухудшением качества и надежности флюидоупоров [8], а также с влиянием гипергенных процессов, а не с различными источниками генерации.
Связь нефтегазоносности девонских и рифей-вендских отложений
В работе Ф.Н. Хайрутдинова и Э.А. Абля [16] по данным биомаркерного исследования получена хорошая корреляция параметров органического вещества рифейских отложений и пород фундамента РТ. В связи с этим авторы предположили о существовании в теле кристаллического фундамента осадочных пород, перекрытых пластинами фундамента, являющихся одним из возможных источников углеводородов Татарстана.
В данной работе выполнен линейный дискриминантный анализ по генетическим параметрам нефтей терригенного девона, карбонатного девона РТ и Пермского края, а также нефтей рифей-вендских отложений. Пермский край, как и РТ входит в ВолгоУральскую нефтегазоносную провинцию, условия осадкообразования в девонский период схожи. В связи с ограниченностью данных по нефтям рифей-вендских отложений, в анализе учтены только нефти из указанного комплекса Пермского края. В анализе использованы такие параметры, как содержание ванадилпорфиринов (VOp), соотношение пристан/фитан (pf) и изотопный состав углерода нефтей (С13), применением программного продукта Statistica позволило получить уравнения следующего вида:
В результате установлено, что нефти девонских отложений, как терригенных, так и карбонатных, независимо от административного положения территории, не разделяются. Нефти рифей-вендских отложений по первой дискриминантной функции со значениями Z1 более 4 надежно обособились в самостоятельную область (рис. 2). Рифей-вендские нефти Волго-Урала детально изучены [17], установлены их специфические свойства, не похожие на нефти вышележащих отложений во всех регионах. Полученные результаты позволяют делать выводы о невозможности образования открытых залежей углеводородов РТ за счет вертикальной миграции из ри- фей-вендской толщи, использовав информацию по образцам нефтей рифей-вендских отложений только Пермского края.
Источник генерации нефтей девонских отложений Республики Татарстан. В ходе изучения установлено, что вертикальная миграция нефтей из рифей-вендских отложений исключена, так как это должно было отразиться на свойствах нефтей, но установлено четкое обособление нефтей рефей-венд- ских отложений. По укрепившимся представлениям, вторичная миграция углеводородов ограничена расстоянием 20-25 км от зоны генерации, при больших расстояниях происходит полное рассеивание УВ [18]. Таким образом, источник генерации нефтей девонских отложений республики находится в ее пределах.
-6-4 -2 02468 10
Рис. 2. Соотношение значений Z1 и Z2
Условные обозначения: 1 - нефти девонского терригенного комплекса Пермского края; 2 - нефти девонского карбонатного комплекса Пермского края; 3 - нефти рифей-вендских отложений Пермского края; 4 - нефти девонского терригенного комплекса Республики Татарстан (в том числе нефти из аномальных скважин Ромашкинского месторождения); 5 - нефти девонского карбонатного комплекса Республики Татарстан.
Нефти всего девона, по данным генетических параметров, имеют единый источник генерации - это органическое вещество сапропелевого типа с примесью гумусовой и ак- вагумусовой составляющих. Учитывая условия осадкообразования эйфельско-ниж- нефранских отложений и данные о низком содержании органического вещества, видим, что гумусовое органическое вещество в незначительном количестве не является источником генерации для разрабатываемых месторождений УВ данного комплекса. Геохимические исследования и восстановление условий осадкообразования среднефранско- фаменских отложений указывают на наличие в них органического вещества сапропелевого типа, с примесью гумусовой составляющей. Органическое вещество представлено в достаточном количестве, но все исследователи отмечают незрелость доманикитов. Так, данные пиролитических исследований методом RockEval указывают на стадию катагенеза ПК3, встречены редкие образцы отнесенные к стадии МК1. При этом возникает вопрос, каким образом проведен пересчет максимальных температур (Tmax) в стадию катагенеза. Существующие предельные значения для перевода обоснованы для органического вещества мезозойских и более молодых отложений. Вероятно, в случае с доманикита- ми Татарстана данные значения не корректны, и данные породы все же вступали в главную зону нефтеобразования.
С учетом результатов исследователей, занимающихся проблемой источника генерации нефтей РТ и данных, полученных в работе, можно предположить, что залежи нефтей девонских отложений республики образованы за счет доманикитов девонского возраста, находящихся в пределах исследуемой территории.
Перспективы нефтегазоносности девонских отложений. Размещение залежей в терригенном девоне соответствует расположению блоков фундамента, вероятно, по границам горстов и грабенов шла миграция УВ из доманикитов в коллектора эйфельско- среднефранского комплекса, при этом часть углеводородов оставалась в нефтематеринских свитах верхнедевонских отложений.
Доманикиты Северо-Татарского свода, в целом, аналогичны доманикитам Мелекес- ской впадины [19], также известно, что в ее осевой зоне отмечаются повышенные мощности коллекторов в эйфельско-среднефран- ских отложениях и максимальные мощности доманикитов [10]. Это позволяет предположить, что наиболее перспективным районом для поисков новых месторождений является центральная часть Мелекесской впадины в пределах республики. Казакско-Кажимский авлакоген также перспективен для поисков новых месторождений УВ в девонских отложениях.
Выводы
Проведена серьезная работа по восстановлению условий осадкообразования девонских отложений, изучению современного тектонического строения, с привлечением геохимических методов по изучению нефтей и органического вещества девонских отложений, что позволило установить следующее. В пределах РТ нефти девонских отложений имеют единый источник генерации и образованы из органического вещества сапропелевого типа с примесью гумусовой и аквагумусовой составляющей. В эйфельско- среднефранских отложениях присутствует органическое вещество в низкой концентрации и гумусового типа, что отвергает возможность образование разрабатываемых нефтей за счет данного комплекса. Миграции нефтей из рифей-вендских отложений не отмечено, так как данный процесс отразился бы на свойствах нефтей, а этого не зафиксировано. Несмотря на существующее мнение о незрелости доманикитов, данные отложения, вероятно, являются единым источником УВ для девонских отложений. Исходя из вышеизложенного, наиболее перспективным районом для поиска новых месторождений является Мелекесская впадина и Казанско- Кажимский авлакоген.
Литература
1. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений. В 2 т. Т. 1 / под ред. проф. Р.Х. Муслимова. Казань: Фэн, 2007. 316 с.
2. Кристаллический фундамент Татарстана и проблемы его нефтегазоносности / под ред. Р.Х. Муслимова, Т.А. Лапинской. Казань: Дента, 1996. 487 с.
3. Муслимов Р.Х., Трофимов В.А. Бурение специальных параметрических скважин на прогнозируемые нефтеподводящие каналы - оптимальный путь получения доказательств наличия современной подпитки нефтяных месторождений глубинными углеводородными флюидами // Георесурсы. 2012. № 5 (47). С. 41-44.
4. Плотникова И.Н. Геолого-геофизические и геохимические предпосылки перспектив нефтегазоносности кристаллического фундамента Татарстана. СПб: Недра, 2004. 172 с.
5. Plotnikova I.N. Nonconventional hydrocarbon targets in the crystalline basement, and the problem of the recent replenishment of hydrocarbon reserves // Journal of Geochemical Exploration. 2005. V. 89. P. 335-338.
6. Белоконь (Карасева) Т.В., Горбачев В.И., Балашова М.М. Строение и нефтегазоносность ри- фейско-вендских отложений востока Русской платформы. Пермь: ИПК «Звезда», 2001. 108 с.
7. Геология Татарстана: стратиграфия и тектоника / под ред. Б.В. Бурова. М.: ГЕОС, 2003. 402 с.
8. Ларочкина И.А. Геологические основы поисков и разведки нефтегазовых месторождений на территории Республики Татарстан. Казань: ООО «ПФ Гарт», 2008. 210 с.
9. Камалеева А.И. Исследование возможных источников нефти месторождений Татарстана: автореф. дис.... канд. геол.-мин. наук. Москва, 2014. 26 с.
10. Тихонович Н.Н. Девонские отложения Русской платформы и Приуралья / под ред. акад. С.И. Миронова. М-во нефт. пром-сти. Моск. филиал Всесоюз. нефт. науч.-исслед. геол.-развед. инта «МФ ВНИГРИ» М.; Л.: Гостоптехиздат, 1951. 336 с.
11. Алиев М.М., Батанова Г.П., Хачатрян Р.О. и др. Девонские отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / М.: Недра, 1978. 216 с.
12. Гордадзе Г.Н., Тихомиров В.И. Об источниках нефтей на северо-востоке Татарстана // Нефтехимия. 2007. Т.47. № 6. С. 422-431
13. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти: пер. с англ. М.: Мир, 1981. 501 с.
14. Чахмахчев В.А., Виноградова Т.Л. Геохимические показатели фациально-генетических типов исходного органического вещества // Геохимия. 2003. № 5. С. 554-560.
15. Кожевникова Е.Е. Карасева Т.В. Особенности изменения свойств нефтей терригенного девона на севере Башкирского свода и прилегающих территорий // Вестник Пермского ун-та. Вып. 4 (17). 2012. С. 86-89.
16. Хайрутдинов Ф.Н., Абля Э.А. Корреляция состава углеводородов докембрийского и палеозойского органического вещества, битумо- идов пород кристаллического фундамента и палеозойских нефтей Южно-Татарского свода и прилегающих территорий // Материалы VI Межд. конф. «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр». Кн. 1. М.: ГЕОС, 2002. С. 278-281.
17. Башкова С.Е., Карасева Т.В. Особенности органического вещества пород рифейских отложений севера Волго-Уральской нефтегазоносной провинции // Стратегия развития минеральносырьевого комплекса Приволжского и Южного федеральных округов на 2007 и последующие годы: Тезисы докл. научно-практической конференции, Саратов, 2006. С. 87-89.
18. Ahlbrandt T.S. Assessment of global oil, gas and NGL resources based on the total petroleum system concept //AAPG Foundation. Denver. 2002. P. 10-12.
19. Кодина Л.А., Кузнецова О.В., Плотникова И.Н., Пронин Н.В. и др. Изотопно-геохимическое исследование органического вещества карбонатных пород верхнего девона Татарского свода в связи с проблемой их нефтеносности // Тезисы докл. XIX Симпозbevf по геохимии изотопов им.академика А.П. Виноградова. М.: Акварель, 2010. С. 158-159.
References
1. Neftegazonosnost Respubliki Tatarstan. Geologi- ya i razrabotka neftyanykh mestorozhdeniy [Oil and gas potential of the Republic of Tatarstan. Geology and development of oil fields]. R.Kh. Muslimov (ed.). Kazan, Fen, 2007, 316 p. (In Russian).
2. Kristallicheskiy fundament Tatarstana i problemy ego neftegazonosnosti [The crystalline basement of Tatarstan and the problems of its oil and gas potential]. R.Kh. Muslimova, T.A. Lapinsky (eds). Kazan, Denta, 1996, 487 p. (In Russian).
3. Muslimov R.Kh., Trofimov V.A. Burenie spetsial- nykh parametricheskikh skvazhin na prognozirue- mye neftepodvodyashchie kanaly - optimalnyy put polucheniya dokazatelstv nalichiya sovre- mennoy podpitki neftyanykh mestorozhdeniy glubinnymi uglevodorodnymi flyuidami [Drilling of special parametric well bores for predicted oil supply channels is the optimal way to obtain evidence of the existence of oil fields current inflow by deep hydrocarbon fluids]. Georesursy - Georesources, 2012, no. 5 (47), pp. 41-44. (In Russian).
4. Plotnikova I.N. Geologo-geofizicheskie i geokhi- micheskie predposylki perspektiv neftegazonos- nosti kristallicheskogo fundamenta Tatarstana [Geological, geophysical and geochemical prerequisites for the prospects of oil and gas potential of the crystalline basement of Tatarstan]. St. Petersburg, Nedra, 2004, 172 p. (In Russian).
5. Plotnikova I.N. Nonconventional hydrocarbon targets in the crystalline basement, and the problem of the recent replenishment of hydrocarbon reserves. Journal of Geochemical Exploration, 2005, vol. 89, pp. 335-338.
6. Belokon (Karaseva) T.V., Gorbachev V.I., Balashova M.M. Stroenie i neftegazonosnost rifeys- ko-vendskikh otlozheniy vostoka Russkoy plat- formy [The structure and oil and gas potential of the Riphean-Vendian deposits of the east of the Russian Platform]. Perm, Zvezda, 2001, 108 p. (In Russian).
7. Geologiya Tatarstana: stratigrafiya i tektonika [Geology of Tatarstan: Stratigraphy and tectonics]. B.V. Burov (ed.). Moscow, GEOS, 2003, 402 p. (In Russian).
8. Larochkina I.A. Geologicheskie osnovy poiskov i razvedki neftegazovykh mestorozhdeniy na ter- ritorii Respubliki Tatarstan [Geological foundations for prospecting and exploration of oil and gas fields in the Republic of Tatarstan]. Kazan, Gart, 2008, 210 p. (In Russian).
9. Kamaleeva A.I. Issledovaniye vozmozhnykh istochnikov nefti mestorozhdeniy Tatarstana [The study of possible sources of oil fields in Tatarstan]. PhD Thesis in Geology and Mineralogy. Moscow, 2014, 26 p. (In Russian).
10. Tikhonovich N.N. Devonskiye otlozheniya Russ- koy platformy i Priuralya [Devonian deposits of the Russian Platform and the Urals]. S.I. Mironov (ed.). MF VNIGRI, Moscow; Leningrad, Gostop- tekhizdat, 1951, 336 p. (In Russian).
11. Adler M.G., Aliev M.M., Batanova G.P., Lyashenko A.I., Mikhaylova N.A., Nazarenko A.M., Novozhilova S.I., Tyurikhin A.M., Fedorova T.I., Khachatryan R.O. Devonskie otlozheniya Volgo- Uralskoy neftegazonosnoy provintsii [Devonian sediments of the Volga-Ural oil and gas province]. Moscow, Nedra, 1978, 216 p. (In Russian).
12. Gordadze G.N., Tikhomirov V.I. Ob istochnikakh neftey na severo-vostoke Tatarstana [On oil sources in north-eastern Tatarstan]. Neftekhi- miya - Petrochemistry, 2007, vol. 47, no. 6, pp. 422-431 (In Russian).
13. Tissot B.P., Welte D.H. Petroleum formation and occurrence. Russian edition. Moscow, Mir, 1981, 501 p.
14. Chakhmakhchev V.A., Vinogradova T.L. Geokhi- micheskie pokazateli fatsialno-geneticheskikh tipov iskhodnogo organicheskogo veshchestva [Geochemical indicators of facies and genetic types of parent organic matter]. Geokhimiya - Geochemistry, 2003, no 5, pp. 554-560. (In Russian).
15. Kozhevnikova E.E., Karaseva T.V. Osobennosti izmeneniya svoystv neftey terrigennogo devona na severe Bashkirskogo svoda i prilegayushchikh territoriy [Features of changing properties of terrigenous Devonian oils in the north of the Bashkir arch and adjacent areas]. Vestnik Permskogo uni- versiteta - Bulletin of the Perm University, issue 4 (17), 2012, pp. 86-89. (In Russian).