Физико-химические свойства нефтей ЮТС

Резкое отличие свойств последних обусловлено преобладанием в них асфальтенов и спирто-бензольных смол, обогащенных гидроксильным и сложноэфирным кислородом, то есть битум в породе является продуктом глубокого биохимического окисления и выветривания нефтей, особенно залегающий выше местного базиса эрозии. Ранее было показано, что процессы микробиа-льного окисления, протекающие наиболее интенсивно в верхней части разреза при малой минерализации подземных вод в пермской толще, усиливают процессы деградации нефти и приводят к формированию характерного состава тяжелой нефти в уфимских отложениях, связанного с отсутствием или низким содержанием в них н-алканов (биодеградированные нефти типа Б2). В накоплении нефтей столь специфического состава существенную роль играет и температурный фактор, составляющий в пластах песчаников уфимского яруса +6¸+8⁰С, вследствие чего наблюдается сегрегация нефти и застывание парафина в поровом пространстве коллекторов

ВЕРОЯТНЫЕ ПУТИ МИГРАЦИИ НЕФТИ
 

  На преимущественно вертикальный характер миграции УВ указывают:

1. Многочисленные нефтепроявления по керну в промежуточных между регионально нефтеносными горизонтами толщах и наличие в осадочном чехле флюидопроводящих трещин, в том числе и макротрещин преимущественно субвертикальной ориентации, с признаками нефти и битумов по стенкам.

2. Нахождение древних форм спор, в том числе и протерозойского возраста, в нефтях из отложений перми.

3. Однотипный характер распределения высших биомаркеров (стеранов и гопанов) по разрезу осадочной толщи от франских отложений верхнего девона до уфимских песчаников верхней перми, установленный на примере многоэтажного Ашальчинского месторождения и свидетельствующий об морском генезисе нафтидов и о генетическом единстве УВ и близкой степени их катагенетической преобразованности в отложениях различного возраста. Геологическое строение осадочной толщи на территории данного месторождения - наличие грабенообразных прогибов - Амировского и Кузайкинского, разлома по данным сейсморазведки, зон разуплотнения пород, с которыми связаны верейские и нижнекаменноугольные рукавообразные эрозионные врезы,выполненные терригенными отложениями русловых и пойменных фаций, - способствовало вертикально-ступенчатой миграции нефти и ее деградации. Важно подчеркнуть, что исследованные образцы близки и по степени катагенетической зрелости (К1 изменяется в пределах 0,46¸0,55, а К2 - 4,0¸5,1), что является проявлением единой их геотермической истории. Это дает основание однозначно утверждать о поступлении нефти в отложения пермского возраста в результате миграционных процессов из нижележащих пластов карбона и девона.

Распределение стеранов по разрезу осадочной толщи Ашальчинского месторождения

(по данным исследований Г.Н.Гордадзе, ИГиРГИ)

4. Аномальные свойства нефтей в отдельных нефтегазоносных комплексах. И.М.Акишев в одной из работ (1987 г.) привел данные, показывающие, что на определенных участках свойства пермских битумов могут быть лучше свойств нефти из среднего карбона: например, в скв.1440 Беркет-Ключевского месторождения, исследования битумов показали наименее измененный по отношению к нефти тип АI, характерный для добываемой нефти карбона.

ВРЕМЯ МИГРАЦИИ НЕФТИ

     По этому вопросу среди исследователей распространены весьма полярные мнения. Одни из них считают, что месторождения нефти и газа в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции образовались в девонский и каменноугольный периоды. Поэтому ими подчеркивается определенная связь между временем образования структурных ловушек и временем формирования залежей нефти и газа (Машкович К.А., 1970, 1976). В то же время Б.М.Юсупов (1963 г.) считал, что девонские залежи нефти сформировались не ранее верхнепермского времени, а К.Б.Аширов (1965 г.) по материалам Самарской и Оренбургской областей относит их формирование к неогеновому периоду.

    На примере залежей пашийского горизонта, где сосредоточены основные запасы нефти, нами доказывается, что процесс аккумуляции УВ был многоэтапным и растянутым во времени. Установлено, что на Бавлинском месторождении процесс аккумуляции нефти в пластах пашийского горизонта был многостадийным:

     А. В песчаниках основной залежи выявлена нефть трех типов, или по крайней мере двух генераций.

Признаки изменения песчаников в процессе формирования основной залежи нефти Бавлинского месторождения.

1 - переслаивание песчаников и алевролитов; 2 - алевролиты глинистые; 3 - цементация кальцитом; 4 - регенерационный кварцевый цемент; 5 - корродированность кварцевых зерен; 6, 7, 8 - соответственно битум пленочный, коричневый и черный порового и базального типов; 9, 10 - зоны растворения и цементации древних ВНК; 11, 12 - насыщение породы нефтью равномерное и слабое; 13 - битум черный, твердый

Характерные признаки древнего ВНК прогрессивного типа по разрезу продуктивного пласта пашийского горизонта девона

1 - песчаники; 2 - переслаивание алевролитов глинистых и аргиллитов; 3 - алевролиты; 4 - цементация кальцитом; 5 - регенерационный цемент; 6 - корродированность кварцевых зерен; 7, 8, 9 - битум коричневый (вязкопластичный), пленочный и черный (твердый) порового и базального типов соответственно; 10, 11 - зоны растворения и цементации; 12, 13, 14 - насыщение породы нефтью равномерное, пятнистое и слабое; 15 - битум вязкопластичный и твердый; 16 - битум твердый.

Б. Палеотектонический анализ показал, что этот процесс не мог начаться ранее среднекаменноугольного времени, когда здесь впервые появилась положительная структура инверсионного типа.

В. Специальные магнито-минералогические и палеомагнитные исследования пород-коллекторов указали на неогеновый период как время последней миграции нефти. По данным исследований, проведенных в палеомагнитной лаборатории КГУ, выделяются три группы направлений остаточной намагниченности NRM, близкие к: I и II - положительным и отрицательным направлениям девонского геомагнитного поля на данной территории; III - направлениям современного поля с характерными для неогена наклонениями.

Стереопроекции компонент NRM образцов песчаников по разрезу пашийского (D 3 p) горизонта