К оглавлению

Об особенностях нефтей различных тектонических зон и стратиграфических горизонтов на территории Башкирии

А.К. КАРИМОВ

В настоящее время на территории Башкирской АССР известно значительное количество нефтеносных площадей, причем многие из них имеют по 2-3 нефтяных горизонта и более.

Как известно, нефти всех этих месторождений, как и нефти ряда других районов Волго-Уральской провинции, обладают некоторыми общими свойствами, как, например, повышенным содержанием серы и смолистых веществ, повышенной концентрацией метановых углеводородов нормального строения и т. д. В то же время по другим параметрам нефти отдельных месторождений и горизонтов существенно отличаются друг от друга.

В настоящей статье автор пытается разделить эти нефти на различные группы (или типы) на основании их физико-химической характеристики, выяснить принадлежность отдельных типов нефтей к определенным геологическим условиям залегания, а также обсудить вопрос о возможности использования свойств нефтей в практике нефтепоисковых работ (места отбора проб нефтей см. на рис. 1).

По схеме Л.Н. Розанова территория Башкирской АССР делится на следующие крупные тектонические элементы (структуры первого порядка): 1) Татарский свод, 2) Башкирский свод, 3) Бирская седловина, 4) моноклинальный склон платформы, 5) Пред- уральская депрессия и 6) складчатый Урал (рис. 2).

В пределах моноклинального склона платформы и складчатого Урала промышленные скопления нефти пока не обнаружены. В пределах каждого из остальных структурных элементов выявлено то или иное количество нефтяных месторождений. При этом на платформе известные залежи нефти приурочены к отложениям среднего и верхнего девона и к низам карбона, в то время как на территории депрессии промышленные залежи нефти известны только в нижнепермских отложениях.

Сопоставление свойств нефтей различных месторождений доказало, что нефти каждой из перечисленных тектонических зон и стратиграфических горизонтов характеризуются комплексом специфических свойств, исходя из которых все нефти Башкирии могут быть разделены на пять основных групп, что видно из приводимой ниже таблицы и рис. 3.

В группу I входят нефти пласта Д_IV (живетский ярус) юго-восточной краевой части Татарского свода, в частности таких площадей, как Шкаповская, Аксаковская, Стахановская, Леонидовская и Константиновская (рис. 1 и 2).

К группе I по своим свойствам примыкают также нефти пласта Д_III центральной части Татарского свода (Бавлинская. Ромашкинская и Акташская площади, находящиеся на территории Татарской АССР), хотя они качественно несколько уступают перечисленным выше нефтям.

Группу II, как видно из таблицы, составляют нефти пластав Д_I и Д_II (низы франского яруса и живетский ярус) юго-восточной присводовой и краевой частей Татарского свода. Сюда относятся нефти пласта Д_I Шкаповской, Серафимовской, Константиновской, Леонидовской и Туймазинской площадей, а также нефти пласта Д_II Константиновки и Туймазов. Нефти рассматриваемой группы качественно уступают нефтям группы I.

Аналогами нефтей группы II являются нефти пластов Д_I и Д_II юго-восточной Татарии, т.е. центральной части Татарского свода (Бавлы, Ромашкино, Акташ и др.). В то же время в этих районах имеются более тяжелые нефти (Азнакаево, Сулеево и др.), которые заметно отличаются от нефтей, например, Туймазы-Серафимовского района. Тем не менее величины параметров, характеризующих качество этих нефтей, не выходят за пределы, указанные выше.

Следует заметить, что различие между нефтями групп I и II является больше количественным, чем качественным.

К следующей группе под номером IIIа мы относим девонские нефти северных районов республики: нефти пластов Д_II, Д_I и кыновского горизонта Чекмагушско'й площади, пласта Д_I Орьебашской площади, нефти Д_I и Д_II Югомашева и Куеды и нефти пашийско-кыновского горизонта Нуримановской площади. В тектоническом отношении первые две из перечисленных площадей приурочены к Бирской седловине, Югомашская и Куединская - к северо-западной краевой части Башкирского свода и Нуримановская - к центральной части того же поднятия (рис. 2).

Видимо, к нефтям группы IIIа могут быть отнесены некоторые нефти юго-восточной Татарии (Черемшан, Елабуга), а также девонские нефти Султангулова (Чкаловская область) и Каргалов (Башкирия).

Как видно из таблицы и рис. 3, нефти группы IIIа по всем параметрам резко отличаются от нефтей предыдущих двух групп.

Группу IIIб составляют нефти нижнего карбона (угленосная свита и турнейский ярус) всей платформенной части Башкирии (Стаханово, Туймазы, Серафимовка, Копей-Кубово, Чекмагуш, Надеждино, Орьебаш, Акинеево, Арлан). Нефти этой группы отличаются от нефтей группы IIIa тем, что в составе некоторых из них (туймазинская, копей-кубовская, серафимовская и в меньших масштабах чекмагушская) имеется растворенный сероводород. По всем остальным параметрам эти нефти мило различаются между собой, поэтому они обозначены одним номером III и разделены между собой лишь индексами «а» и «б», т. е. эти нефти по свойствам составляют одну группу и разделяются на две подгруппы.

В группу IV входят нефти рифовых массивов, расположенных вдоль западного борта Предуральской депрессии (месторождения Ишимбайского типа). Сюда относятся нефти Карташевской, Ишимбайской, Столяровской, Введеновской, Старо-Казанковской и других площадей.

Наконец, группу V составляют нефти антиклинальных поднятий центральной части Предуральской депрессии (месторождения Кинзебулатавского типа). Это наиболее тяжелые и высокосернистые нефти Башкирии (Кинзебулатово, Карлы, Буруновка, Малышовка и др.).

Несмотря на то, что месторождения Кинзебулатовского и Ишимбайского типов расположены друг от друга на расстоянии всего от 2-5 до 10-12 км и нефтяные залежи приурочены к отложениям одних и тех же горизонтов (артинский и сакмарский ярусы), нефти их резко различны.

Кроме перечисленных (выше месторождений, имеется небольшое Культюбинское месторождение, находящееся несколько в стороне от известных площадей. Особенно важно то, что эта площадь находится на далеком восточном погружении платформы, вблизи Башкирского свода, выступа Каратау и Предуральской депрессии, т. е. как бы на стыке нескольких крупных тектонических элементов. Промышленная нефтяная залежь здесь приурочена к песчаникам такатинской свиты эйфельского яруса среднего девона.

Нефть Культюбинского месторождения характеризуется следующими основными параметрами: удельный вес 0,866, содержание серы 2,1%, асфальтово-смолистых веществ 13,8%, легких фракций (н. к. -200°) 20%, содержание ароматических углеводородов 7,3% во фракции 95-122° и 9,9% во фракции 122-150°. Сероводород в рассматриваемой нефти отсутствует. По перечисленным данным эта нефть резко отличается от нефтей Бирской седловины и Башкирского свода и близка к нефтям юго-восточного склона Татарского свода, от которых отличается лишь более высоким содержанием серы.

Возвращаясь к вопросу о типах нефтей различных тектонических зон и стратиграфических горизонтов, следует добавить, что в каждом из них, кроме описанных выше нефтей, встречаются также более тяжелые и сернистые нефти. Однако подобные скопления нефти оказываются обычно непромышленными. Нельзя, конечно, ставить качество нефтей в прямую пропорциональную зависимость от размеров залежи, но тем не менее такая зависимость, видимо, существует во всех месторождениях. Однако в одних случаях это явление может быть выражено более отчетливо, а в других - менее.

Вопрос о зависимости свойств нефти от размеров залежи связан с изменением нефти в пластовых условиях, с геохимической историей каждой отдельной залежи.

Изменения нефти в пластовых условиях связаны, по-видимому, с рядом факторов, влияющих на нефть. Эти факторы могут быть разделены на две основные, принципиально противоположные группы [1, 2, 3, 4, 11].

К первой группе факторов могут быть отнесены умеренно повышенная температура, каталитическое воздействие вмещающих пород, энергия радиоактивного излучения, адсорбционные процессы и др. Эти факторы действуют в сторону разукрупнения молекул нефти, образования легких фракций и газа за счет тяжелых, т. е. в основном в сторону облегчения нефти, причем одновременно происходит механизация ее состава [5, 6]. По выражению И.М. Губкина происходит «облагораживание» нефти [8].

Рассмотренные выше факторы являются основными, обеспечившими образование нефти, а приведенная схема отражает главное направление процессов образования нефти и ее геохимического развития. Действие этих факторов должно привести в конечном счете к полному или почти полному превращению нефти в природный газ и углистый остаток [5-7].

Вторую группу факторов, воздействующих на нефть в пластовых условиях, составляют кислород воздуха (в местах обнажения нефтеносных горизонтов), кислород, растворенный в подземных водах, сульфаты и, возможно, другие кислородсодержащие соли и окислы металлов, пластовые воды, сульфатвосстанавливающие бактерии, растворение наиболее легких углеводородов в воде и эффузия их в окружающую среду и др. [1-3]. Действие факторов второй группы также направлено на разрушение углеводородов и других компонентов нефти. Однако здесь разрушение идет не через восстановление, как при действии факторов первой группы, а через окисление.

В результате действия факторов второй труппы исчезает часть углеводородов наиболее восстановленной части нефти, происходит относительное накопление тяжелых компонентов нефти, особенно асфальтово-смолистых веществ, а также, возможно, некоторое новообразование последних за счет углеводородов. Происходит утяжеление нефти и ее «осмоление».

Свойства нефти в каждый данный момент зависят от соотношения факторов первой и второй групп, которые в свою очередь связаны с геологической и геохимической обстановкой залегания. Как первая, так и вторая группа факторов сопровождают нефть и воздействуют на ее состав в течение всей ее продолжительной и сложной истории. При определенных геологических условиях роль факторов второй группы может быть сведена до минимума. В таких случаях нефть, продолжая развиваться под влиянием факторов первой группы, может подвергаться «восстановлению» и метанизации. В других условиях влияние факторов второй группы может принять значительные масштабы. Тогда нефть теряет часть светлых фракций - «окисляется» и «осмоляется». В природе имеются также примеры, когда в дальнейшей истории нефти определенного месторождения (или части его) факторы второй группы играют уже главную роль и нефть оказывается временно или навсегда выведенной из своего основного направления изменения (высачивание нефти на поверхность, обнажение вмещающих пластов и т. п.). В результате возникают такие образования, как асфальты, киры и др.

Воздействие факторов первой группы, направляющих изменения нефти в сторону ее облегчения, происходит в пределах нефтяной залежи, тогда как влияние факторов второй группы, действующих в сторону утяжеления нефти, направлено главным образом извне. Поэтому утяжелению подвергаются сначала нефти краевых и подошвенных частей залежи, прежде всего в местах водонефтяного контакта [9, 10]. Отсюда свойства нефти будут зависеть от величины отношения объема залежи к поверхности ее границ. Иными словами нефть будет иметь меньшую плотность (соответственно и другие параметры) в той залежи, где величина указанного отношения больше, т.е. при других равных условиях небольшие залежи будут содержать в среднем более тяжелые нефти, а крупные залежи - более легкие.

Практика нефтепоисковых работ в Башкирии подтверждает справедливость указанного вывода. Имеется ряд примеров, когда нефть небольшого месторождения оказывается значительно тяжелее, чем нефть более крупной залежи, расположенной поблизости и в аналогичных геологических условиях. Так, все известные залежи нефти, приуроченные к рифовым массивам, расположенные в пределах Башкирии, где плотность нефти выше 0,900, не содержат или почти не содержат промышленных запасов (Покровка, Куганак, и др.).

На основании изложенного свойства нефти могут быть использованы в. нефтепоисковом деле в качестве дополнительных показателей перспективности разбуриваемой площади. Этот вывод, конечно, не является новостью. Повсюду геологи и разведчики, получив в процессе разбуривания новой площади нефть, обращают внимание на ее качество и используют это для дальнейших выводов о перспективности площади. Однако дело не только в качестве полученной нефти, но и в том, где и в каких геологических условиях она обнаружена. Например, наличие нефти удельного веса выше 0,900 в рифовых массивах может показать на отсутствие в этих массивах промышленных скоплений, в то время как в наиболее крупных месторождениях Кинзебулатовского типа (антиклинальные складки депрессии) нефть имеет плотность 0,910 и выше. Поэтому знание свойств нефтей, характерных для каждой тектонической зоны и стратиграфического горизонта, имеет практическое значение.

Выводы

I. Нефти Башкирии по своим свойствам разделяются на пять групп, каждая из которых приурочена к определенной тектонической зоне и стратиграфическому горизонту.

В пределах Башкирии наиболее легкие и малосернистые нефти залегают в песчаниках пласта Д_IV юго-восточной краевой части Татарского свода (группа I); более тяжелые и сернистые нефти приурочены к песчаникам пластов Д_I и Д_II той же тектонической зоны (группа II); тяжелые и высокосернистые нефти характерны для песчаных пластов верхнего и среднего девона северной части Башкирии - Бирской седловины и Башкирского свода (группа IIIа); близкие по свойствам к нефтям группы IIIа нефти залегают в песчаниках и карбонатных породах нижнего карбона всей платформенной части Башкирии (группа IIIб); следующую группу составляют высокосернистые и сероводородные нефти рифовых массивов депрессии (группа IV); наконец, наиболее тяжелые, высокосернистые и сероводородные нефти, приуроченные к антиклинальным складкам депрессии, составляют группу V.

2. Исходя из соображений о путях геохимического развития нефтей в пластовых условиях, а также на основании анализа нефтей промысловых и разведочных площадей Башкирии делается вывод о возможности использования данных по свойствам нефтей в качестве дополнительных показателей при оценке перспективности разбуриваемого участка.

ЛИТЕРАТУРА

1. Амосов Г.А. и Вассоевич Н.Б. Аз. нефт. хоз., № 4, 1953.

2. Амосов Г.А. и Вассоевич Н.Б. Изменение нефтей в земной коре. Геол. сб. II. Труды ВНИГРИ, 1953.

3. Успенский В.А. и Радченко О. А. Нефт. хоз., № 8, 1954.

4. Каримов А.К. Нефт. хоз., № 12, 1955.

5. Соколов В.А. Очерки генезиса нефти. Гостоптехиздат, 1948.

6. Добрянский А.Ф. Геохимия нефти. Ленгостоптехиздат, 1948.

7. Добрянский А.Ф. Горючие сланцы СССР. Гостоптехиздат, 1947.

8. Губкин И.М. Учение о нефти. ОНТИ, 1937.

9. Гальперн Г.Д. Изв. АН СССР, отд. хим., 5-6, 1943.

10. Мелик - Пашаев В.С. Нефт. хоз., № 9, 1955.

11. Карцев А.А. Нефт. хоз., № 9, 1950.

Таблица

№ группы (типа)	Тектоническая зона и стратиграфический горизонт	Удельный вес нефти d4^20	Сера, % вес.	Смолистые вещества, % вес.	Фракции н. к. 200°, % вес.	Сероводород	Содержание ароматических углеводородов, % вес.
							фракция 95-122°	фракция 122-150°
I	Юго-восточная краевая часть Татарского свода, пласт ДIV	0,800-0,840	0,6-1,0	5-8	25-30	Нет	7-9	11-13
II	То же, пласты ДI и ДII	0,840-0,870	1,3-1,8	10-13	20-24		6-9	10-13
IIIа	Бирская седловина и Башкирский свод, франский и живетский ярусы	0,880-0,910	2,2-3,3	12-18	14-17		2-4	3-7
IIIб	Платформенная часть Башкирии, нижний карбон	0,880-0,910	2,5-3,5	12-18	12-17	Имеется в некоторых месторождениях	2-5	5-8
IV	Предуральская депрессия, рифовые массивы, сакмаро-артинские отложения	0,850-0,900	2,0-3,3	12-18	21-26	Имеется	7-15	11-19
V	Предуральская депрессия, антиклинальные складки, сакмаро-артинские отложения	0,910-0,950	3,9-5,6	18-23	7-15		8-13	15-19

Рис. 1. Карта расположения промысловых и разведочных площадей на территории Башкирии.

I - граница Башкирской АССР; II-места отбора проб нефтей. Площади: 1 -Акинеевская; 2- Аксаковская; 3- Александровская; 4-Арланская; 5- Байкибашская; 6-Бакалинская; 7-Балтаевская; 8-Бураевская; 9 - Знаменская; 10-Исмагиловская; 11 - Каргалинская; 12-Кировская; 13 - Константиновская; 14 - Копей-Кубовская; 15-Куединская; 16- Культюбинская; 17- Леонидовская; 18-Михайловская; 19 - Надеждинская; 20-Нуримановская; 21 - Орьебашская; 22- Охлебининская; 23- Северо- Культюбинская; 24- Серафимовская; 25-Старо-Петровская; 26- Стахановская; 27-Стерлибашевская; 28-Туймазинская; 29 - Уржумовская; 30- Чекмагушевская; 31 - Шкаповская; 32-Югомашская; 33-Буруновская; 34-Введеновская; 35-Зириковская; 36- Ирныкшинская; 37- Ишимбайская; 38- Карлинская; 39- Карташевская; 40- Кинзебулатовская; 41 - Куганакская; 42 - Кусяпкуловская; 43-Малышевская; 44-Ново-Табынская;45- Покровская; 46-Салиховская; 47- Старо-Казанковская; 48- Столяровская; 49-Термень-Елгинская; 50- Цветаевская.

Рис. 2. Схема распространения различных типов нефтей на территории Башкирии (на фоне тектонической схемы Л.Н. Розанова 1956 г.)

1 - границы тектонических зон; 2-границы зон распространения различных типов нефтей; 3-нефти группы I (пласта Д_III и Д_IV); 4- нефти группы II (пластов Д_I и Д_II Татарского свода); 5-нефти подгруппы IIIа (пластов Д_I и Д_II Бирской седловины и Башкирского свода); 6-нефти подгруппы IIIб (нижнего карбона платформенной части Башкирии); 7-нефти группы IV (рифовых массивов депрессии); 8 - нефти группы V (антиклинальных складок депрессии).

Рис. 3. Пределы показателей свойств нефтей различных групп.

I - нефти пласта Д_IV юго-восточного склона Татарского свода; II-нефти пластов Д_I и Д_II юго- восточного склона Татарского свода; IIIа - нефти пластов Д_I и Д_II Бирской седловины и Башкирского свода; IIIб-нефти нижнего карбона платформенной части Башкирии; IV-нефти рифовых массивов (нижняя пермь); V - нефти антиклинальных складок Предуральской депрессии (нижняя пермь).