К оглавлению

Об одной закономерности в распределении девонских нефтей Урало-Волжского региона

В.Ф. РААБЕН

Как известно, тектоника контролирует миграцию и скопление нефти. Поэтому была составлена следующая схема: на палеотектоническую карту девона Урало-Волжского региона (по Л.Н. Розанову) были нанесены все сколько-нибудь значительные девонские месторождения (по пашийским слоям) и указаны средние удельные веса их нефтей.

Из рассмотрения рисунка и табл. 1 видно, что девонские нефти весьма разнообразны, их удельные веса колеблются от 0,810 до 0,950. Однако можно подметить следующую закономерность: в пределах сводов (Жигулевско-Пугачевского, Татарского, Верхне-Камского) нефти легче (удельные веса от 0,810 до 0,870), чем во впадинах (Казанско-Сергиевской, Верхне-Камской), где нефти имеют удельные веса от 0,860 до 0,950 (Из этого правила имеются редкие исключения. Нам известны два случая, когда была получена тяжелая нефть в пределах сводов. Но эти нефтепроявления приурочены к тонким песчаным линзам среди глин. Их промышленное значение ничтожно.). Причем необходимо отметить, что если за основу взять современный тектонический план Урало-Волжского региона по девону, то указанной связи между тектоникой и нефтями не наблюдается.

Подтверждением того, что указанное распределение нефтей действительно может существовать, служат встречаемые - в литературе указания на аналогичные явления для структур второго и третьего порядков Урало-Поволжья. Общеизвестен факт наличия, как правило, более легкой нефти в сводовых частях нефтеносных структур. Для элементов второго порядка на подобную закономерность указывал Ф.Ф. Рыбаков, рассматривавший изменение свойств пермских нефтей в пределах Куйбышевской и Чкаловской областей.

Таким образом, указанная связь удельных весов нефтей с тектоникой довольно широко распространена в пределах Урало-Волжского региона.

Известно, что удельный вес пашийских нефтей девона имеет определенную связь с рядом других констант. Например, более тяжелые нефти характеризуются большим содержанием серы, асфальтово-смолистых веществ, кокса, большей вязкостью, меньшим выходом легких фракций и т.д. Следовательно, не только удельный вес, но и ряд других свойств девонских нефтей имеют определенную связь с тектоникой.

Как объяснить подобное явление? Можно предположить, что основными факторами, приведшими к данному распределению нефтей, были следующие.

1. Явление гравитации, т. е. «стремление» более легких нефтей или их компонентов занять повышенные участки.

2. Более сильное окисляющее действие вод на нефть во впадинах, причем воды, по-видимому, являлись основным агентом окисления.

3. Как установлено, в условиях впадин сколько-нибудь значительные структуры не формировались. Окисление нефти в небольших залежах происходит значительно интенсивнее.

4. В работах УфНИИ есть указания на то, что десульфатизация вод происходит не только вследствие восстановления сульфатов, но и путем адсорбции их смолистой частью нефти и при этом нефть окисляется. Опыты в УфНИИ показали, что этот процесс идет активнее в присутствии глин, которые являются катализаторами. А так как вмещающие нефть породы во-впадинах более глинистые, чем на сводах, то, следовательно, указанный выше процесс во впадинах должен идти активнее и привести к большему окислению нефтей.

На втором пункте необходимо остановиться подробнее. Если обратиться к современному состоянию вод в пашийских слоях девона, то здесь можно отметить то же явление, что и для нефтей этого горизонта, а именно: во впадинах пашийские воды более минерализованы и метаморфизованы, чем на сводах (табл. 2).

В настоящее время девонские воды мало воздействуют на окружающую среду, так как все или почти все обменные реакции между ними и породами, рассеянным органическим веществом и нефтями уже закончились. Но первоначально воды, по-видимому, сильно воздействовали на окружающую среду и, в частности, на нефти. Однако агрессивное действие вод во впадинах было активнее, чем на сводах, так как в первых были относительно большие давление и температура в связи с большей глубиной залегания. Как известно, при больших давлениях и температурах реакции окисления идут значительно активнее.

Вследствие этого первоначальный процесс гравитации нефтей был углублен и расширен воздействием вод, что наряду с другими указанными факторами в конечном итоге привело к отчетливому разграничению легких и тяжелых нефтей в зависимости от структур первого порядка девона Урало- Волжского региона.

В последнее время многие исследователи объясняют окисление нефтей главным образом воздействием бактерий. Однако разделение девонских нефтей в зависимости от тектоники противоречит тому, что бактерии являются основным агентом по окислению нефтей.

Как указывалось выше, во впадинах давление и температура были относительно больше, чем на сводах. Кроме того, во впадинах формировались более минерализованные воды. Эти факторы, как известно, отрицательно влияют на деятельность бактерий. Таким образом, во впадинах бактерии должны были бы воздействовать на нефти слабее, чем на сводах, и поэтому мы должны были бы во впадинах встретить менее окисленные, т.е. более легкие нефти, а наблюдается обратная картина. Сказанное выше позволяет нам считать, что бактерии не являются основным агентом окисления нефти, во всяком случае для девона Урало- Волжского региона.

Следовательно, указанное распределение свойств девонских нефтей в зависимости от тектоники трудно связать, с деятельностью бактерий, и надо искать основные причины этого явления в процессах, имеющих тесную связь с тектоникой, а именно в физических законах гравитации, в условиях осадконакопления и тектонической активности и в различном воздействии вод на окружающую среду в зависимости от глубины залегания.

Необходимо указать на то, что рассматриваемое явление приуроченности более легких нефтей к сводам, а более тяжелых к впадинам в карбоне и перми не будет, по-видимому, иметь такого отчетливого выражения, как в девоне, и вот по каким причинам: во-первых, в девоне, как указывает Л.Н. Розанов, элементы первого порядка (своды и впадины) имеют более четкое выражение, чем в карбоне и перми, где все большее значение приобретают валы; во-вторых, в карбоне и перми воды сульфатные, имеется повсеместно сероводород, отмечаются сульфатвосстанавливающие бактерии, тогда как в девоне ни сероводорода, ни бактерий нет, а сульфатов в водах либо нет, либо они присутствуют в весьма небольшом количестве. Л.Т. Линдтроп считает, что эти факторы совместно с наличием в водах девона железа указывают на прекращение процессов окисления нефти и что преобразование нефтей в девоне в основном уже закончилось, тогда как в перми и карбоне оно еще продолжается. Естественно, что лучше судить о направленности процесса тогда, когда перед глазами законченный результат его.

Эта две причины, в основном, и заставили нас рассматривать вопрос распределения нефтей именно в девоне.

Из указанной связи девонской тектоники и нефтей можно сделать следующий вывод: ряд свойств пашийских нефтей может служить определенным диагностическим признаком условий формирования залежей. Так, например, открыв девонскую (пашийскую) залежь в новом районе Урало-Волжского региона с нефтью удельного веса 0,890 и более, можно считать, что новое месторождение формировалось в условиях впадины. И, наоборот, залежь с нефтью удельного веса от 0,810 до 0,840-0,850 формировалась в пределах свода по девонским отложениям. Знание же условий, в которых формировалось месторождение, имеет большое значение для нового участка при определении возможной его перспективности.

Примером может служить недавно открытое Мухановское месторождение. Продуктивные пашийские слои были здесь вскрыты на гораздо большей глубине, чем в окружающих районах, однако нефть оказалась легкой (удельный вес 0,830). Как показал дальнейший анализ, Мухановский район находится в прогибе по пермским и каменноугольным отложениям, но в девоне здесь был приподнятый участок, который, по-видимому, являлся восточной частью Жигулевско-Пугачевского свода.

Таблица 1 Средние удельные веса девонских (пашийских нефтей) месторождений Урало-Волжского региона*

	Район	Удельный вес
Жигулевско- Пугачевский свод	Яблоновый Овраг	0,860
	Жигулевск	0,855
	Зольный Овраг	0,810
	Муханово	0,830
Татарский свод	Ромашкино	0,860
	Туймаза	0,850
	Бавлы	0,850
	Леонидовка	0,850
	Серафимовка	0,845
	Константиновка	0,840
	Стаханово	0,870
	Шкапово	0,870
	Черемшан	0,870
	Ново-Ибрайкино	0,865
	Азнакаево	0,870
	Акташ	0,865
	Поповка	0.865
	Сулеево	0,865
	Аргуновка	0,865
Верхне- Камский свод	Краснокамск	0,860
	Северокамск	0,835
	Полазна	0,820
Казанско- Сергиевская впадина	Радаевка	0,920
	Красноярка	0,900
	Заглядино	0,890
	Султангулово	0,880
	Тарханы	0,875
Верхне- Камская впадина	Стерлибашево	0,860
	Давлеканово	0,900
	Чекмагуш	0,900
	Старо-Петрово	0,950
	Уржумово	0,880
	Орьебаш	0,870
	Калтасы	0,870
	Куеда	0,885
	Чернушка	0,875
Сарайлинская депрессия	Елабуга	0,870

* По данным С.П. Максимова, В.С, Еременко, А.К. Каримова, М.Н. Телешевой и др.

Таблица 2 Анализы вод пашийских слоев девона различных районов Урало-Волжского региона*

Районы	Σмг-экв.	% экв. Сl	% экв. SO4	% экв. HCO3	% экв. Са	% экв. Mg	% экв. Na + K	S1	S2	А2	Na/Cl	Ca/Mg	(Cl-Na )/Mg	SO4/Cl	Cl/Ca	Na/Ca
Своды
Сызрань	689,34	49,90	0,08	0,02	11,65	3,92	34,43	68.86	31,10	0,04	0,69	2,97	3.95	0,0016	4,28	2,95
Костычи	707,92	48,85	0,14	0,01	12,07	3.45	34,48	68,96	31,04	0,02	0,69	3,50	4,45	0,0028	4,18	2,85
Яблонов Овраг	768,94	49,98	0,01	0,01	9,17	1,55	38,28	76,56	23,42	0,02	0,76	3,59	4,58	0,0002	5,45	4,17
Яблонов Овраг	766,70	49,90	-	0,01	10,23	2,91	36,86	73,72	29,26	0,02	0,74	3,52	4,51	-	4,89	3,60
Зольный Овраг	805,60	49,99	-	0,01	15,04	2,84	32,12	64,24	35,74	0.02	0,64	5,30	7,08	-	3,32	2,13
Зольный Овраг	778,62	49,98	-	0,02	15,42	2,63	31,95	63,90	35 06	0,04	0,64	5,87	6,86	-	2,91	2,07
Туймаза	794,61	49,99	0,004	0,004	13,97	4,136	31,89	63,78	36,21	0,008	0,637	3,36	4,39	0,012	-	-
Бавлы	796,76	49,99	0,01	-	14,29	3,82	31,89	62,26	37,74	-	0,64	3,74	4,72	0,02	-
Ромашкино	750,74	49,97	0,023	-	12,79	3,51	33,70	67,40	32,60		0,67	3,64	4,63	0,045
Полазна Краснокамск	755	-	0,82	-	-	-	-	70,43	29,55	0,02	0,71	-	4,33	-	-	-
Впадины
Красноярка	831,692	49,95	0,03	0,02	19,03	3,36	27,61	55,22	44,74	0,04	0,56	5,49	6,65			_
Заглядино	795,962	49,87	0,11	0,02	19,88	3,98	26,14	52,28	47,68	0,04	0,52	4,99	5,96	-	-	-
Радаевка	711,14	49,87	-	0,03	17,56	7,05	25,40	50,80	49,14	0,06	0,51	5,53	6,53	-	2,85	1,45
Сызрань	783,26	49,84	0,05	0,01	24,11	1,1	24,76	49,52	50,46	0,02	0,49	21,34	22,30	0,001	2,07	1,06
Стерлибашево	818,86	49,91	0,06	-	19,37	3,48	27,15	54,30	45,70	-	0,54	5,57	6,55	0,12	-	-
Чекмагуш	-	-	-	-	-	-	-	-	40,7	-	-	3,7	-	-	-	-
Уржумово	-	-	-	-	-	-	-	-	44,4	-	-	6,2	-	-	-	-
Чернушка	826		0,39	-				53,52	46,46	0,02	0,53	-	5,34	-	-	-

* По данным В. А. Карповой, Н. Г. Линдтропа и др.

Рисунок Палеотектоническая схема девонской структуры Волжского района (по Л.Н. Розанову).

I - своды: 1 - Татарский (южная вершина), 2- Татарский (северная вершина), 3 - Жигулевско-Пугачевский, 4 - Токмовский, 5 - Верхне-Камский, 6 - Башкирский; II-впадины и депрессии: 7-Казанская впадина, 8 - Верхне-Камская впадина, 9 - Сарайлинская депрессия, 10-Ставропольская депрессия, 11 - Березовско-Костычевская депрессия; III - валы: 12-Туймазинский, 13 - Серафимо-Балтаевский, 14 - Жигулевский, 15-Больше-Кинельский, 16 - Краснокамско-Поланенский; IV-область складчатого Урала; V-месторождения и удельные веса нефти.