В настоящее время доказано, что вторичная латеральная миграция нефти в карбонатных отложениях на близких расстояниях - довольно частое явление.

Рассмотрим подробнее процесс миграции рассеянной нефти в залежи рифов ассельско-артинского возраста Предуральского прогиба в пределах Бельской депрессии. Краевые (или бортовые) рифы барьерного типа располагаются здесь на границе мелководного шельфа и некомпенсированного прогиба или депрессии между одновозрастными зарифовыми, нормально наслоенными карбонатными, местами лагунными отложениями к более глубоководными, депрессионными осадками в основном доманикоидного типа.

Залежи нефти в рифовых массивах приурочены обычно к сводовым частям, имеют массивный характер и подпираются подошвенной водой. Контуры их в уменьшенном виде повторяют конфигурацию массивов. Высота наиболее крупных залежей нефти и газа 445-560 м, мелких 55-100 м.

По мере погружения массивов с севера на юг происходит последовательная смена нефтяных месторождений газонефтяными и затем газовыми. Степень заполнения нефтяных ловушек в Бельской депрессии не превышает 0,8-0,9, в зоне распространения газовых месторождений повышается до единицы.

Нефть ассельско-самарского комплекса в пределах Бельской депрессии тяжелая, с плотностью от 0,892 до 0,942 г/см³ (в единичных случаях 0,870 г/см³). Содержание легких фракций (выкипающих до 300 °С) 28-40 % (в единичных случаях 65 %), концентрация смол 11 -16%, асфальтенов - до 7,1 %. Нефти - нафтеново-ароматические. В бензиновой, керосиновой и масляной фракциях нефтей доминируют нафтеновые УВ. В бензинах нижнепермских нефтей, по данным В.А. Чахмахчева, содержится цикланов 40-51 %, алканов 17- 35%, аренов 16-33%. Отношение н-алканы/изоалканы составляет 1,1 -1,2, арены/алканы - 1,6-1,8.

Газ в ассельско-сакмарском комплексе углеводородный, с содержанием метана 60- 85 %, азота 3,6 % (в единичном случае 10%), водорода 1,5-4,0%, гомологов метана 15-30 %.

При детальном литолого-битуминологическом изучении процессов миграции рассеянной нефти от источника к залежам, выполненных Н.Г. Жузе на серии рифов Предуральского прогиба Мурапталовской площади, удалось установить следующее.

В рифовых массивах раннепермского возраста нефть аккумулировалась в центральной зоне массивов, в верхней части последних - в ловушках массивного типа. Коллекторами в залежах рифовых массивов служат в основном органогенные известняки, преимущественно водорослевые, пористо-кавернозные, тонкопористые, участки которых и отдельные единичные каверны окрашены нефтью. Следует отметить, что в тонкопористых известняках присутствует более легкая нефть желтого цвета, а в единичных пустотах и кавернах (диаметр до нескольких миллиметров) отмечается тяжелая нефть черного цвета.

В порово-кавернозных коллекторах в рифовых залежах эпигенетические пустоты выщелачивания развиваются как по цементируемому органогенному материалу, так и по цементу, представленному средне-мелкозернистым кальцитом. Включения нефти приурочены в основном к эпигенетическим порам выщелачивания при частичном ее проникновении в межзерновое пространство. В центральной части массивов эпигенетические пустоты выщелачивания составляют примерно 35 % площади шлифа, на крыльях 8-10 %.

За пределами залежей в зоне пририфового шлейфа встречается порово-трещинный тип коллектора, причем площадь эпигенетических пор выщелачивания составляет в нем 5-7 % площади шлифа. Нефть приурочена к открытым извилистым наклонным микротрещинам раскрытостью от 15- 20 мкм до 1 мм. В зоне пририфового шлейфа более проницаемы верхние участки пласта-коллектора, где открытая пористость достигает 7,1 %, а нефтенасыщенность - 24,7 %, Нижние участки пласта-коллектора менее проницаемы и открытая пористость в них не превышает 2,8 %, нефтенасыщенность - 11,1 %. Общая мощность пласта-коллектора в зоне пририфового шлейфа обычно не более нескольких метров.

Зона предполагаемых нефтепроизводящих депрессионных фаций темно-серых и черных глинистых известняков и мергелей раннепермского возраста расположена к востоку от массивов на расстоянии 400-700 м от контура ВНК. Эти породы имеют линзовидно-полосчатую структуру благодаря интенсивному развитию стилолитовых швов субпараллельной ориентировки и открытых горизонтальных микротрещин, приуроченных к перераскрытым стилолитовым швам. ОВ интенсивно насыщает породу и образует микроскопления по стилолитовым швам, самостоятельные прослойки и сгустки, включения в остатках фауны. Основная масса породы и остатки перекристаллизованной фауны импрегнированы тяжелым, асфальтово-смолистым битумоидом ярко-коричневого свечения. В остатки перекристаллизованной фауны и в открытые микротрещины мигрирует наиболее подвижная часть битумоида (масла и часть смол) ярко-желтого и ярко-голубовато-желтого свечения. Смачиваемость нефтепроизводящих пород, по данным Г.В. Петровой, 80- 90 %, открытая пористость 1,51-3,09 %, межзерновая проницаемость 0,0013- 0,003 мкм², 21-45 % открытых пор заполнены рассеянной микронефтью.

Породы отличаются высоким содержанием Сорг (2,95-7,8%), ХБ (0,92-1 %), УВ(0,348-0,411 %). Битумоидный коэффициент (9,32-23,44%) и концентрации УВ в ОВ (3,8-8,8 %) типичны для сингенетичных остаточных и перераспределенных битумоидов в нефтепроизводящих толщах. Битумоид тяжелый, высокомолекулярный, преимущественно асфальтово-смолистый по составу. Смолы разнообразны - от легких до тяжелых, асфальтены типичные, высокомолекулярные. Концентрация ядер Аr в маслах высокая (11,05-11,83%). Среди ароматики доминируют нафталин, фенантрен, бензофенантрен, в заметных количествах содержится хризен, обнаружены бензофлорен, пирен, бензопирен и пирилен. По данным ИКС, в ХБ отмечаются высокие концентрации ароматических структур (l =1600 см^-1), в том числе соединений с различными замещениями в бензольном кольце (l = 750, 820, 880 см^-1). Алифатические структуры находятся в подчиненном количестве. В составе кислородных соединений резко доминируют С-0 группы III рода (l= 1650 см^-1), принадлежащие к хиноидным структурам. Ароматические эфиры, продукты декарбоксилнрования кислот (l= 1700-1720 см^1-1) и простые эфиры (l=1740 см^-1 присутствуют в подчиненном количестве. В составе ХБ отмечается повышенное количество азотистых соединений (гетероциклы, амиды кислот, амины) и конденсированной ароматики (l= 1040 см^-1).

Рифовые фации представлены светло-серыми и серыми органогенными известняками, обедненными Сорг (0,05-4,0%), ХБ (0,005-0,03%) и УВ (0,0009-0,0118%). В рифовых фациях основной фон свечения породы в люминесцентных шлифах тусклый, голубовато-серый, светло-желтый благодаря насыщению органогенного материала и первичных пор и пустот легким маслянистым и маслянисто-смолистым битумоидом. Пустоты выщелачивания поздних генераций в ненефтеносных породах не заполнены битумоидом, чистые, не люминесцируют. Сингенетичные битумоиды легкие, низкомолекулярные, преимущественно маслянистые по составу. В маслах доминируют метаново-нафтеновые УВ. Во фракции ароматических УВ отсутствует тяжелая ароматика. Концентрация ядер Аr в маслах низкая - 2,33 %. Битумоидный коэффициент (6- 7%) и концентрация УВ в ОВ (2-3,2%) характерны для пород, обедненных двумя последними компонентами. В ХБ, по данным ИКС, доминируют алифатические структуры, в том числе парафиновые с длинной алкильной цепью. Концентрация ароматических структур невысокая. Хиноидные структуры отсутствуют. В составе кислородных соединений доминируют простые эфиры.

В смешанных битумоидах нефтеносных коллекторов в залежах и в зоне миграции нефти в залежь в пририфовом шлейфе у люминесцентных шлифов на тусклом голубовато-сером и светло-желтом сингенетичном фоне свечения породы отмечаются включения нефти ярко-желтого и ярко-коричневого свечения, приуроченные к эпигенетическим пустотам выщелачивания и к наклонным открытым микротрещинам поздних генераций. Смешанные битумоиды по своим геохимическим характеристикам близки к синбитумоидам и эмиаллохтоным битумоидам нефтепроизводящих депрессионных фаций раннепермского возраста и отличаются от синбитумоидов рифовых фаций. Высокий битумоидный коэффициент (24- 70,3%) и концентрация УВ в ОВ (9,5- 37,5 %) характерны для смешанных битумоидов с заметной эпигенетичной примесью. Концентрация С_орг (до 1,51 %), ХБ (до 0,82 %) и УВ (до 0,44 %) явно выше, чем в синбитумоидах. Смешанные битумоиды представлены всей гаммой - от масел до тяжелых смол и типичных высокомолекулярных асфальтенов. Во всех случаях в маслах доминируют нафтено-ароматические УВ. Концентрация ароматических ядер в маслах (2,55-5,6 %) более высокая, чем в сингенетичных битумоидах, но более низкая, чем в нефтепроизводящих породах (11,3-11,83%). В составе ядер Аг резко доминируют нафталин и фенантрен. По данным ИКС, в смешанных битумоидах по сравнению с синбитумоидами отмечаются более высокие концентрации ароматических структур, в том числе структур с различными замещениями в бензольном кольце, практически отсутствуют простые эфиры, характерные для синбитумоидов, и присутствуют хиноидные структуры, не обнаруженные в последних.

Расчет состава эпигенетичных примесей в смешанных битумоидах (Жузе Н.Г. Эпигенетичные примеси в битумоидах и оценка балансовых потерь при вторичной миграции нефти. - В кн.: Теоретические и экспериментальные исследования механизмов миграции углеводородов. Л., 1980, с. 54-62.) по Северо-Мурапталовскому массиву показал, что на пути миграции рассеянной нефти в залежь на близких расстояниях в составе мигрирующей смеси снижается концентрация асфальтенов (от 31,6 до 6,56 %) и возрастает количество масел (от 37,18 до 54,7 %). В составе УВ несколько увеличивается доля метаново-нафтеновых структур и уменьшается процент ароматики (от 55 до 50 %). В числе ароматических УВ увеличивается доля легкой ароматики (от 13,3 до 17,31 %) и снижается процент средней (от 40,58 до 34%).

В целом дифференциация в составе рассеянной нефти при миграции на близкое расстояние сильнее сказывается на количестве асфальтенов, как наиболее адсорбируемых соединений в составе нефтей и в гораздо меньшей степени отражается на составе смол, масел и УВ. В составе ядер Аг в маслах наблюдается постепенное увеличение нафталина и фенантрена. В зоне пририфового шлейфа в нижней части пласта-коллектора в составе мигрирующей смеси происходит остаточное накопление ядер Аr, в том числе тяжелых УВ - хризена, бензоантрацена, пирена, бензопирена и пирилена. Суммарный процент ядер Аг в маслах в нижней части коллектора 5,86 %. в верхней 2.55 %.

Таким образом, в пределах рифовых массивов Мурапталовской площади Бельской депрессии наблюдается миграция рассеянной нефти из депрессионных карбонатных и глинисто-карбонатных отложений, обогащенных ОВ и УВ, через зону пририфового шлейфа в центральную часть рифовых массивов и аккумуляция ее в верхней части последних, в ловушках массивного типа. Аналогичный тип миграции отмечается по геологическим данным и в других рифовых массивах раннепермского возраста в Вельской депрессии Предуральского прогиба.

В зависимости от характера покрышки (эквапоритовой кунгурской и терригенной уфимской) происходят вторичные изменения в составе нефтей в залежах. Так, различия в составе нефтей Северо-Мурапталовского, Мурапталовского (покрышка эвапоритовая, кунгурская) и Южно-Мурапталовского (терригенная, уфимская) массивов объясняются прежде всего различной степенью сохранности нефтей в залежах.

Наличие окисленной нефти ниже зоны ВНК в серии рифовых массивов указывает, по нашему мнению, на широкую зону миграции нефти в рифовых массивах и возможность ее частичного ухода в сторону платформы в коллекторы зарифовой фации.