|
УДК 556.3:553.982(470.57) |
Связь свойств нефтей каменноугольных отложений Башкирии с гидрогеологическими особенностями этого комплекса
К. С. ЯРУЛЛИН, В. Г. ПОПОВ (Башк. филиал АН СССР), А. С. КАРИМОВ (Башк. гос. пед. ин-т), В. С. ЦОЦУР (БашНИПИнефть)
В каменноугольных отложениях Башкирии основные месторождения нефти и газа приурочены к терригенной толще (ТТ) нижнего карбона Камско-Кинельской системы прогибов. Небольшие запасы в ней сосредоточены также на Татарском и Пермско-Башкирском сводах и в башкирской зоне юго-восточного склона Восточно-Европейской платформы [2]. В отличие от платформенной части в Предуральском прогибе ТТ развита весьма слабо. Вместе с тем здесь приобретают существенное значение средне- и верхнекаменноугольные карбонатные породы, содержащие как нефть, так и промышленные залежи газа и газоконденсата. Основная зона нефтенакопления в ТТ нижнего карбона приурочена к Актаныш-Чишминской и Шалымской палеовпадинам, разделяющим Татарский и Пермско-Башкирский своды. Они четко фиксируются в современном структурном плане по горизонтам верхнего девона, нижнего и среднего карбона. По кровле пород турнейского яруса Актаныш-Чишминская впадина в наиболее высокой седловинной части имеет глубину относительно сводовых поднятий 220-350 м, с увеличением до 800-950 м к Пред- уральскому прогибу (рис. 1). Глубина Шалымской впадины 300-400 м. Примерно такие же глубины впадины сохраняются и по кровле C1tl и C2vr.
Обе впадины заполнены терригенными нижнекаменноугольными породами, а по бортам обрамлены невысокими биогермными массивами фаменско-турнейского возраста. Последние установлены и на сводах некоторых антиклинальных структур, осложняющих осевую часть Актаныш-Чишминской впадины.
Терригенные нижнекаменноугольные отложения в платформенной части Башкирии развиты повсеместно. Они представлены аргиллитами, алевролитами и песчаниками с прослоями углисто-глинистых пород, углей, мергелей и известняков, распределенных неравномерно по разрезу и площади, и залегают между карбонатными породами С1t, C1tl или C1al визейского яруса. Распространение их подчинено палеоструктуре поверхности турнейского яруса. Песчаники ТТ и пористо-трещиноватые карбонатные породы C1t, С2b и С2m являются коллекторами нефти. Залежи нефти относятся к структурному, структурно-литологическому и литологическому типам.
Нефти ТТ нижнего карбона тяжелые, вязкие, высокосернистые, смолистые, парафинистые, содержащие сравнительно небольшое количество бензиновых фракций. Вместе с тем в каждом стратиграфическом горизонте они имеют свои особенности.
В елховском горизонте промышленная нефть получена на Саузбашском месторождении. Плотность ее 0,909 г/см3, содержание (в %): серы3,7, смол 28, асфальтенов 5,3, парафина 2,8, фракций до 200 °С 14; вязкость нефти при 20 °С 33 мПа-с.
Нефти радаевского и бобриковского горизонтов на месторождениях рассматриваемой территории также тяжелые, высокосернистые. Плотность их изменяется от 0,871 до 0,925 г/см3, содержание (в %): серы 1,58-4,5, смол 6,9-16,6, асфальтенов 3,65-9, парафина 3,0-6,4, фракции до 200 °С 8,6- 23,5, ароматических УВ во фракции 95-122 °С 2,5-4,7. В изменении свойств нефтей по площади отмечается четкая закономерность: увеличивается плотность нефтей от осевых зон Актаныш-Чишминской и Шалымской впадин в направлении купольных частей Пермско-Башкирского и Татарского сводов (рис. 2). Так, плотность нефтей Арланского, Манчаровского, Нурского и Алкинского месторождений равна соответственно 0,893, 0,898, 0,891 и 0,899 г/см3, а нефтей Таймурзинского, Сергеевского и Турбаслинского месторождений, находящихся в той же бортовой зоне, но гипсометрически выше, составляет соответственно 0,905, 0,914 и 0,904 г/см3. В том же направлении в нефтях увеличивается содержание серы от 2,6 (Нурское, Алкинское) до 3,9 % (Саитовское, Карача-Елгинское). Количество асфальтенов и смол в нефтях возрастает, а парафина, легких фракций и ароматических УВ снижается.
Аналогичное изменение свойств нефтей наблюдается и со стороны зоны Шалымской впадины в юго-восточном направлении, к башкирской вершине Пермско-Башкирского свода. Ухудшение их качества происходит не по всей площади, а на отдельных участках, что обусловлено и размерами залежей. В крупных залежах, меньше подвергающихся воздействию гипергенных процессов, нефти обычно качественнее, чем в мелких, где вторичные процессы протекают интенсивнее. Нефти последних имеют большую плотность и повышенное содержание серы, асфальтенов и смол по сравнению с первыми, независимо от того, расположены они на одном гипсометрическом уровне с крупными или ниже. Так, плотность нефтей Арланского месторождения равна 0,893-0,895 г/см3, а Воядинского месторождения, находящегося гипсометрически ниже, 0,913-0,921 г/см3. Увеличивается в них и содержание серы соответственно 3,2-3,4; 3,5-3,9%.
Подобное изменение свойств нефтей радаевского и бобриковского горизонтов отмечается в юго-западных районах Башкирии. Наиболее легкие нефти (0,871-0,872 г/см3) зафиксированы в залежах юго-западных бортовых зон Актаныш-Чишминской впадины (Каргалинская, Копей-Кубовская). На Татарском своде они утяжеляются, плотность их варьирует в среднем от 0,884 (Серафимовская) до 0,897 г/см3 (Белебей-Аксаковская). В этом же направлении в них возрастает содержание серы от 1,8 (Каргалинская) до 2,8% (Копей-Кубовская, Стахановская). Аналогично изменяются другие параметры нефтей в сторону башкирской вершины Пермско-Башкирского свода. На общем фоне незначительного колебания величин плотности нефтей на Татарском своде выделяются три района с повышенными значениями (в г/см3): Бакалинско-Кандринский 0,906-0,911, Серафимовско-Суллинский 0,9-0,913 и Знаменско-Шкаповский 0,905-0,925, где нефти отличаются и высоким содержанием серы соответственно до 3,5; 3,4 и 3,6 %.
Залежи тульского горизонта установлены на северо-западе и севере Башкирии. Нефти здесь в среднем несколько легче и малосернистее, чем в вышерассмотренных горизонтах, однако диапазон изменения этих параметров шире. Плотность колеблется от 0,887 до 0,933 г/см3, концентрация серы от 1,9 до 4,4%. Нефти содержат (в %): смол 10,4-19,3, асфальтенов 3,3-10,8, парафина 1,5-5,3, выход фракций до 200°С 1,5-17,2. Изменение свойств нефтей по площади подчиняется той же закономерности, что и в предыдущих горизонтах. Наиболее четко она выражена на башкирской вершине Пермско-Башкирского свода. От осевой зоны Шалымской впадины в юго-восточном направлении плотность нефтей повышается от 0,89-0,896 (Арланская, Куединская, Татышлинская) до 0,902-0,933 г/см (Бураевская, Казанчинская, Биявашская). Соответственно в нефтях увеличивается содержание серы от 2,6 (Четырманская, Куединская, Татышлинская) до 3,3 (Казанчинская), 4,4 % (Биявашская), непостоянны и другие компоненты. Как и в рассмотренных горизонтах, изменение свойств нефтей происходит неповсеместно.
Интересно отметить, что в Воядино-Игровском районе в тульском горизонте так же, как и в радаевско-бобриковском, отмечаются повышенные значения плотности нефтей и содержания в них серы. Сходный характер изменения свойств нефтей наблюдается и от осевой зоны Актаныш-Чишминской впадины в сторону Пермско-Башкирского и Татарского сводов.
В алексинском горизонте залежи нефти установлены на Арланском, Бакалинском и Туймазинском месторождениях. Свойства нефтей первых двух показывают, что нефти рассматриваемых горизонтов близки к нефтям нижезалегающих горизонтов С1, но несколько лучшего качества (более легкие и менее сернистые). Плотность нефтей соответственно равна 0,893, 0,909 г/см3, содержание серы 2,6; 3,1 %, выход фракций до 200° С 16,7; 19,8%. Близкие свойства нефтей алексинского, радаевского и бобриковского горизонтов позволяют предполагать, что залежи первого сформировались в результате вертикальной миграции из нижележащих продуктивных горизонтов толщи.
Таким образом, качество нефтей ТТ нижнего карбона улучшается снизу вверх по разрезу и от купольных частей сводов в сторону осевых зон впадин. Это свидетельствует о более широких масштабах развития вторичных процессов изменения нефтей на сводах, чем во впадинах.
Среди природных факторов (термобарических, биохимических, гидрогеохимических и др.), активно влияющих на состав нефтей и их физико-химические свойства, существенная роль принадлежит гидродинамическому. Региональные исследования, выполненные в пределах Волго-Уральской области, показали тесную зависимость свойств нефтей от характера водообмена [1,6]. Близость региональных или локальных областей питания, в пределах которых происходит инфильтрация в нефтеносные комплексы слабометаморфизованных кислородсодержащих вод, создает благоприятные условия для процессов, приводящих к увеличению плотности и вязкости нефтей, обогащению их серой и смолами, а также к снижению выхода легких бензиновых фракций. Наоборот, при удалении от областей инфильтрационного питания свойства нефтей улучшаются.
Результаты анализа соотношения пьезометрических уровней вод палеозойских отложений Башкирского Предуралья по вертикали, оценка градиентов вертикальной фильтрации, сопоставление погоризонтных гидродинамических схем свидетельствуют, что основное значение в формировании подземного стока продуктивных горизонтов принадлежит местным внутриплатформенным областям питания и разгрузки [4]. При этом ведущим гидродинамическим процессом является вертикальная миграция вод, в то время как латеральный массоперенос в глубоких горизонтах не носит регионального характера, осуществляется локально по наиболее проницаемым пластам, связанным с местными областями питания и дренажа путем вертикальных межпластовых перетоков. Так, пьезометрические максимумы вод ТТ (415-420 м) приурочены к Сюнь-Чермасанскому и Буй-Таныпскому водоразделам, где предполагается поступление вод из вышележащих комплексов карбона и перми. В качестве крупной области разгрузки вод ТТ выступают современные долины рек Белой и Камы, где зафиксированы минимальные отметки (356-373 м) приведенных к плоскости -2000 м уровней вод. В этой связи надо подчеркнуть, что именно здесь находится контрастная газогидрогеохимическая аномалия в пермских отложениях, представленная крепкими высокометаморфизованными гелиеносными рассолами и обусловленная разгрузкой глубинных вод [1, 3, 4].
Областью питания вод ТТ авторы также считают и Татарский свод, где соотношение напоров вод в отложениях палеозоя вполне обеспечивает нисходящие перетоки в ТТ из вышележащих горизонтов карбона и перми.
Кроме того, водоносные комплексы С2m получают инфильтрационное питание на башкирской вершине Пермско-Башкирского свода благодаря перетокам слабоминерализованных вод из вышележащих горизонтов.
По составу воды ТТ хлоридно-натриевые и кальциево-натриевые, хлоркальциевого типа, по В.А. Сулину. Концентрация солей в них колеблется от 180 до 300 г/л; rNa/rCl = 0,61-0,98. Они содержат бром (в среднем 425 мг/л), калий (1150 мг/л) и другие микроэлементы.
Наиболее минерализованные (250-300 г/л) и метаморфизованные воды с содержанием СаС12 до 28-30 % приурочены к юго-восточной части Актаныш-Чишминской впадины (Алкинская, Охлебининская, Тавтимановская площади) и юго-западному склону Пермско-Башкирского свода (Алкинская, Казанчинская, Татышлинская и др.), где ТТ находится в условиях хорошей гидрогеологической закрытости. Концентрация брома в них достигает 960-1040 мг/л, а сульфат-иона не превышает 0,1-0,3 г/л. Рассолы (195- 270 г/л) с содержанием СаС12 до 15- 20 % установлены также и в смежных районах Шалымской впадины (Орьебашская, Чераулская, Воядинская, Игровская).
В то же время слабометаморфизованные воды в ТТ (rNa/rCl = 0,85-0,98, СаС12 2,5-7 %) с небольшим количеством брома (190-250 мг/л) и нередко пониженной минерализацией (180-230 г/л) тяготеют к Татарскому своду (Шкаповская, Никифоровская, Серафимовская, Белебеевская, Копей-Кубовская и другие площади), а также к сопредельной (прибортовой) части Актаныш-Чишминской впадины (Чекмагушская, Тюрюшевская, Карача-Елгинская площади), являющимся, как указывалось, местными внутриплатформенными областями питания нижнекаменноугольного водоносного комплекса. Воды здесь насыщены хлористым натрием; содержание сульфат-иона в них достигает 1,6-1,8 г/л. Поступление обогащенных сульфатами слабометаморфизованных вод из вышележащих комплексов карбона и перми в пределах Татарского свода отражается также и на химическом составе рассолов терригенного девона (Серафимовско-Балтаевская аномалия).
Газовый состав вод ТТ преимущественно азотный (N2 64-92 % ). Содержание СН4 составляет 4,6-25,6 % [1]. В небольших количествах (0,1-1,7%) в них присутствует С02. Общее газосодержание их изменяется от 147 (скв. 84 Уртаул) до 436 см3/л (скв. 25 Павловка), а упругость газа от 3,7 до 5,2 МПа. Специфический газовый состав (в %) имеют воды тульского горизонта в пределах юго-восточного погружения платформы (скв. 7 Шакшинская): СН4 43,3, тяжелые УВ 23,6, СO2 17,3, N2 15,8.
Кроме того, представляют интерес данные о распределении H2S в водах и нефтях ТТ. Максимальные его концентрации зафиксированы во флюидах ассельско-артинских отложений (до 2,2 г/л). С глубиной содержание H2S закономерно снижается до десятков миллиграммов на литр в рассолах карбонатных средне- и нижнекаменноугольных отложений. В водах и нефтях ТТ (в начальные периоды эксплуатации месторождения) H2S встречается довольно редко. Особенно он характерен для флюидов ТТ Татарского свода (Туймазинская, Балтаевская, Копей-Кубовская, Серафимовская), где присутствует в количестве 11-150 мг/л, но встречается и на отдельных участках Актаныш-Чишминской и Шалымской впадин (Чекмагушская, Павловская площади), т. е. в пределах указанных выше областей инфильтрационного питания.
Надо полагать, что наличие H2S во флюидах ТТ является результатом перетоков вод из вышележащих карбонатных толщ каменноугольного и пермского возраста, где, как установлено ранее [5], имеются наиболее оптимальные условия для биохимической генерации H2S (подвижность вод, слабая их метаморфизация, обогащенность сульфатами и пр.).
На основании комплексного анализа данных о составе и физико-химических свойствах нижнекаменноугольных нефтей Башкирии, гидродинамической и газогидрогеохимической обстановки можно сделать следующие выводы.
1. Один из основных факторов изменения физико-химических свойств нефтей по площади - гидрогеологические (гидродинамические и гидрогеохимические) условия. Наиболее гипергенно измененные нефти (тяжелые, смолистые, сернистые и т. д.) приурочены к сводовым поднятиям, бортовым и морфотектонически приподнятым зонам Камско-Кинельской системы прогибов, в гидродинамическом отношении отвечающим внутриплатформенным областям питания нижнекаменноугольного гидрогеологического комплекса. Сопутствующие им воды инфильтрационного и смешанного генезиса, как правило, обогащены сульфатами, обладают пониженными метаморфизацией и минерализацией, а также содержат невысокие концентрации брома. Исключение составляют крайние северо-западные районы Башкирии, где воды ТТ карбона обладают высокими метаморфизацией и минерализацией, а нефти со следами вторичного изменения.
2. Установленное по ряду месторождений Башкирского Предуралья улучшение свойств нефтей карбона вверх по разрезу, вероятно, следует связывать не только с селективной фильтрацией нефтей породами, но и с гидродинамическими процессами, а именно, вымыванием и переносом более легких (а, следовательно, и более подвижных) фракций нефтей восходящими подземными водами в области их разгрузки.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Кротова В.A. Гидрогеологические факторы формирования нефтяных месторождений. Л., Гостоптехиздат, 1962.
2. Надежкин А.Д„ Цоцур В.С. Закономерности размещения залежей и условия нефтенакопления в терригенных отложениях нижнего карбона Западной Башкирии.-Труды УфНИИ, Уфа, 1971, вып. XXIX, с. 219-227.
3. Попов В.Г. Формирование подземных вод Северо-Западной Башкирии. М., Наука, 1976.
4. Попов В.Г. Основные черты динамики глубокозалегающих подземных вод Башкирского Предуралья. - В кн.: Проблемы гидрогеологии и охраны водных ресурсов Башкирского Предуралья. Уфа, 1980, с. 8-15.
5. Попов В.Г. Газогидрогеохимическая зональность подземной гидросферы Башкирского Предуралья. - РНТС ВНИИЭгазпрома. Сер. Геол. и разв. газ. и газоконд. м-ний, 1981, № 10, с. 10-18.
6. Якобсон Г.Л. Палеогидрогеологические и современные гидрогеологические закономерности формирования и размещения нефтегазоносных месторождений. М., Недра, 1973.
Поступила 31IVIII 1982 г.
Рис. 1. Схема областей питания вод и мощностей терригенной толщи нижнего карбона Башкирии (А): профиль по линии Бакалы - Кузбаево (Б).
Зоны впадин: а - осевая, б - турнейская бортовая: в - граница между впадинами; г - изопахиты, м: д - линия геологического профиля; е - области питания вод; I - башкирская вершина Пермско-Башкирского свода; II - юго-восточная часть Татарского свода; впадины: III - Актаныш-Чишминская, IV - Шалымская. На профиле цифрами показаны: поверхность тульского (1) и бобриковского (2) горизонтов визейского яруса, турнейского яруса (3); заштрихована терригенная толща нижнего карбона
Рис. 2. Схема изменения плотности нефти и содержания серы в нефтях бобриковского и радаевского горизонтов Башкирии.
а - месторождения нефти: 1 - Бураевское, 2 - Казанчинское, 3 - Биявашское, 4 - Игровское, 5 - Четырманское, 6 - Куединское, 7 - Татышлинское, 8 - Воядннское, 9 - Арланское, 10 - Саузбашское, 11 - Манчаровское, 12 - Нурское, 13 - Таймурзинское, 14 - Саитовское, 15 - Карача-Елгинское, 16 - Алкинское, 17 - Сергеевское, 18 - Турбаслинское, 19 - Каргалинское, 20 - Бакалинское, 21 - Копей-Кубовское, 22 - Туймазинское, 23 - Стахановское, 24 - Серафимовское, 25 - Суллинское, 26 - Белебей-Аксаковское, 27 - Знаменское, 28 - Шкаповское; б - юго-восточная граница развития песчаников; линии: в - равных содержаний серы, %, г - плотности нефти, г/см3. Остальные уел. обозн. см. на рис. 1.