|
УДК 553.982:550.4(470.53) |
|
|
|
© Коллектив авторов, 1990 |
Предполагаемые источники нефтей Дороховского вала
Э.М. Галимов (ГЕОХИ), М.Г. Фрик, А.З. Коблова (КамНИИКиГС), В.С. Прохоров (МИНГ)
Дороховская группа месторождений, расположенная в зоне сочленения Бымско-Кунгурской впадины и Башкирского свода, относится к Пермско-Башкирской НГО (рис. 1). Это один из наиболее сложных геологических объектов Прикамья для поиска ловушек неантиклинального типа. Месторождения приурочены к тектоно-седиментационным структурам нижнего карбона, позднедевонско-турнейским органогенно-карбонатным массивам и девонским терригенным отложениям линейных мобильных зон [2].
Детальное исследование нефтей Дороховского вала показало довольно сложную картину распределения их физико-химических свойств и УВ-состава (табл. 1). Это нефти от легких, газонасыщенных, малосернистых, метано-нафтеновых до тяжелых, сернистых, метано-ароматических. Закономерного изменения свойств нефтей по осадочному разрезу не установлено. Обычно нефти среднего карбона выделяются повышенными значениями плотности, сернистости и содержания ароматических структур. Они часто входят в зону опресненных вод, связанных с влиянием поверхностных факторов. В нижней части разреза, начиная с яснополянского надгоризонта, гидрогеологические условия благоприятны для сохранения залежей. Нефти района характеризуются свойствами, переходными от легких нефтей и газоконденсатов Юрюзано-Сылвенской впадины (повышенное газосодержание, пониженная концентрация металло-порфиринов) к тяжелым Башкирского свода. Однако влияние Предуральского прогиба проявляется сложно: плавное изменение характеристик с востока на запад отсутствует (см. рис. 1). Роль линейных мобильных зон в распределении свойств нефти не установлена (А.З. Коблова, 1986 г.).
Все нефти осадочного разреза характеризуются близкими значениями фациально-генетических параметров (см. табл. 1, рис. 1). По-видимому, это нефти морского фациального типа [4]. Своеобразие их эволюционных геохимических характеристик связано с влиянием Предуральского прогиба (т.е. повышенных палеотемператур) и сложными процессами формирования и переформирования залежей.
Нефть яснополянской залежи Южно-Дороховского месторождения - типичная нефть Дороховского вала (табл. 2). Нижнекаменноугольные терригенные отложения - основной нефтегазопоисковый объект района. В этой связи выяснение ее источника имеет принципиальное значение.
Основными нефтегенерирующими породами в разрезе могли быть верхнедевонские карбонатные отложения и среди них особенно семилукские и бурегские доманиковые фации [1]. Определенное количество УВ могли генерировать малиновские и яснополянские алевролитовые и глинистые отложения, а также девонские терригенные свиты. Общего количества УВ, эмигрировавших из нефтематеринских пород, развитых в пределах северной части Башкирского свода и Бымско-Кунгурской впадины, по-видимому, было достаточно, чтобы обеспечить запасы рассматриваемой площади (Т.В. Белоконь, 1984, 1987 гг.).
Для идентификации нефтепроизводивших пород был применен изотопно-молекулярный метод [3]. На рис. 2 представлено распределение изотопов углерода по фракциям повышающейся полярности в нефти Южно-Дороховского месторождения и в битумоидах основных из возможных нефтематеринских пород Ярушинской, Горновской и Дороховской площадей.
Сопоставление изотопных кривых (см. табл.
2) показывает, что из отложений палеозоя только битумоиды верхнефранских
пород имеют серповидную форму изотопной кривой, присущую нефти, что характерно
для ОВ сапропелевого типа. Это говорит о генетической связи исследуемой нефти,
как, по-видимому, и всех нефтей продуктивного разреза Дороховского вала, с ОВ
доманикитов верхнего девона. При этом положения максимумов 
на изотопных кривых
нефти и битумоида не совпадают. Изотопная кривая нефти Южно-Дороховского
месторождения 
типична
для всех нефтей палеозоя Башкирского свода [3]. Для битумоидов пород изотопная
кривая такой же формы, что и для ОВ доманикитов Камско-Кинельской системы
впадин. Вопрос о возможной дальности первичной миграции еще предстоит решить.
Не исключено, что изменение положения максимума изотопной кривой битумоида доманикита
Горновской площади 
по
сравнению с доманикитом Кустовской площади (Верхнекамская впадина, 
отражает более высокую
катагенетическую превращенность исследуемого образца, которая по каким-то
причинам не отразилась на изотопной кривой генетически связанной с ним нефти
[3].
Изотопная кривая серповидной формы установлена также и для битумоида вендского комплекса. Однако другими доказательствами генетической связи нефтей палеозоя с ОВ протерозоя мы не располагаем.
Сопоставление фациально-генетических характеристик нефтей и битумоидов пород подтверждает ведущую роль доманиковых отложений в формировании нефтеносности разреза.
Таким образом, по результатам изотопно-геохимических исследований источником нефтей Дороховского вала, по-видимому, являются преимущественно доманикиты франского яруса.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Белоконь Т.В., Кутуков А.В. Условия нефтеобразования в верхнедевонско-нижне-среднекаменноугольных карбонатных комплексах Волго-Вятского района // Геология нефти и газа.- 1984,- № 2,- С. 52-57.
2. Баксман С.И. Формирование линейных мобильных зон в осадочном чехле Волго-Уральской провинции // Геология нефти и газа.- 1983,-№ 9.-С. 15-16.
3. Галимов Э.М., Фрик М.Г. Изотопный метод диагностики нефтематеринских отложений // Геохимия.- 1985.- № 10.- С. 1474-1485.
4. Коблова А.З., Фрик М.Г., Белоконь Т.В. Некоторые аспекты биогеохимии нефти северо-восточной части Волго-Уральской области // Геохимия.- 1979,- № 5.- С. 751-761.
Results of integrated geochemical studies on oils from the Dorokhovo swell (Perm' Pre-Kamie) are presented. Genetic uniformity of these oils is shown. An isotope-molecular means of identifying oil-prone rocks has been applied. It has been concluded that Upper Devonian domanikits are considered to be the most possible source of oil in this region.
Таблица 1. Геохимическая характеристика нефтей Дороховского вала
|
Параметры |
C2ks-C2b (карбонатная толща) |
C1tl-C1mn (терригенная толща) |
C1t- D3f (карбонатная толща) |
|
Газосодержание, м3/т |
44,4-96,5 |
79,9-252,7 |
75,0-150,8 |
|
67,1(5) |
167,5(11) |
117,7(3) |
|
|
Плотность нефти, г/см3 |
0,841-0,935 |
0,815-0,906 |
0,895-0,913 |
|
0,884(13) |
0,850(13) |
0,866(12) |
|
|
Сера, % |
0,74-2,42 |
0,62-2,14 |
0,70-2,41 |
|
1,72(13) |
1,11 (13) |
1,34(12) |
|
|
Смолы, % |
9,68-22,27 |
3,94-16,08 |
3,50-17,04 |
|
14,86(13) |
10,49(13) |
10,56(12) |
|
|
Асфальтены, % |
1,04-9,32 |
0,16-6,97 |
0,32-9,58 |
|
4,34(13) |
1,52(13) |
1,83(12) |
|
|
Бензин, % |
14-33 |
11-37 |
13-34 |
|
25(13) |
29(13) |
27(11) |
|
|
Метановые (М), % на SУВ |
36,5-43,7 |
41,5-53,6 |
41,8-49.0 |
|
39,1(3) |
48,4(7) |
45,5(4) |
|
|
Нафтеновые (Н), % на SУВ |
18,0-26,0 |
21,9-25,6 |
24,4-25,8 |
|
22,6(3) |
23,4(7) |
25,0(4) |
|
|
Ароматические (А), % на SУВ |
30,4-44,8 |
23,5-32,8 |
26,5-33,1 |
|
38,3(3) |
28,3(7) |
29,5(4) |
|
|
Число колец в молекуле парафино-нафтеновых УВ, Кн |
1,0-1,4 |
0,9-1,1 |
1,1 - 1,7 |
|
1,2(3) |
1,0(7) |
1,3(3) |
|
|
Число колец в молекуле нафтено-ароматических УВ, Ка |
1,4-1,8 |
1,3-1,6 |
1,4-1,6 |
|
1,7(3) |
1,4(7) |
1,6(3) |
|
|
|
0,77-0,97 |
0,40-1,01 |
0,43-0,74 |
|
0,87(2) |
0,58(4) |
0,58(3) |
|
|
|
0,72-0,97 |
0,62-1,24 |
0,85-1,18 |
|
0,85(2) |
0,94(4) |
1,03(3) |
|
|
|
0,56-0,65 |
0,60-0,77 |
0,48-0,91 |
|
0,60(3) |
0,66(6) |
0,72(4) |
|
|
|
0,34-0,84 |
0,87-1,72 |
1,18-1,79 |
|
0,57(3) |
1,17(6) |
1,47(4) |
|
|
|
1,05-1,35 |
1,08-1,22 |
1,14(2) |
|
1,18(3) |
1,16(5) |
|
|
|
|
0,78-1,06 |
0,80-1,10 |
0,82-0,98 |
|
0,95(3) |
0,94(5) |
0,90(3) |
|
|
|
2,13-2,72 |
1,81-2,67 |
1,54-1,95 |
|
2,52(3) |
2,22(5) |
1,73(3) |
|
|
|
0,20-0,35 |
0,24-0,32 |
0,26-0,39 |
|
0,28(3) |
0,29(5) |
0,33(3) |
|
|
|
1,09-1,96 |
1,09-1,60 |
1,36-1,89 |
|
1,54(3) |
1,35(5) |
1,65(3) |
|
|
VOp, мг/100г нефти |
11,5-26,2 |
1,2-30,9 |
1,3-31,8 |
|
11,6(5) |
7,9(9) |
11,8(6) |
|
|
|
-28,2- -30,0 |
-27,6- -28,2 |
-27,7- -28,6 |
|
-29,5(3) |
-27,8(3) |
-28,0(3) |
нефти, %Примечание. В числителе - пределы колебаний, в знаменателе - среднее, в скобках - число исследованных объектов. C1, А1 - коэффициенты отношения полос поглощения. D - оптическая плотность полосы поглощения, VOp - ванадил-порфирины
Таблица 2. Количественная оценка сходства яснополянских нефтей и ОВ пород Дороховского вала
|
Геологический возраст пород |
Скважина |
|
b |
|
|
С2 vr |
87 |
0.23 |
0,96 |
0,22 |
|
C1 tl |
87 |
-0,42 |
0,83 |
-0,35 |
|
C1 mn |
111 |
-0,51 |
0,69 |
-0,35 |
|
С1t (известняки) |
111 |
- |
0,85 |
- |
|
C1t (доломиты) |
111 |
0,14 |
0,86 |
0,12 |
|
D3 fm |
87 |
-0,03 |
0,90 |
-0,03 |
|
D3f |
87 |
0,67 |
0,94 |
0,62 |
|
D3 sm |
111 |
0,68 |
0,97 |
0,66 |
|
D3 sr |
111 |
0,85 |
0,93 |
0,79 |
|
D3 kn |
100 |
0,59 |
0,94 |
0,56 |
|
PR3 |
87 |
0,82 |
0,94 |
0,77 |
Примечания: 1) 
- коэффициент ранговой корреляции Спирмена по
величинам 
, где 
- условные номера фракций
(i-1-5, j=1-5); 2) b - совпадение диапазонов: 
, где 
- разность между средними значениями 
по пяти фракциям для
коррелируемых образцов (b=1 при
); 3) к - коэффициент сходства: при к>=0,6 кривые сходны, при к<=0,5
сходство отсутствует, при к- 0,5-0,6 вывод неясен.
Рис. 1. Схема распределения плотности и фациально-генетических характеристик нефти в осадочном разрезе Дороховского вала и прилегающих месторождений.
Границы: 1 -
Предуральского краевого прогиба (Юрюзано-Сылвенской впадины), 2-крупных
структур (БС - Башкирского свода, БКВ - Бымско-Кунгурской впадины; ЮСВ -
Юрюзано-Сылвенской впадины), 3- Дороховской валообразной зоны, 4 -
Камско-Кинельской системы впадин; 5 - месторождения; 6 - плотность нефти (г/см3);
7 - пристан/фитан; 8 - ванадил-порфирины, мг/100 г нефти; 9 - изотопный состав углерода
нефти,
; значения
параметров: 10 -
, 11-
, 12-
, пристан/фитан <1,
,
13-
10-20,
пристан/фитан >=1, 
, 14-
<10, 
, 15-
. Месторождения площади: а - Алтыновское, б -
Северо-Курбатовское, в - Южно-Курбатовское, г - Западно- Курбатовское, д -
Северо-Богородское, е - Карабаевская, ж - Мосинское, з - Горновское, и -
Северо-Дороховское, к - Дороховское, л - Южно-Дороховское, м -
Восточно-Дороховское, н-Каменское, о-Южно-Каменское, п - Ярушинская, р-Красносельская,
с - Лесное, т-Казаковское, у-Адилевское, ф - Иликовское, х - Атерское, у -
Ленская, ч - Тюгашская
Рис. 2. Изотопно-фракционные кривые нефти (1) и битумоидов пород (2) Дороховского вала.
Фракции: Г - гексановая, ГБ - гексан-бензольная, Б - бензольная, СБ - спиртобензольная, АСФ - асфальтеновая