Геолого-геохимические особенности девонских отложений Республики Татарстан в связи с перспективами нефтегазоносности

Е.Е. Кожевникова,

Key words: Devonian deposits, Republic of Tatarstan, domanikites, biomarkers, source of generation, Riphean- Vendian oil accumulations

Введение

Республика Татарстан (РТ) - один из старейших нефтедобывающих регионов ВолгоУральской нефтегазоносной провинции. Еще в тридцатых гг. прошлого столетия дан старт изучению геологического строения региона, и уже в 1948 г. открыто уникальное Ромаш- кинское месторождение, приуроченное к Ро- машкино-Миннибаевскому куполу ЮжноТатарского свода. Открытие такого месторождения перефокусировало поисковые работы, в результате чего изучение и бурение сконцентрировалось на антиклинальных структурах Южно-Татарского свода и прилегающих территорий. Позднее прослежены элементы Камско-Кинельской системы впадин на территории республики. Все это дало результат и сейчас на государственном балансе числятся запасы 170 месторождений углеводородов (далее - УВ) Республики Татарстан [1]. При этом, несмотря на длительный период изучения территории, остался без однозначного ответа ряд серьезных вопросов.

Среди исследователей нет единого мнения об источнике генерации нефтей, некоторыми учеными Татарстана все еще высказываются предположения об абиогенном происхождении нефтей [2-5]. Хотя среди нефтяников всего мира укрепилась только осадочно-миграционная теория происхождения месторождений нефти и газа, независимо от территории их расположения, независимо от возраста и типа вмещающих отложений. Геологические процессы, сформировавшие существующие тектонические элементы и влияющие на нефтегазоносность, длительные и многофакторные, восстановление их хронологии для региона не завершено.

Существуют сложности в тектоническом районировании рассматриваемой территории, так как тектонические элементы не выдерживают амплитуды по разрезу и по различным структурным этажам имеют отличительные размеры. Все еще нет понимания, как протекал процесс генерации углеводородов в домани- китах.

Данная работа посвящена восстановлению геологической истории формирования основных тектонических элементов в девонском периоде и установлению источника генерации нефтей девонских отложений.

Строение фундамента

Кристаллический фундамент РТ сложен привычными отложениями для фундамента древних платформ, а именно породами архейского, ниж- не- и среднепротерозойского возраста. Представлен в основном различными парагнейсами, реже гранитогнейсами, гранитами, амфиболами и кристаллическими сланцами [6]. Глубина погружения фундамента в пределах республики изменяется в широком диапазоне, наиболее погружен и имеет отметки до -4 км в пределах Казанско-Кажимского авлакогена (ККА), а минимальные отметки от -1,5 до -1,6 км встречаются на Татарском своде [7]. Наиболее крупные и значимые элементы на рассматриваемой территории по кровле фундамента это Татарский свод, Казанско-Кажимский авлакоген и Мелекес- ская впадина (рис.1).

Из положительных структур Татарский свод является самой крупной единицей не только для территории республики, но и для Волго-Камской антеклизы, имеет вытянутую форму субмеридионального направления, протяженность 600 км, при ширине 150-200 км [7]. Фиксируется разделение свода на Северо-Татарский и Южно-Татарский, по одним данным они разделены Прикамским тектоническим швом [8], по другим данным - Сарайлинской седловиной [1]. Все исследователи отмечают существенные отличия в строении Северо-Татарского и Южно-Татарского сводов, так оба осложнены горстами и грабенами, но на Северо-Татарском они имеют субмеридиональную и северо-восточную направленность, а на Южно-Татарском ориентированы только субмеридионально.

Мелекесская впадина занимает юго-восточную часть республики, характеризуется резко очерченным асимметричным строением, поскольку почти не имеет северного борта [8].

Восточный борт впадины наиболее изучен и характеризуется выраженным ступенчатым строением, а строение центральной части недостаточно изучено глубоким бурением.

Рис.1. Тектоническая карта района исследований (из работы А.И. Камалеевой [9] с добавлениями автора).

Условные обозначения: 1 - города; 2 - месторождения УВ; 3 - границы крупных тектонических элементов: С-ТС - Северо-Татарский свод, Ю-ТС - Южно-Татарский свод, МВ - Мелекесская впадина, ТС - Токмов- ский свод; ККА - Казанско-Кажимский авлакоген, БС - Бирская седловина; 4 - административная граница Республики Татарстан; 5 - структуры II порядка. Выступы: а - Камский, б - Кукморский, в - Ковалинский, г - Фоминовско-Кандызский, 6 - Ромашкино-Минниба- евский купол, валы: е - Акташско-Новоелховский, ж - Уратьминско-Черемшанский, з - Ульяновский, и - Онбийско-Ерсубайкинская валообразная зона, к - Казанская седловина.

Казанско-Кажимский авлакоген на территории РТ представлен южной частью - Казанско-Кировским прогибом, в некоторых источниках эта часть именуется Казанской седловиной. Ширина достигает 80 км, на боратах выделяются уступы. Отличается сложным строением и повышенными мощностями рифей-вендских и девонских терригенных отложений.

Рифей-вендский комплекс

Комплекс представлен верхнепротерозойскими терригенными отложениями, на территории республики присутствует по периферии ЮжноТатарского и Северо-Татарского сводов, в ККА и Мелекесской впадине, где заполняют крупные грабены фундамента. Отложения данного комплекса, в отличие от всех вышележащих, характеризуются повышенным магматизмом [6], также встречены многочисленные дизъюнктивные нарушения [1]. тектонический нефть девонский отложение

Эйфельско-нижнефранский (девонский терригенный) комплекс

Комплекс представлен терригенными отложениями, начиная с эйфельского времени, и заканчивая отложениями тиманского возраста. Осадконакоплению данного комплекса предшествовали длительные континентальные условия, а в пределах комплекса существовали региональные перерывы в осадконакоплении на границе эйфельских и жи- ветских отложений, также между пашийски- ми и тиманскими [1]. Структурный план комплекса унаследовал основные тектонические элементы фундамента, но произошло нивелирование отрицательных структур, за счет заполнения осадка мирифей-вендского возраста и терригенного девона. В пределах ККА и Мелекесской впадины отмечаются наибольшие мощности комплекса, достигающие более 100 м. На Северо-Татарском своде мощность комплекса и стратиграфическая полнота разреза значительно меньше, чем на Южно-Татарском и представлена породами, начиная с пашийских. В пределах Южно-Татарского свода мощность отложений увеличивается от центральной части к периферии. Исходя из распределения мощностей комплекса на сводах, можно предположить, что Северо- и Южно-Татарские своды сформировались до эйфельского времени, но Северо-Татарский имел большую амплитуду. В ходе геологической истории Южно-Татарский свод, испытывал нисходящие движения, начиная с эйфельского времени и к окончанию живесткого времени полностью погрузился под уровень моря, в то время как Северо-Татарский свод прекратил свое существование, как суша только к началу тиманского времени. Подобное течение геологической истории описывал Н.Н. Тихонович [10].

Из всех открытых месторождений 81 имеет залежи нефти в отложениях данного комплекса, при этом большая часть запасов приходится именно на эти отложения. Более 60% месторождений с залежами в терригенном девоне расположены в пределах ЮжноТатарского свода и по 20% месторождений находятся в Мелекесской впадине и на Северо-Татарском своде (рис.1).

Строение среднефранско-фаменского комплекса (карбонатного девона)

Отложения комплекса представлены породами от среднефранского до позднефаменского возраста, породы преимущественно карбонатного типа, обогащенные органическим веществом. С саргаевского времени территория испытывала погружение. Породы карбонатного девона часто представлены кремнисто- глинисто-карбонатными сильно битуминозными отложениями, так называемыми дома- никитами, что связано с преобладанием в морском бассейне застойной восстановительной среды.

Залежи нефти открыты в отложениях до- маникового, мендымского, воронежского, елецкого, данково-лебедянского горизонтов. Месторождений с залежами в этом комплексе всего 14, на Южно-Татарском своде разрабатывается 12 месторождений, только 2 на Северо-Татарском своде. Интересно, что на всех месторождениях, где открыты залежи в верхнедевонском карбонатном комплексе, встречены залежи в терригенном девоне, начиная с живетских отложений.

Анализируя информацию по разрабатываемым месторождениям и мощностям рассматриваемых отложений, видим, что залежи в девонском карбонатном комплексе открыты как на Северо-Татарском, так и на ЮжноТатарском своде, следовательно, они испытали погружение в девонском периоде и прекратили свое существование как свода до фаменского времени. В то время как на па- леотектонических картах И.А. Антропова [1] и Р.О. Хачатряна [11] для позднефаменского времени данные своды обозначены как поднятия, являвшиеся источниками сноса.

Нефтегазоносность девонских отложений. Добыча УВ предприятиями РТ ведется уже более 70 лет, в основном разрабатываются крупные, но уже истощенные месторождения, находящиеся на завершающей стадии разработки. Несмотря на накопленный объем информации, все еще нет единого общего мнения о происхождении залежей. Одна из последних работ, посвященных изучению общих изотопно-геохимических характеристик нефтей и органического вещества пород основных нефтегазносных комплексов для установления их генетической связи и источника генерации, проведена А.И. Ка- малеевой [9].

В рамках этой работы впервые изучены образцы нефти из так называемых «аномальных» скважин Миннибаевской площади Ро- машкинского месторождения. Данное понятие предложено Р.Х. Муслимовым, это добывающие скважины, работа которых резко противоречит «закону падающей добычи». Скважины характеризуются высокими дебитами нефти (более 100 т/сут.), продолжительностью работы более 40 лет, низким накопленным водяным фактором и растущим дебитом в течение 5 лет, при падающей добыче по площади. Ранее ряд ученых занимался проблемой установления источника генерации углеводородов, так Г.Н. Гордадзе и В.И. Тихомирова [12], установили, что нефти из отложений от среднефранского до турней- ского карбонатного комплекса, толщ каменноугольного и пермского возрастов, а также тиманско-пашийских терригенных пород республики по хроматографическим и био- маркерным параметрам относят к единому генотипу.

Камалеева А.И. установила, что все исследуемые ею нефти зрелые, установленные параметры на основании существующих представлений о характеристиках исходного органического вещества [13, 14] указывают на восстановительные условия и преимущественно морской тип материнского органического вещества с незначительной примесью гумусовой и аквагумусовой составляющих для изучаемых нефтей. А.И. Камалеевой удалось установить, что нефти из «аномальных» скважин близки по многим изотопногеохимическим параметрам как между собой, так и с другими нефтями осадочного комплекса республики, поэтому нет оснований утверждать об их абиогенном источнике генерации.

Многими учеными отмечается изменения физико-химических свойств нефтей, проявляющиеся в уменьшении газосодержа- ния, увеличении плотности, вязкости, количества серы и асфальтенов вверх по разрезу, это обнаружено в целом для всех месторождений РТ [1] и ближайших регионов [15]. Установленная закономерность, вероятно, связана с ухудшением качества и надежности флюидоупоров [8], а также с влиянием гипергенных процессов, а не с различными источниками генерации.

Связь нефтегазоносности девонских и рифей-вендских отложений

В работе Ф.Н. Хайрутдинова и Э.А. Абля [16] по данным биомаркерного исследования получена хорошая корреляция параметров органического вещества рифейских отложений и пород фундамента РТ. В связи с этим авторы предположили о существовании в теле кристаллического фундамента осадочных пород, перекрытых пластинами фундамента, являющихся одним из возможных источников углеводородов Татарстана.

В данной работе выполнен линейный дискриминантный анализ по генетическим параметрам нефтей терригенного девона, карбонатного девона РТ и Пермского края, а также нефтей рифей-вендских отложений. Пермский край, как и РТ входит в ВолгоУральскую нефтегазоносную провинцию, условия осадкообразования в девонский период схожи. В связи с ограниченностью данных по нефтям рифей-вендских отложений, в анализе учтены только нефти из указанного комплекса Пермского края. В анализе использованы такие параметры, как содержание ванадилпорфиринов (VOp), соотношение пристан/фитан (pf) и изотопный состав углерода нефтей (С13), применением программного продукта Statistica позволило получить уравнения следующего вида:

В результате установлено, что нефти девонских отложений, как терригенных, так и карбонатных, независимо от административного положения территории, не разделяются. Нефти рифей-вендских отложений по первой дискриминантной функции со значениями Z1 более 4 надежно обособились в самостоятельную область (рис. 2). Рифей-вендские нефти Волго-Урала детально изучены [17], установлены их специфические свойства, не похожие на нефти вышележащих отложений во всех регионах. Полученные результаты позволяют делать выводы о невозможности образования открытых залежей углеводородов РТ за счет вертикальной миграции из ри- фей-вендской толщи, использовав информацию по образцам нефтей рифей-вендских отложений только Пермского края.

Источник генерации нефтей девонских отложений Республики Татарстан. В ходе изучения установлено, что вертикальная миграция нефтей из рифей-вендских отложений исключена, так как это должно было отразиться на свойствах нефтей, но установлено четкое обособление нефтей рефей-венд- ских отложений. По укрепившимся представлениям, вторичная миграция углеводородов ограничена расстоянием 20-25 км от зоны генерации, при больших расстояниях происходит полное рассеивание УВ [18]. Таким образом, источник генерации нефтей девонских отложений республики находится в ее пределах.

-6-4 -2 02468 10

Рис. 2. Соотношение значений Z1 и Z2

Условные обозначения: 1 - нефти девонского терригенного комплекса Пермского края; 2 - нефти девонского карбонатного комплекса Пермского края; 3 - нефти рифей-вендских отложений Пермского края; 4 - нефти девонского терригенного комплекса Республики Татарстан (в том числе нефти из аномальных скважин Ромашкинского месторождения); 5 - нефти девонского карбонатного комплекса Республики Татарстан.

Нефти всего девона, по данным генетических параметров, имеют единый источник генерации - это органическое вещество сапропелевого типа с примесью гумусовой и ак- вагумусовой составляющих. Учитывая условия осадкообразования эйфельско-ниж- нефранских отложений и данные о низком содержании органического вещества, видим, что гумусовое органическое вещество в незначительном количестве не является источником генерации для разрабатываемых месторождений УВ данного комплекса. Геохимические исследования и восстановление условий осадкообразования среднефранско- фаменских отложений указывают на наличие в них органического вещества сапропелевого типа, с примесью гумусовой составляющей. Органическое вещество представлено в достаточном количестве, но все исследователи отмечают незрелость доманикитов. Так, данные пиролитических исследований методом RockEval указывают на стадию катагенеза ПК3, встречены редкие образцы отнесенные к стадии МК1. При этом возникает вопрос, каким образом проведен пересчет максимальных температур (Tmax) в стадию катагенеза. Существующие предельные значения для перевода обоснованы для органического вещества мезозойских и более молодых отложений. Вероятно, в случае с доманикита- ми Татарстана данные значения не корректны, и данные породы все же вступали в главную зону нефтеобразования.

С учетом результатов исследователей, занимающихся проблемой источника генерации нефтей РТ и данных, полученных в работе, можно предположить, что залежи нефтей девонских отложений республики образованы за счет доманикитов девонского возраста, находящихся в пределах исследуемой территории.

Перспективы нефтегазоносности девонских отложений. Размещение залежей в терригенном девоне соответствует расположению блоков фундамента, вероятно, по границам горстов и грабенов шла миграция УВ из доманикитов в коллектора эйфельско- среднефранского комплекса, при этом часть углеводородов оставалась в нефтематеринских свитах верхнедевонских отложений.

Доманикиты Северо-Татарского свода, в целом, аналогичны доманикитам Мелекес- ской впадины [19], также известно, что в ее осевой зоне отмечаются повышенные мощности коллекторов в эйфельско-среднефран- ских отложениях и максимальные мощности доманикитов [10]. Это позволяет предположить, что наиболее перспективным районом для поисков новых месторождений является центральная часть Мелекесской впадины в пределах республики. Казакско-Кажимский авлакоген также перспективен для поисков новых месторождений УВ в девонских отложениях.

Выводы

Проведена серьезная работа по восстановлению условий осадкообразования девонских отложений, изучению современного тектонического строения, с привлечением геохимических методов по изучению нефтей и органического вещества девонских отложений, что позволило установить следующее. В пределах РТ нефти девонских отложений имеют единый источник генерации и образованы из органического вещества сапропелевого типа с примесью гумусовой и аквагумусовой составляющей. В эйфельско- среднефранских отложениях присутствует органическое вещество в низкой концентрации и гумусового типа, что отвергает возможность образование разрабатываемых нефтей за счет данного комплекса. Миграции нефтей из рифей-вендских отложений не отмечено, так как данный процесс отразился бы на свойствах нефтей, а этого не зафиксировано. Несмотря на существующее мнение о незрелости доманикитов, данные отложения, вероятно, являются единым источником УВ для девонских отложений. Исходя из вышеизложенного, наиболее перспективным районом для поиска новых месторождений является Мелекесская впадина и Казанско- Кажимский авлакоген.

Литература

1. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений. В 2 т. Т. 1 / под ред. проф. Р.Х. Муслимова. Казань: Фэн, 2007. 316 с.

2. Кристаллический фундамент Татарстана и проблемы его нефтегазоносности / под ред. Р.Х. Муслимова, Т.А. Лапинской. Казань: Дента, 1996. 487 с.

3. Муслимов Р.Х., Трофимов В.А. Бурение специальных параметрических скважин на прогнозируемые нефтеподводящие каналы - оптимальный путь получения доказательств наличия современной подпитки нефтяных месторождений глубинными углеводородными флюидами // Георесурсы. 2012. № 5 (47). С. 41-44.

4. Плотникова И.Н. Геолого-геофизические и геохимические предпосылки перспектив нефтегазоносности кристаллического фундамента Татарстана. СПб: Недра, 2004. 172 с.

5. Plotnikova I.N. Nonconventional hydrocarbon targets in the crystalline basement, and the problem of the recent replenishment of hydrocarbon reserves // Journal of Geochemical Exploration. 2005. V. 89. P. 335-338.

6. Белоконь (Карасева) Т.В., Горбачев В.И., Балашова М.М. Строение и нефтегазоносность ри- фейско-вендских отложений востока Русской платформы. Пермь: ИПК «Звезда», 2001. 108 с.

7. Геология Татарстана: стратиграфия и тектоника / под ред. Б.В. Бурова. М.: ГЕОС, 2003. 402 с.

8. Ларочкина И.А. Геологические основы поисков и разведки нефтегазовых месторождений на территории Республики Татарстан. Казань: ООО «ПФ Гарт», 2008. 210 с.

9. Камалеева А.И. Исследование возможных источников нефти месторождений Татарстана: автореф. дис.... канд. геол.-мин. наук. Москва, 2014. 26 с.

10. Тихонович Н.Н. Девонские отложения Русской платформы и Приуралья / под ред. акад. С.И. Миронова. М-во нефт. пром-сти. Моск. филиал Всесоюз. нефт. науч.-исслед. геол.-развед. инта «МФ ВНИГРИ» М.; Л.: Гостоптехиздат, 1951. 336 с.

11. Алиев М.М., Батанова Г.П., Хачатрян Р.О. и др. Девонские отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / М.: Недра, 1978. 216 с.

12. Гордадзе Г.Н., Тихомиров В.И. Об источниках нефтей на северо-востоке Татарстана // Нефтехимия. 2007. Т.47. № 6. С. 422-431

13. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти: пер. с англ. М.: Мир, 1981. 501 с.

14. Чахмахчев В.А., Виноградова Т.Л. Геохимические показатели фациально-генетических типов исходного органического вещества // Геохимия. 2003. № 5. С. 554-560.

15. Кожевникова Е.Е. Карасева Т.В. Особенности изменения свойств нефтей терригенного девона на севере Башкирского свода и прилегающих территорий // Вестник Пермского ун-та. Вып. 4 (17). 2012. С. 86-89.

16. Хайрутдинов Ф.Н., Абля Э.А. Корреляция состава углеводородов докембрийского и палеозойского органического вещества, битумо- идов пород кристаллического фундамента и палеозойских нефтей Южно-Татарского свода и прилегающих территорий // Материалы VI Межд. конф. «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр». Кн. 1. М.: ГЕОС, 2002. С. 278-281.

17. Башкова С.Е., Карасева Т.В. Особенности органического вещества пород рифейских отложений севера Волго-Уральской нефтегазоносной провинции // Стратегия развития минеральносырьевого комплекса Приволжского и Южного федеральных округов на 2007 и последующие годы: Тезисы докл. научно-практической конференции, Саратов, 2006. С. 87-89.

18. Ahlbrandt T.S. Assessment of global oil, gas and NGL resources based on the total petroleum system concept //AAPG Foundation. Denver. 2002. P. 10-12.

19. Кодина Л.А., Кузнецова О.В., Плотникова И.Н., Пронин Н.В. и др. Изотопно-геохимическое исследование органического вещества карбонатных пород верхнего девона Татарского свода в связи с проблемой их нефтеносности // Тезисы докл. XIX Симпозbevf по геохимии изотопов им.академика А.П. Виноградова. М.: Акварель, 2010. С. 158-159.

References