Рассматриваемое месторождение (Матросовское) является, с позиции нефтеносности, уникальным объектом, на котором выявлены залежи нефти практически во всех регионально нефтеносных горизонтах осадочного чехла, практически совпадающих в плане по продуктивным горизонтам и контролируемых небольшими куполовидными поднятиями. Промышленно нефтеносными, здесь являются отложения воробьевского и ардатовского горизонтов среднего девона, пашийского, семилукского, данково-лебедянского горизонтов верхнего девона, турнейского и визейского ярусов нижнего карбона.
В целом, на территории Республики Татарстан нефти по разрезу имеют близкий состав, но в тоже время намечается некоторая закономерность в их распространении как по отдельным горизонтам, так и в пространстве. Наиболее высококачественные, малосернистые нефти приурочены к самым нижним горизонтам живетского яруса [0,837 г/см3]. Нефти пашийского горизонта, по сравнению с живетским ярусом, имеют несколько больший удельный вес и повышенное содержание серы. Далее, выше по разрезу, наблюдается закономерное утяжеление нефтей и увеличение содержания серы [5].
Изменение в составе девонских нефтей в пространстве происходит с юговостока на северо-запад. Лучшие по составу нефти, приурочены к Бавлинскому месторождению. Очевидно, немаловажную роль на сохранность нефтей, сыграло благоприятное тектоническое строение крайнего юго-востока Татарстана (Бавлинское и Матросовское месторождения). Низкое положение водонефтяного контакта в юговосточной части Республики по отношению к северо-восточной и увеличение этажа нефтеносности месторождений с севера на юг подтверждают выводы о направлении миграции с юга, юго-востока и постепенное заполнение встречающихся на её пути структурных и литологических ловушек.
Интерес к изучению свойств нефтей месторождений с целью изучения условий их формирования на основе современного комплекса исследований является актуальной задачей.
Основной целью настоящего исследования являлось геохимическое изучение нефтей ЮТС (Матросовского месторождения), а так же их генерационных источников с использованием современных геохимических методов.
Для достижения поставленной цели, необходимо решить следующие задачи:
1) Изучить геологическое строение месторождений.
2) Провести комплекс геохимических исследований нефтей, отобранных из продуктивных отложений Матросовского месторождения.
3) Проанализировать полученные результаты и дать характеристику по биомаркерным показателям.
Для написания данной работы были собраны материалы по Матросовскому месторождению: структурные карты по основным продуктивным горизонтам, каротажные диаграммы, данные по физико-химическим свойствам пластовых флюидов. Для проведения комплекса геохимических исследований были отобраны 12 проб нефтей из продуктивных отложений Матросовского месторождения от воробьевского горизонта живетского яруса среднего девона до алексинского горизонта визейского яруса нижнего карбона, а также 26 проб нефти из отложений воробьевского горизонта.
Нефти Матросовского месторождения очень неоднородны по общим характеристикам. Их плотность изменяется в интервале - от 0,828 до 0,911 г/см3, вязкость - от 5,91 до 152,0 мкм2/сек, содержание серы - от 0,71 до 3,59%. При этом более тяжелые и сернистые нефти приурочены к нижне -каменноугольным, верхне - девонским отложениям, а более лёгкие к среднедевонским, что в свою очередь может быть связано с различием типа и обстановок накопления нефтематеринского органического вещества.
Результаты жидкостно адсорбционной хроматографии указывают на то, что наиболее смолисто-асфальтенистые нефти приурочены к нижнекаменноугольным отложениям, наименее смолисто-асфальтенистые - к верхне, и среднедевонским.
По результатам газовой хроматографии были рассчитаны и охарактеризованы значения биомаркерных показателей.
Таким образом образцы, взятые из скважин: №7268 ардатовского горизонта, №164, №7263Г, №7218, №2564, №517, №7166Г, №7183, №170 воробьевского горизонта Матросовского месторождения, относятся к области сильно восстановительных, мелководноморских фациальных обстановок осадконакопления ОВ, по уровню катагенетической преобразованности являются сверхзрелыми.
Образцы из скважин: №7365, №7330 бобриковсого, бобриковско-радаевского горизонтов, №7258 кизеловского горизонта, №169, №188 пашийского горизонта, №7181 ардатовского горизонта, №7148, №7197, №7162, №7222, №2565 воробьевского горизонта попадают в область сильно восстановительных мелководноморских фациальных обстановок осадконакопления ОВ, по уровню катагенетической преобразованности являются зрелыми.
Образец нефти №7159 воробьевского горизонта относится к умеренно восстановительной лагунной области фациальной обстановки осадконакопления ОВ, по уровню катагенетической преобразованности является зрелым.
Образцы нефти из скважин №7366 алексинского горизонта, №7261 кизеловского горизонта относятся к области сильно восстановительных, глубоководноморских фациальных обстановок осадконакопления ОВ, по степени катагенетической зрелости являются зрелыми.
Образец из скважины №7248 семилукского относится к области сильно восстановительных мелководноморских, водорослевых фациальных обстановок осадконакопления ОВ, по уровню катагенетической преобразованности является незрелым.
Образец из скважины №178 заволжского горизонта относится к области сильно восстановительных глубоководноморских фациальных обстановок осадконакопления ОВ, по уровню катагенетической преобразованности является незрелым.
