Рубежинский прогиб представляет собой южную наиболее погруженную часть Бузулукской впадины Волго-Уральской антеклизы. В отложениях терригенного комплекса девона прогиб с севера ограничен Камелик-Чаганской системой дислокаций, с юга — Карповско-Тёпловским и Чинарёвско-Кошинским валами, формирующими девонский тектонический борт Прикаспийской впадины [1].

Изучена Восточная часть Рубежинского прогиба, характеризующаяся наличием крупной зоны обособленных залежей в виде рифовых построек, приуроченных к отложениям франского яруса (рис. 1). Началу средне-верхнефранского этапа осадконакопления предшествовала существенная структурно-тектоническая перестройка территории, сопровождаемая обширной трансгрессией моря, которая в свою очередь предопределила основные черты палеогеографической ситуации для последующих временных интервалов. Тектоническая активизация привела к резкой дифференциации условий осадконакопления. Это, очевидно, послужило благоприятным фактором для развития внутришельфовых органогенных построек и одиночных бассейновых рифов.

Рассматриваемые рифовые постройки сложены органогенными известняками и перекрыты морскими карбонатно-терригенно-глинистыми породами, играющими роль покрышек [2]. Они служат залежами нефти франского яруса, которые характеризуются сложным строением карбонатных пород-коллекторов, что обусловлено неоднородностью пластов в силу их фациальной изменчивости, интенсивным развитием постседиментационных процессов, а также трещиноватостью [3]. Помимо сказанного, осложняющим фактором при добыче, переработке и транспортировке добываемой продукции некоторых из рассматриваемых месторождений является наличие сероводорода в пластовых флюидах. Повышенное содержание сероводорода на месторождениях Оренбуржья отличает их, например, от месторождений Западной Сибири, где содержание этого компонента много меньше.

В рамках работы внимание уделялось пласту D₃f₂, нередко характеризующемуся повышенным содержанием сероводорода. Его распределение по месторождениям весьма изменчиво и колеблется в широком диапазоне. Наличие сероводорода в нефти и газе приводит к большим трудностям при добыче, транспорте и переработке углеводородного сырья. Это связано с высокой токсичностью сероводорода и коррозионной агрессивностью, которая способствует созданию аварийных ситуаций, приводит к потерям продукции, загрязнению окружающей среды, резкому сокращению сроков службы оборудования и коммуникаций, повышению эксплуатационных расходов и затрат. Помимо разрушений металла сероводород ухудшает и качество добываемой продукции. Для удаления сероводорода широко применяются технологии, базирующиеся на использовании химических и физических методов. Выбор наиболее эффективной технологии базируется, в том числе, и на установлении причин появления сероводорода в скважинной продукции.

Мировой и отечественный опыт показывает, что наличие сероводорода в залежах возможно ввиду следующих причин [4, 5]:

1. Высокое содержание реликтового сероводорода:

• чаще встречающееся в карбонатных пластовых отложениях и в рифовых массивах;
• обусловленное миграцией с материнских пород (доманиковые отложения);
• обусловленное привносом флюидов в залежи с повышенным содержанием сероводорода в инфильтрационную стадию развития осадочного бассейна, и как следствие переотложение пород и вторичные изменения.

2. Бактериальная редукция сульфатов в результате деятельности сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) (поступление СВБ в продуктивный пласт в результате закачки пресных и сточных вод).

3. Разложение нефтесодержащих сераорганических соединений нефти при термическом воздействии на пласт.

4. Поступление сероводорода из близлежащих сероводородсодержащих пластов по зонам повышенной трещиноватости или затрубному пространству скважин.

В изучаемом регионе Урало-Поволжья были проведены экспериментальные исследования, основанные на анализе компонентного состава газа и прямом определении наличия СВБ в закачиваемых и добываемых водах, что позволило определить основную причину появления сероводорода в продукции скважин, установить источники заражения залежи СВБ, а также локализовать участки с повышенным содержанием биогенного сероводорода [6].

Поскольку на дату исследований по рассматриваемым в данной работе залежам закачка воды не осуществлялась, наличие сульфатвосстанавливающих бактерий в пластовых водах не регистрировалось, тепловые методы воздействия на пласт не проводились, заколонные перетоки не выявлены, наиболее вероятной причиной регистрации сероводорода в продукции ряда скважин является высокое природное содержание сероводорода.

Для выяснения причин различного содержания сероводорода проведены исследования образцов кернового материала. Изученные образцы керна представляли две группы. Первая группа — это образцы керна скважин, по которым отмечались повышенные содержания сероводорода.
Вторая — это образцы керна скважин, по которым зафиксированы низкие значения содержания сероводорода либо его отсутствие. Такой подбор образцов, по предположениям авторов, мог помочь выявить причины различного содержания сероводорода в добываемом продукте.

Полученные результаты лабораторных работ анализировались в комплексе с геолого-промысловой информацией, что позволило выявить зависимости, обуславливающие различное содержание сероводорода в добываемой продукции.

В качестве основных данных использовались результаты определения содержания сероводорода в добываемом продукте ряда месторождений, указанных номерами на обзорной карте (рис. 1), а также их размеры и положение по разрезу (рис. 2). Результаты определения сероводорода показывают довольно большую изменчивость его содержания (табл. 1) не столько по скважинам, сколько по их приуроченности к поднятиям той или иной амплитуды.

Показанные на рисунке 2 данные указывают, что максимальное содержание сероводорода наблюдается в продукции скважин, расположенных в пределах относительно малоамплитудных поднятий. Тогда как в пределах высокоамплитудных поднятий в скважинах наблюдаются минимальные значения содержания сероводорода.

Графически результаты представлены на рисунке 3, из которого видно, что с увеличением амплитуды поднятий содержание сероводорода в нефтяном газе существенно снижается. Следовательно, в пластовых флюидах, относящихся к более высокоамплитудным поднятиям, сероводород не обнаруживается либо его содержание весьма малó, тогда как по ряду малоамплитудных поднятий содержание сероводорода в добываемой продукции в сотни и тысячи раз больше.

Однако полученные зависимости еще не объясняют причины обогащенности нефтей сероводородом, приуроченных к относительно малым по амплитуде поднятиям.
Попытка связать содержание сероводорода в залежах не только с их амплитудой, но и с мощностью покрышек успехом не увенчалась. Какая-либо взаимосвязь между мощностью покрышек и содержанием сероводорода в залежах не обнаружена.

По рассматриваемым объектам прослеживается прямая зависимость газосодержания от величины вязкости нефти в условиях пласта (рис. 4). Так, с увеличением газосодержания наблюдается понижение вязкости нефти, что указывает на меньшую разгерметизацию (или проницаемость) покрышек более высокоамплитудных поднятий, насыщенных нефтью.

Таким образом, анализ геолого-промысловых данных свидетельствует о том, что:

• весьма существенен диапазон колебаний содержания сероводорода в пластовых флюидах рассматриваемых залежей;
• повышенное содержание сероводорода регистрируется преимущественно в залежах, приуроченных к относительно малоамплитудным поднятиям, расположенным на северо-западе рассматриваемого участка;
• в углеводородах высокоамплитудных поднятий фиксируется отсутствие сероводорода или незначительное его содержание;
• наименьшее газосодержание обнаруживается в более разгерметизированных залежах, и, наоборот, более высокое газосодержание — в менее разгерметизированных.

Полученный на основе промысловых данных материал лишь показывает на большую разгерметизированность относительно высокоамплитудных поднятий и меньшую — относительно низкоамплитудных. Можно предположить, что в породах-коллекторах более высокоамплитудных поднятий следует ожидать и наличие их более существенных вторичных изменений, что обусловлено миграцией флюидов. Для выявления интенсивности вторичной измененности карбонатных пород, основываясь на данных, изложенных в работе [7], были дополнительно выполнены аналитические работы по изучению кернового материала.

Изучены шлифы (оптико-микроскопический анализ) и минеральный состав образцов (рентгенографический анализ). Результаты исследования показали наличие в образцах помимо седиментогенных компонентов известняка неравномерно развитой вторичной доломитизации
и сульфатизации (рис. 5). Выявленные процессы указывают на существенные постседиментационные изменения карбонатных отложений, связанные с процессами элизионной
и инфильтрационной природы [8, 9]. Однако, основываясь лишь на изучении не очень большого количества образцов и их небольшого размера, не удалось надежно установить количественно степень вторичной измененности пород в залежах.

Поэтому для оценки степени вторичной измененности карбонатных пород использован большой объем данных с результатами определения минерального состава образцов. Некоторые результаты обработки больших массивов данных показаны на рисунке 6. Они свидетельствуют о четкой связи степени вторичной доломитизации известняков с содержанием в нефтях сероводорода. Наличие в известняках вторичного доломита, максимальные содержания которого отмечаются в более малоамплитудных поднятиях, согласно [10], указывает на их большую проницаемость для водонефтяных флюидов элизионной природы, формирующих нефтенакопление во время максимального разогрева пород до температур свыше 100 °С [11].

Еще одним фактом, показывающим связь содержания сероводорода во флюиде более малоамплитудных поднятий, следует считать наличие в них повышенного содержания вторичных сульфатов (табл. 2). Они свидетельствуют об определенной зависимости степени вторичной сульфатизации карбонатных пород и содержания в добываемом продукте сероводорода. Формирование вторичных сульфатов, как это следует из ряда работ [9, 11], связывают с инфильтрационной стадией развития нефтегазоносных бассейнов. Такая стадия реализуется после нефтенакопления и сопровождается снижением температуры горных пород. Следствием снижения температуры является появление в горных породах трещиноватости, которая развивается сверху вниз, начинаясь от поверхности и распространяясь вниз [12]. Трещины могут распространяться до глубин 1 000 м и много более. При этом происходит миграция растворенных в верхних осадочных толщах компонент и их переотложение в нижних горизонтах, что и привело к формированию в трещинном пространстве залежей сульфатов среди изучаемых органогенных известняков. Следствием вторичной сульфатизации, приводящей к залечиванию трещиноватости, является снижение проницаемости отложений, в том числе и пород-покрышек. Последним обстоятельством объясняется высокая удерживаемость во флюиде растворенных газов, включая сероводород.

На привнос флюидов в залежи с повышенным содержанием сероводорода в инфильтрационную стадию, согласно [13], указывает также изотопный состав исследуемых образцов воды (рис. 7). Проведены исследования воды по скважинам месторождений М1, М2, М3, М4, М8. По месторождению М1 состав воды изучен по двум скважинам: М1 и М1/1. Данные, приведенные на рисунке, свидетельствую о мéньшем содержании дейтерия в пластовых водах тех залежей, в которых наблюдаются повышенные содержания сероводорода (показано красным). Наоборот, в тех залежах, содержание сероводорода в которых заметно меньше, наблюдаются повышенные содержания дейтерия (показано синим).