В районах с развитой нефтегазодобычей и, прежде всего, в Волго-Уральском нефтегазоносном бассейне (НГБ) наблюдается тенденция падения темпов добычи традиционных углеводородов (УВ), поэтому поиск трудноизвлекаемых запасов в нетрадиционных коллекторах становится все более актуальным. Одним из таких дополнительных источников УВ является сверхвязкая нефть (СВН)
верхних горизонтов осадочного чехла. На территории Республики Татарстан основные скопления СВН приурочены к западному склону Южно-Татарского свода и восточному борту Мелекесской впадины. Нефтеносные продуктивные отложения залегают на глубинах до 400 м и представлены терригенными и карбонатными породами уфимского и казанского ярусов.

На сегодняшний день изучены, оценены, выявлены и введены в эксплуатацию месторождения СВН шешминского горизонта уфимского яруса западного склона Южно-Татарского свода, подобрана технология добычи, позволившая разрабатывать месторождения в промышленных масштабах
в объемах 1,2–1,3 млн т годовой добычи [1]. Приоритетным объектом изучения
залежей СВН являются также карбонатные отложения казанского яруса восточного борта Мелекесской впадины. Крупнейшее Горское месторождение с залежью СВН в казанском ярусе расположено на границе Республики Татарстан и Самарской области (рис. 1).

Месторождение имеет сложное геологическое строение, обусловленное неоднородным литолого-минералогическим составом пород, широким диапазоном изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов, высокой степенью изменчивости УВ состава, физико-химических свойств и вязкости нефтей. В строении карбонатных отложений казанского яруса выделяются два основных литотипа пород коллекторов: реликтово-органогенный известковистый доломит и оолитовый известковистый доломит. Карбонатные породы казанского яруса подвергались длительным вторичным процессам, таким как доломитизация, выщелачивание, перекристаллизация, сульфатизация и вторичная кальцитизация [3].

Тяжелые окисленные гипергеннопреобразованные высоковязкие и сверхвязкие нефти, приуроченные часто к неантиклинальным ловушкам, характеризуются огромными запасами УВ
и являются мегарезервуарами [4–6]. Такие скопления известны в Волго-Уральском (Республика Татарстан), Прикаспийском (Республика Казахстан), Западно-Сибирском НГБ, в Восточной Сибири, в Западно-Канадском, Венесуэльском и других НГБ. Тяжелые высоковязкие и сверхвязкие нефти, обогащенные металлами, относятся к нетрадиционным источникам УВ сырья и интенсивно осваиваются во всем мире.
При изучении вопросов формирования залежей сверхвязкой нефти в зонах гипергенеза немаловажным фактором являются их химические свойства. Процесс биохимической эволюции существенно меняет УВ состав нефти. По мере усиления степени деградации происходит последовательное удаление определенных УВ соединений (н-алканов, изопреноидов, регулярных стеранов и гопанов). Биодеградация включает несколько стадий (уровней) воздействия на состав флюида с различной степенью деструкции классов УВ соединений. Выделяется пять основных стадий деструкции соединений УВ: I — легкая (малая, слабая); II — средняя (умеренная); III — высокая (сильная, экстенсивная); IV — очень высокая (очень экстенсивная); V — сверхвысокая (сверхэкстенсивная, экстремальная). Первичной считается типичная зрелая парафиновая нефть с избытком н-алканов (химический тип А-1).
В зонах гипергенеза под действием перечисленных процессов изменяются не только физико-химические свойства нефти и ее УВ состав, но и содержание микроэлементов (МЭ) (табл. 1).

В связи с потерей легких фракций значительно возрастает в нефти абсолютная концентрация элементов, связанных со смолисто-асфальтеновыми компонентами — V, Ni, Co, Мо, Cr и др. Кроме того, смолисто-асфальтеновые гетероатомные компоненты нефтей, контактирующих с маломинерализованными пластовыми водами в зоне гипергенеза, способны сорбировать из вод МЭ с переменной валентностью (V, Fe, U) [7, 8].
Для нефтяных месторождений каменноугольной и пермской систем восточного борта Мелекесской впадины характерны нефти тяжелые (0,902–0,984 г/см³), высокосернистые (3,5–4,6 %), вязкие, в том числе и сверхвязкие (для пермской системы), с высоким содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов и МЭ, ванадиевого типа с преобладанием V над Ni (V/Ni > 1) и четким параллелизмом в их накоплении, что свидетельствует о гипергенных процессах при формировании залежей. Максимальные содержания V и Ni, которые коррелируются с повышенной сернистостью (рис. 2),
отмечаются в нефтях из нижнекаменноугольных залежей Степноозерского (соответственно 840 и 74 г/т) и Нурлатского (658 и 93 г/т) месторождений.

По физическим свойствам и химическому составу СВН Горского месторождения характеризуются как асфальты [1, 10] в силу повышенной вязкости и плотности. Содержания V и Ni в нефти месторождений восточного борта Мелекесской впадины и примыкающего к нему западного склона Южно-Татарского свода также высоки (рис. 3). Максимальные концентрации V и Ni (800 и 160 г/т) связаны с залежами в карбонатах казанского яруса (Кондурчинская площадь). При сравнении СВН залежей из отложений разного возрастного диапазона отмечается рост концентраций элементов в отложениях казанского яруса пермской системы по сравнению с нефтями из залежей в отложениях уфимского яруса. Можно предположить, что процесс гипергенеза в вышележащих отложениях проявился значительнее, в силу чего нефти имеют и более высокие концентрации элементов.

Образование скоплений СВН казанского яруса пермской системы в пределах восточного борта Мелекесской впадины генетически связано с формированием залежей нефти в отложениях девонской и каменноугольной систем [12]. Под Горским месторождением расположено Осеннее месторождение нефти с башкирскими, бобриковскими и турнейскими залежами. Геологическая и палеотектоническая обстановка создали соответствующие условия для образования органогенных ловушек в казанское время. В заключительную стадию герцинского тектонического цикла усиление тектонических движений привело к нарушению сплошности осадочного чехла и вызвало перемещение «легкой» нефти из залежей девонской системы вверх по разрезу в горизонты каменноугольной и пермской систем. В раннеальпийский этап тектогенеза возобновилось развитие Мелекесской палеовпадины: опускание впадины создало благоприятные условия для перетоков нефти из отложений девонской и каменноугольных систем в коллекторы пермской системы, при этом миграция УВ происходила неоднократно. С конца миоценового — начала плейстоценового времени поднятие Мелекесской впадины привело к глубокой эрозии перекрывающих нефтяные залежи пермской системы отложений и усилению процессов гипергенеза, в результате которых образовались залежи СВН [13].

Статистическая обработка экспериментальных данных проводилась с помощью программного продукта STATISTICA. При обработке результатов геологических, геохимических, парамагнитных и фильтрационно-емкостных параметров основными методами статистического анализа являлись: расчет элементарных статистик, проверка нормальности распределения, корреляционный и факторный анализы. Факторный анализ данных проводился с целью уменьшения количества параметров исследуемых карбонатных пород с выделением главных компонент (для объяснения наблюдаемых вариаций) и классификации переменных параметров и выделения ведущих факторов их образования и преобразования [14].
Для применения факторного анализа необходимо, чтобы выборка являлась представительной, подчинялась нормальному закону распределения, связи между переменными должны быть приблизительно линейны, в корреляционной матрице должно быть несколько корреляций по модулю выше 0,3. При нормальном распределении значения ошибок асимметрии (A) и эксцесса (E) удовлетворяют равенствам:

|A| ˂ mА*3, (1)

|E| ˂ mЕ*3, (2)

где mА и mЕ — ошибки репрезентативности асимметрии и эксцесса. Если выборка не подчиняется нормальному закону распределения, но при этом значения асимметрии и эксцесса положительные, это говорит о правосторонней асимметрии гистограммы и возможном логнормальном распределении выборки [15].
Выборка содержит 46 представительных образцов карбонатных пород казанского яруса Горского месторождения СВН. Для каждого отдельного образца определены следующие параметры:
• петрогенные оксиды, потери при прокаливании (ППП), содержание хлора, выявленные по результатам рентгенофлуоресцентного анализа [3];
• стабильные изотопы кислорода и углерода [3];
• общая концентрация марганца Mn²⁺ и параметр α, определенные по спектрам электронного парамагнитного резонанса [16]. Параметр α является мерой относительной заселенности позиции Ca²⁺ и Mg²⁺ примесными ионами Mn²⁺ в структуре минерала доломита;
• коэффициенты открытой пористости, проницаемости, нефтенасыщенности [3].

После исключения выборок с минимальными значениями были просчитаны элементарные статистики для всех компонентов по наиболее представительным выборкам: А1₂О₃ (30), SiO₂ (30), Fe₂O₃ (30), MnO (30), P₂O₅ (30), SO₃ (30), Cl (30), K₂O (30), Na₂O (30), CaO (30), MgO (30), SrO (30), ZrO₂ (30), ППП (30), δ¹³C (30), δ¹⁸O (30), Mn²⁺ (39), α (37), С₆₀₀ (19), k_отк.п (46), k_прон (46), k_н/н (46), k_н/н (46), такие как среднее, минимальное, максимальное значения, стандартное отклонение, вариация, асимметрия, эксцесс. При проверке нормальности распределения геохимических параметров [3] выявлено, что значения ошибок асимметрии (A) и эксцесса (E) не удовлетворяют равенствам (1, 2), значит, большинство выборок не подчиняется нормальному закону распределения. А положительные значения асимметрии и эксцесса свидетельствуют о правосторонней асимметрии гистограммы, то есть о возможном логнормальном распределении. Поэтому исходные значения прологарифмировали и далее все расчеты производили с логарифмами значений, что позволяет применить к этим параметрам корреляционный и факторный анализы.
В корреляционной матрице [3] отмечаются высокие положительные связи внутри карбонатной и терригенно-глинистой групп и отрицательные тенденции друг с другом. Отрицательные корреляционные зависимости между содержанием SO₃ (%) и коэффициентами открытой пористости (К_отк.п), проницаемости (К_прон) и нефтенасыщенности, (К_н/нас) говорят о влиянии сульфатизации на коллекторские свойства пород: вымывание агрессивными водами произошло после миграции УВ. Положительные связи между фильтрационно-емкостными свойствами карбонатов (К_отк.п, К_прон) и коэффициентом нефтенасыщенности (К_н/нас) и отрицательная между параметром α с коэффициентом открытой пористости (К_отк.п) свидетельствуют о равной доле структурированной высокой первичной и неструктурированной вторичной пористости в породах-коллекторах Горского месторождения, а также о значительном влиянии процессов преобразованности высокопористых пород, что характерно для органогенных фаций [17]. Прямая корреляция между стабильными изотопами кислорода и углерода (δ¹³C и δ¹⁸O) и их отрицательная с параметром α может указывать на то, что изотопный состав обусловлен следствием гипергенных процессов образования и преобразования доломитов. Отрицательные связи между δ18O и концентрациями Fe, Mn, Na, вероятно, связаны с увеличением тектонической активности во время прогрессирующей доломитизации [18].
В матрице факторных нагрузок (табл. 2) первый фактор терригенно-карбонатный, с весом 49 %, связан с ловушкой УВ Горского участка. В казанское время существовал морской мелководный бассейн седиментации с привносом терригенного материала. Второй фактор, имеющий долю 28 %, интерпретируется как флюидный, связан с миграционными процессами УВ из нижележащих продуктивных отложений каменноугольной и девонской систем по трещиноватым зонам, а также с процессами доломитизации известняков. Третий фактор — наличие сверхвязкой нефти, обладающий весом 17 %, указывает на процессы биодеградации нефти в залежи.