Чутырско-Киенгопское месторождение расположено в зоне северо-западного борта Камско-Кинельской системы прогибов. Промышленные скопления нефти приурочены к средненижнекаменноугольным отложениям. Незначительные нефтепроявления отмечались в семилукском горизонте верхнего девона (скв. 875).

Систематизированные данные, полученные в лаборатории нефтей КО ВНИГНИ [6], позволяют проследить изменения их свойств и состава по разрезу в пределах месторождения (см. таблицу , рис. 1 , рис. 2 ).

Нефть из отложений семилукского горизонта имеет высокую плотность, вязкая, сернистая, с значительным содержанием азота, смол и асфальтенов, низким выходом бензиновой фракции, количество парафина невелико. В бензиновой фракции преобладают нафтеновые УВ при относительно высокой концентрации ароматических. Отбензиненная часть нефти значительно обогащена аренами (М+Н)/А=0,13). Причем степень конденсации ароматических ядер, по-видимому, невысокая - только 35 % атомов углерода в молекуле входит в состав ароматического кольца. Примерно такое же их количество приходится на нафтеновые кольца в молекуле парафино-нафтеновых УВ. Длина парафиновых цепей, связанных с нафтеновым кольцом, короче, чем в молекуле ароматических УВ. Ванадиевые и никелевые порфирины составляют соответственно 50,4 и 20,7 мг/100 г нефти (см. таблицу ).

Спектральная характеристика нефти (ИК-спектры) свидетельствует о крайне низком содержании парафиновых УВ и кислородсодержащих структур. Изотопный состав углерода характеризуется величиной d¹³C= -28,3 %о (Изучение изотопного состава углерода нефтей проводилось под руководством д-ра геол.-минералог, наук Э.М. Галимова (ГЕОХИ АН СССР).).

Анализируя показатели, приведенные в таблице, можно уловить отличия в содержании отдельных компонентов в нефтях турнейского яруса и семилукского горизонта. Изотопный состав углерода первых составляет -28,8 %о.

Обращает на себя внимание иной характер различия нефтей яснополянских и турнейских отложений (см. таблицу ).

Спектральная характеристика нефти по ИК-спектрам подтверждает наличие значительной доли тяжелой, конденсированной ароматики (асфальтены, спиртобензольные смолы) в нефтях яснополянского надгоризонта (S мм², С₁ , С₂).

Коэффициенты C₁ и C₂ отражают соотношение ароматических и н-парафиновых УВ, С₃ - отношение СН_2- и СН₃-групп в парафиновых цепях (длина и разветвленность алкильных цепей), а коэффициенты A₁, А₂, А₃ - соотношение различных структурных групп в ароматической составляющей нефти [5]. S, мм² - суммарное содержание ароматических колец, определяемое по площади полосы поглощения 1600 см^-1. Изотопный состав углерода яснополянской нефти равен - 28,5 %о.

Особенностью растворенного газа в нефти яснополянского надгоризонта является преимущественное содержание в нем азота (до 90 %). Остальная часть приходится на сумму углеводородных газов (см. рис. 2 ). Газовый фактор 8 м³/т.

Нефти башкирского яруса и нижележащих отложений различаются по своим параметрам (см. таблицу). Изотопный состав углерода нефти башкирской залежи d¹³С= -28,8%о.

В отличие от скоплений нефти в турнейском ярусе и яснополянском надгоризонте башкирская залежь имеет газовую шапку. Газ одноконтактного разгазирования содержит от 30 до 47 % углеводородных компонентов (см. рис. 2 ), содержание азота 40-65%. Газовый фактор 16,8-27,4 м³/т.

В отложениях верейского горизонта встречена газовая залежь с нефтяной оторочкой. Нефти верейской залежи по своим характеристикам близки к нефтям башкирского яруса (см. таблицу ). Изотопный состав углерода в ней d¹³С= - 28,9 %о.

Газ, растворенный в нефти, почти наполовину (50,4 %) состоит из УВ, главным образом метана, этана, пропана (см. рис. 2 ). Количество азота 35,6 %. Газовый фактор 29,1 м³/т.

Приведенные данные позволяют проследить определенные связи в изменении свойств и состава нефтей по разрезу Чутырско-Киенгопского месторождения. В разновозрастных отложениях они неодинаково контрастны и разнонаправленны, причем заметно проявляются при сопоставлении нефтей девонских и среднекаменноугольных горизонтов (см. рис. 1 ).

Аспекты образования, миграции и аккумуляции нефтяных УВ в зоне северо-западного борта Камско-Кинельской системы прогибов рассмотрены ранее [4, 7, 8].

Авторами убедительно доказана возможность генерации нефтяных УВ терригенными отложениями нижнего карбона в наиболее погруженных участках Камско-Кинельской системы прогибов. Вопросы о потенциальных возможностях образования УВ в терригенных толщах яснополянского надгоризонта в исследуемом регионе описаны И.Г. Калачниковой [1, 3].

Породы башкирского карбонатного комплекса, по всей вероятности, не являются нефтепроизводящими для территории Волго-Уральской провинции [7].

Исходя из существующих представлений и на основании полученных результатов можно предположить: 1) турнейская залежь сформировалась благодаря вертикальной миграции нефтяных УВ из девонских глинисто-битуминозно-известковых отложений; 2) яснополянская залежь образовалась за счет аккумуляции нефтяных флюидов, мигрировавших из зон генерации УВ, которыми являются терригенные толщи визейского яруса в наиболее погруженных участках близлежащих впадин Камско-Кинельской системы прогибов. В этом случае указанные различия в составе и свойствах нефтей яснополянских и турнейско-девонских отложений приобретают генетическую основу; 3) однонаправленное изменение свойств и состава нефтей и растворенных газов от яснополянской залежи к башкирской, а затем к верейской свидетельствует о возможной миграции нефти из визейских терригенных отложений в среднекаменноугольные.

Залежи нефти в нижнесреднекаменноугольных породах, приуроченные к бортам Камско-Кинельской системы прогибов, практически совпадают в плане и удалены от внешней бортовой границы не более чем на 1,5 км.

Площадное совмещение залежей нефти в яснополянских и среднекаменноугольных отложениях, отмеченное исследователями [9], также подтверждает генетическую связь, существующую между нефтями разновозрастных залежей в районах развития структур тектоно-седиментационного происхождения.

Некоторые авторы не исключают возможности образования УВ в терригенно-карбонатном комплексе верейского горизонта, но в районах с повышенной (более 50 м) мощностью терригенных пород московского яруса [2]. Поскольку на исследуемой территории суммарная мощность терригенных образований верейского горизонта недостаточна, формирование всего объема залежи в верейских отложениях за счет собственных нефтематеринских толщ маловероятно.

Проведенные исследования позволяют заключить следующее:

• нефти девонско-турнейских и яснополянских отложений Чутырско-Киенгопского месторождения имели самостоятельные источники генерации (нефтематеринские толщи в отложениях девона и нижнего карбона), что и определяет различие в их составе;
• свойства и состав нефтей турнейского яруса и семилукского горизонта Чутырско-Киенгопского месторождения свидетельствуют об их однотипности;
• нефти и башкирской и верейской залежей Чутырско-Киенгопского месторождения близки по составу к нефтям яснополянской залежи и относятся к одному генотипу.

1. Калачникова И.Г., Федоров Ю.В., Оборин А.А. Особенности распространения органического вещества и битуминозных компонентов в терригенных отложениях нижнего карбона Пермского Прикамья. - Труды ВНИГНИ. М., 1974,вып. 153, с. 58-67.
2. Калинникова И.Г., Федоров Ю.В., Шаронова В. Н. Литолого-фациальные особенности верейских отложений Прикамья и связь с ними органического вещества и битуминозных компонентов. - Труды КО ВНИГНИ. Пермь, 1976, вып. 161, с. 130-135.
3. Калинникова И.Г., Финкель В.Ф., Гецен Н.Г. Рассеянное органическое вещество и битумоиды палеозойских отложений Пермского Прикамья. - Труды КО ВНИГНИ. Пермь, 1971, вып. 117, с. 250-258.
4. Максимов С.П. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа. М., Недра, 1964.
5. Методическое руководство по люминесцентно-битуминологическим и спектральным методам исследования органического вещества пород и нефтей / Т.А. Ботнева, А.А. Ильина, Я.А. Терской и др. М., Недра, 1979.
6. Нефти, газы и битумоиды Пермского Прикамья и сопредельных районов / С.А. Винниковский, А.3. Коблова, И.Г. Калачникова и др. Каталог физико-химических свойств. Пермь, 1977.
7. Родионова К.Ф., Максимов С.П. Критерии диагностики нефтегазоматеринских пород. - Сов. геология, 1970, № 11, с. 3-10.
8. Шаронов Л.В. Формирование нефтяных и газовых месторождений северной части Волго-Уральского бассейна. - Труды ВНИГНИ. Пермь, 1971,вып. 73, с. 1-287.
9. Шаронова В.Н., Шаронов Л.В. Литология, фации, палеогеография и нефтеносность московского яруса Пермской и Кировской областей и Удмуртской АССР. - Труды КО ВНИГНИ. Пермь,1971, вып. 117, с. 120-134.

Рис. 1. Схема изменения состава и спектральных характеристик нефтей по разрезу Чутырско-Киенгопского месторождения.

I - плотность нефти, г/см³; содержание, маc. %; II - серы, III- смол, IV-асфальтенов, V - парафина; VI - выход бензиновой фракции, %; VII - содержание ванадиевых порфиринов, мг/100 г нефти; VIII - групповой состав бензиновой фракции н. к. 200º С, маc. %; IX - групповой состав отбензиненной части нефти, маc. %; X - структурный состав парафино-нафтеновой фракции; а - среднее число колец в молекуле, б - среднее число атомов углерода в кольце на молекулу; XI - структурный состав ароматической фракции: а - среднее число колец в молекуле, б - среднее число атомов углерода в кольце на молекулу. М - метановые, Н - нафтеновые, А - ароматические УВ, Ас-асфальтены, См - смолы. Поднятия: Чутырское (сплошная линия), Кленгопское (пунктирная)

Рис. 2. Распределение гомологов метана в растворенном газе Киенгопского (1, 2) и Чутырского (3, 4) поднятий.

Залежи: 1 - яснополянская, 2. 3 - башкирская, 4 - Верейская

Таблица

Химический состав и спектральная характеристика нефтей Чутырско-Киенгопского месторождения

* Порфириновые комплексы определялись без ацетоновой экстракции.