Верхнедокембрийские осадочные отложения на севере Урало-Поволжья имеют широкое распространение и большую мощность (6-7 км). В верхнем докембрии установлены два существенно отличных друг от друга комплекса: терригенный вендский и терригенно-карбонатный рифейский. Последний отсутствует на Татарском и Коми-Пермяцком сводах, а также на Камской моноклинали. Наиболее полные разрезы его развиты в Калтасинском авлакогене, расположенном в юго-западных районах Пермской области и восточной части Удмуртской АССР (см. рисунок ), где снизу вверх залегают тюрюшевская, арланская, калтасинская и гожанская свиты рифея [4]. Первая сложена красноцветными разнозернистыми песчаниками с прослоями конгломератов и гравелитов; арланская - темно-серыми аргиллитами, алевролитами, мергелями, известняками, доломитами; калтасинская - доломитами от розовато-светлосерых до темно-серых, с прослоями аргиллитов и алевролитов; гожанская - светло-серыми и розовато-серыми мелко-среднезернистыми песчаниками.

Вендский комплекс развит гораздо шире; он отсутствует в пределах Татарского свода и на ряде участков на юге исследуемой территории. Максимальная мощность и стратиграфическая полнота вендских отложений установлены на севере рассматриваемого региона, где нет рифейских образований. В вендском комплексе выделены две свиты: каировская (бородулинская) и шпаковская (кудымкарская). В низах каировской свиты развиты темно-серые и зеленовато-серые алевролиты и песчаники, а в верхах - аргиллиты и алевролиты. Шкаповская свита состоит из зеленовато-серых и красноцветных песчаников, алевролитов и аргиллитов.

При изучении верхнедокембрийских пород установлены породы-коллекторы и покрышки, а также прямые признаки нефтеносности.

Пластовые воды рифея и венда представляют собой хлоридно-натриево-кальциевые рассолы с минерализацией до 250-280 г/л, коэффициентом метаморфизации 0,51-0,72 [2].

В северной части Калтасинокого авлакогена на двух поднятиях тектонического происхождения в вендских отложениях обнаружены нефтяные залежи (Ларионовская и Сивинская). Они приурочены к нижним пластам V_VI и V_V каировской свиты вендского комплекса [1] там, где он подстилается карбонатными образованиями рифея или находится поблизости от них. Нефтеносные пласты сложены песчаниками мелко-среднезернистыми с примесью крупного песка и гравия; пористость их 7,2-13,3%; проницаемость 0,001-0,17 мкм²; мощность пластов меняется от 7 до 12 м; нефтенасыщенность неравномерная.

Степень изученности ОВ осадочных пород докембрия недостаточна для полной и объективной оценки их нефтепроизводящих возможностей. Имеющиеся сведения указывают [Внутских В.И., 1975 г.] на то, что рифейско-вендские отложения на изучаемой территории характеризуются разным содержанием ОВ. В северо-восточных районах Прикамья оно меняется от следов до 0,1 %, в юго-восточных, юго-западных и на прилегающей части Удмуртской АССР, где отмечаются максимальные мощности пород верхнего докембрия, содержание рассеянного ОВ увеличивается до 2,2 % в аргиллитах и алевролитах и до 0,76 % в песчаниках. Распределение ОВ по разрезу докембрийских толщ неравномерно. Наиболее низкие значения ОВ (менее 0,1 %) установлены в песчаниках рифея, повышенные - преимущественно в карбонатных отложениях калтасинской свиты рифея и глинистой толщи каировской свиты венда. По данным Н.П. Егоровой и И.К. Байрак [5], содержание битумоидов в этих свитах аналогично фоновому в терригенной толще девона - одной из основных нефтепроизводящих и нефтесодержащих толщ Урало-Поволжья.

Восстановительные и слабовосстановительные условия, существовавшие во время накопления осадков калтасинской, верхней толщи каировской свит, повышенное содержание в породах ОВ и битумоидов позволяют рассматривать указанные отложения как нефтематеринские [4].

Нефтепроявления в породах венда установлены на территории Верхнекамской впадины и Башкирского свода. Притоки нефти из вендского комплекса получены в скв. 1 Сивинской, 52 Соколовской, 603 Дебесской (Удмуртская АССР), скв. 60 Верещагинского и скв. 14 Очерского месторождений. Нефти тяжелые, вязкие, малосернистые, малопарафинистые, с низким содержанием бензиновых фракций (см. таблицу ). В бензинах нет УВ С₅. Максимум приходится на С₈.

Нефти из вендских отложений отличаются от нефтей палеозойских высокой концентрацией циклановых УВ и составом изопреноидов. Арены составляют 29-55 %, алканы 16-36 %. Малое количество фитана и пристана и суммы изопреноидов, очевидно, обусловлено исходной биомассой [8]. А.А. Петровым и др. [7] установлены характерные особенности этих нефтей: значительная доля гопана С₂₈ и своеобразие стеранов (отсутствие стеранов С₂₈ и С₂₇), наличие продуктов распада УВ ряда гопана, высокие концентрации полициклических нафтенов.

Нафтеновые структуры не только самые многочисленные в нефтях венда, но и имеют качественно иной состав, чем нефти палеозойских отложений. Если в последних средняя молекула парафино-нафтеновой фракции включает один нафтеновый цикл, то молекула нефтей венда состоит из двух или трех колец. Ароматические структуры конденсированные, однако, по числу колец они не отличаются от нефтей палеозоя. Вендские нефти не содержат порфиринов.

Своеобразие вендских нефтей проявляется и в изотопном составе С, Н и S. По изотопному составу углерода верхнедокембрийские нефти самые легкие (d¹³С=-3,05) и резко отличаются от нефтей, приуроченных к стратиграфическим горизонтам палеозоя. Нет аналогов и в изотопном составе серы. Нефти обогащены тяжелым изотопом серы (d³⁴S = +24 %o), а также легким изотопом водорода.

Основываясь на комплексах геохимических данных, можно сделать вывод о генетической самостоятельности вендских нефтей. За долгую геологическую историю эти нефти, возможно, прошли стадию гипергенеза, а в позднее время подверглись катагенетическим преобразованиям. Особенности изотопного состава элементов верхне-докембрийских нефтей, по С.П. Максимову и Р.Г. Панкиной [6], обусловлены изотопным составом сульфатов древнего океана, его малой соленостью и спецификой исходного ОВ. Особый тип его, несомненно, зависит от своеобразия органического мира, который в позднем докембрии был представлен бесскелетными формами и различными водорослями.

Специфика свойств древних нефтей зависит от состава исходного ОВ и геохимических условий его преобразования. Низкое содержание бензиновых фракций обусловлено гипергенными изменениями нефтей. Незначительное количество парафинов в нефтях определяется, с одной стороны, типом исходного ОВ, с другой - геохимическими условиями его преобразования. Малые концентрации серы - результат невысокого содержания сульфатов в водах пород верхнего протерозоя.

Термобарическая обстановка катагенеза также оказала свое влияние на состав ОВ, битумных и углеводородных составляющих. Отсутствие порфиринов в нефтях, несомненно, объясняется действием высоких температур и давления.

Геологические условия размещения известных нефтяных залежей и нефтепроявлений в докембрийских отложениях северных районов Урало-Поволжья, а именно, их концентрация в проницаемых песчано-алевролитовых пластах, перекрывающих карбонатные и терригенно-карбонатные породы калтасинской свиты рифея, указывают на то, что основную роль в генерации нефти играла именно эта свита в наиболее погруженной, центральной части, Калтасинского авлакогена. С этих позиций последний представлял собой в рифее зону нефтегазообразования, из которой нефтяные УВ, по-видимому, могли мигрировать как по вертикали в перекрывающие калтасинскую свиту проницаемые пласты рифея, так и по латерали к бортовым частям авлакогена.

Вопрос о нефтепроизводящей роли глинистых отложений вендского комплекса, о реализации их нефтепроизводящих способностей пока неясен, поскольку прямых признаков нефтеносности в верхних проницаемых пластах венда, а также в нижних, но за пределами указанного авлакогена, не обнаружено.

1. Балашова М.М., Ильиных А.П. Выделение проницаемых пластов и выявление потенциально нефтегазосодержащих зон в вендском комплексе. - Труды ВНИГНИ. Пермь, 1970, вып. 72, с. 108-118.
2. Винниковский С.А., Шестов И.Н. Оценка перспектив нефтегазоносности и рекомендации по направлению геологоразведочных работ на нефть и газ в Пермской области по гидрогеохимическим показателям. - Труды ВНИГНИ. Пермь, 1973, вып. 123, с. 494-499.
3. Галимов Э.М. Изотопы углерода в нефтегазовой геологии. М., Недра, 1973.
4. Геология и нефтегазоносность рифейских и вендских отложений Волго-Уральской провинции /М.М. Алиев, С.Г. Морозов, И.Е. Постникова и др. М., Недра, 1977.
5. Егорова Н.П., Байрак И.К. К вопросу о перспективах нефтегазоносности додевонских отложений Западной Башкирии. - В кн.: Геология нефтяных и газовых месторождений Урало-Поволжья, Кавказа и Средней Азии. М.,1966, с. 62-72.
6. Максимов С.П., Панкина Р.Г. Изотопный состав серы, углерода и водорода протерозойских нефтей Советского Союза и некоторые вопросы их генезиса. - Тез. докл. на VII Всесоюзном симпозиуме по стабильным изотопам в геохимии. М., 1978.
7. Петров А.А., Воробьева Н.С., Земскова Н. К. Особенности состава и строения реликтовых углеводородов в нефтях протерозойского возраста Сивинского месторождения. - Тез. докл. VIII Международного конгресса по органической химии. М., 1977, т. II, с. 17-18.
8. Сафонова Г.И. Реликтовые структуры в углеводородах нефтей различных стратиграфических подразделений. М., Недра, 1980.

Таблица

Основные физико-химические свойства нефтей месторождений Верхнекамской впадины

Примечания: * По методу “n- d-М” Хазельвуда. ** По методу “n -M” Херша и Фенске.

Рисунок

Геолого-геохимическая характеристика верхнедокембрийских отложений.

Мощность верхнедокембрийских отложений м: 1 - более 3000, 2 - 1000-3000, 3 - менее 1000; 4 - область отсутствия пород верхнего докембрия; зоны с содержанием ОВ в породах верхнего докембрия, %: 5 - до 0,3; 6 - до 0,4; 7 - глубокие скважины вскрывшие наиболее полные разрезы докембрия; толща: 8 - переслаивания аргиллитов, алевролитов, песчаников, 9 - песчаниковая, 10 - терригенно-карбонатная, 11 - преимущественно доломитовая; 12 - породы кристаллического фундамента; 13 - залежи нефти в вендских отложениях (Л - Ларионовская, С - Сивинская); 14 - нефтепроявления; 15 - газопроявления; 16 - важнейшие разломы кристаллического фундамента