В этой связи представляют интерес данные о составе и свойствах нефтей триасовых, среднеюрских и нижнемеловых отложений месторождений Котыртас Северный и Молдабек Восточный, открытых в пределах Южно-Эмбинского нефтегазоносного района. По данным геолого-геофизических исследований, месторождение Молдабек Восточный приурочено к антиклинальной складке, осложняющей одноименный соляной купол. Юго-восточнее, в более погруженной части соляного массива, расположено месторождение Котыртас Северный. Данная структура находится в пределах соляного карниза, развитого на продолжении крутого склона соли (рисунок). По мере погружения пород от структуры Молдабек Восточный к Котыртас Северному наблюдается увеличение толщины пород триаса от 100 до 300 м. Эти образования на всей исследуемой площади разбиты разломами на ряд блоков. Соответственно с погружением пород наблюдается увеличение пластовых температур и давления в залежах триаса от 38 °С и 2,9 МПа на месторождении Молдабек Северный до 52 ° С и 5 МПа на Котыртас Северном.

Исследования нефтей месторождения Котыртас Северный показали, что нефти различных блоков отличаются по составу. Так, нефти с глубины 1114–1255 м восточной части структуры (скв. 1, 11, 24, 31) наиболее легкие, плотность их колеблется от 782 до 810 кг/м³, выход фракций до 200 °С изменяется от 40 до 50 %, а количество смол и асфальтенов в них в среднем составляет 3,5 % (табл. 1). В групповом УВ-составе преобладают метановые (50,6–60,5 %). В инфракрасных спектрах нефтей отчетливо выражена полоса поглощения (п.п.) в области 720 см^-1. Нефти не окислены, о чем свидетельствуют незначительные величины d₁₇₁₀ см^-1 (0,02–0,03). Также характерны невысокие содержания ароматических структур, что подтверждается пониженными значениями спектральных коэффициентов С₁, С₂, k₂, К₃. Нефти этой группы преимущественно малосернистые с невысоким содержанием ванадия, никеля и ванадилпорфириновых комплексов (табл. 2).

Нефти залежей, расположенных в юго-восточной и южной частях месторождения (скв. 5, 10, 22, 23, 38), характеризуются повышением плотности до 890 кг/м³. Они частично дегазированы, а содержание фракций до 200 °С, в которых преобладают нафтеновые УВ, колеблется от 1,7 до 39 % при среднем значении 25 (см. табл. 1). Нефти менее парафинистые, более сернистые, доля серы растет до 0,9 %. Концентрация аренов значительно выше, о чем свидетельствуют коэффициенты C₁, C₂, К₂ и К₃. Судя по величине спектральных коэффициентов А₁ и A₂, в нефтях преобладают поликонденсированные соединения при возрастании би- и трициклических ароматических УВ. Количество ванадия и никеля в нефтях возрастает соответственно до 20 и 3,8 г/т. Содержание порфириновых комплексов изменяется от 0,1 до 1,76 мг/100 г нефти. В нефтях отмечены слабые следы процессов гипергенной деградации. Это нашло отражение в большей интенсивности п.п. в области 1710 см^-1 по сравнению с нефтями восточной части структуры, для которых D₁₇₁₀= 0,01–0,08 (табл. 3).

Индивидуальный состав бензиновых фракций нефтей (н. к.– 180 °С) восточной и юго-восточной частей структуры Котыртас изучен методом газожидкостной хроматографии [3]. Сранительный анализ соотношений индивидуальных УВ показал, что изученные флюиды характеризуются минимальными значениями отношения арены/алканы (0,04–0,21), преобладанием изо-алканов над УВ нормального строения, среди цикланов доминируют циклогексановые УВ. В целом сумма алканов в бензиновой фракции превышает содержание циклановых УВ (табл. 4).

Нефти центральных блоков структуры Котыртас Северный отличаются от нефтей восточной и юго-восточной частей. Располагаясь на тех же гипсометрических уровнях, нефти характеризуются высокой плотностью (890–980 кг/м³), сернистостью (0,5–1,4%). Нефти частично, а в ряде залежей полностью дегазированы, выход бензиновых фракций (н. к.– 200 °С) в изученных пробах не превышает 15 %. По данным анализа группового УВ-состава фракций в них преобладают нафтеновые УВ. Нефти окислены, обогащены ароматическими УВ, значения оптических плотностей п.п. 1710 см^-1 изменяются от 0,03 до 0,12, средние величины коэффициентов С₁, С₂, K₂, К₃ в два раза выше, чем в нефтях восточной части месторождения. Кроме того, нефти характеризуются широким развитием трициклических (K₃= 0,46–1,45, A₁ = 0,84–0,93) и бициклических (K₂=0,40–1,20, A₂=0,46–1,21) ароматических структур. Содержание ванадия варьирует от 0,2 до 73 г/т, никеля 0,03–64 г/т. При этом величина отношения V/Ni колеблется от 10 до 40. Ванадийпорфириновые комплексы обнаружены в количестве 0,3–2,3 мг/100 г нефти. Никельпорфириновые комплексы во всех исследованных пробах нефтей этих месторождений не обнаружены. В составе сероорганических соединений преобладают сульфиды, причем наблюдается увеличение их концентраций в наиболее гипергенно измененных нефтях центральной части месторождения Котыртас Северный. Меркаптаны и дисульфиды в большинстве проб не выявлены.

Нефти меловых, юрских и триасовых отложений месторождения Молдабек Восточный, залегающие на более высоких гипсометрических отметках, по составу близки нефтям триаса южной и центральной частей месторождения Котыртас Северный. Нефти плотные, малосернистые и сернистые, смолистые (см. табл. 1, табл.2). Наиболее окислены и дегазированы нефти меловых отложений, залегающие в интервале 200–320 м. В ряде проб скв. 5, 6, 8 отсутствует бензиновая составляющая; величина D₁₇₁₀ достигает 0,12 (см. табл. 3). Содержание ванадия в нефтях варьирует от 1 до 49,5 г/т при среднем содержании 10 г/т. Никель обнаружен в количестве от 0,1 до 4,6 г/т, а ванадийпорфириновые комплексы выявлены не во всех пробах, содержание их не превышает 0,7 мг/100 г нефти. Из сероорганических соединений в нефтях преобладают сульфиды, концентрации которых достигают 0,3205 %. Кроме ванадия и никеля, в нефтях описываемых месторождений нейтронно-активационным и спектральным методами [2] обнаружены и другие микроэлементы, которые можно расположить в следующий ряд по мере убывания их концентраций: Fe>Ca>Na>V>Ni> >Ba>Cu>Cr>Co>Mn>Ag>Ce>U>Ti>Rb > > Zn > Pb > Hg > Hf > Si > Yb > Sb > Sn > > Eu > Se > Th > Sr > Cs > Sm > La > Та > > Sc > Mo > Zr > Lu > Au.

Сопоставление изотопного состава углерода нефти триаса юго-восточной части месторождения Котыртас Северный и нефти юрской толщи месторождения Молдабек Восточный показало изменение величин s¹³С от –26,5 до –25,9°/оо. Утяжеление состава изотопов углерода нефти месторождения Молдабек Восточный, по-видимому, обусловлено влиянием гипергенных процессов на состав нефтей. Нефть юры более плотная, смолистая, окисленная.

1. Геохимические особенности нефтегазоносности Прикаспийской впадины / Труды ВНИГНИ. Под ред. К.В. Фомкина.– М.: Недра.– 1985.– Вып. 251.– С. 21–60.
2. Микроэлементы новых нефтей Западного Казахстана / С.Ф. Бакирова, Г.Н. Алешин, Л.В. Шестоперова, Н.М. Корябина // Нефтехимия.–1989.–Т. 29.–№ 2,– С. 154–158.
3. Петров А.А. Химия алканов.– М.: Наука.– 1974.– С. 10–15.

General physicochemical properties of Triassic, Jurassic, and Cretaceous oils from new fields, Kotyrtas North and Moldabek East, in Western Kazakhstan have been investigated. The content of V, Ni, metallo-porphyrin complexes, S, and sulfur-organic compounds in these oils has been determined. The oils have been investigated also by infrared spectroscopy, whereas gasoline fractions – by gas chromatographic technique. Analysis data for carbon isotopic composition are presented. As a result of the research conducted, the conclusion has been drawn as to the uniformity of the oils and as to a single hydrocarbon generation source for these fields.

Геологический разрез месторождений Молдабек Восточный (МВ) – Котыртас Северный (КС).

1 – залежи: а – газовые, б – нефтяные; 2 – соленосные породы; 3 – скважины

Таблица 1. Физико-химическая характеристика нефтей месторождений Котыртас Северный (КС) и Молдабек Восточный (MB)

Примечание. Спектральные коэффициенты нефтей (соотношение оптических плотностей в максимумах исследуемой и реперной полос): C₁ = D₁₆₁₀/D₇₂₀ – относительное содержание суммарных аренов к группам СН₂ к-алканов; C₂ = D₇₅₀/D₇₂₀; K₂ = D₈₇₅/D₇₂₀; K₃ = D₈₁₅/D₇₂₀– относительное содержание различных замещенных аренов и групп CH₂; C₃ = D₇₂₀/D₁₃₈₀ – относительное содержание групп СН₂ н-алканов к группам СН₃ разветвленных алканов; A₁ = D₈₁₅/D₇₅₀; A₂ = D₈₇₅/D₇₅₀ – относительное содержание три-, би- и полиароматических структур в нефтях.