Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Генерация и латеральная миграция нефтей верхнедевонских отложений Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской зоны

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Генерация и латеральная миграция нефтей верхнедевонских отложений Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской зоны"

РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК УРАЛЬСКОЕ ОТДЕЛЕНИЕ КОМИ НАУЧНЫЙ ЦЕНТР ИНСТИТУТГЕОЛОГИИ

На правах рукописи УДК: 553.061.3:551.7345(470.1)

РГ5 Ой

ВАЛЯЕВА ОЛЬГА ВИКТОРОВНА

ГЕНЕРАЦИЯ И ЛАТЕРАЛЬНАЯ МИГРАЦИЯ НЕФТЕЙ ВЕРХНЕДЕВОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ХОРЕЙВЕРСКОЙ ВПАДИНЫ И ВАРАНДЕЙ-АДЗЬВИНСКОЙ ЗОНЫ

Специальность - 04.00.17 Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Сыктывкар - 2000

Работа выполнена в Институте геологии Коми НЦ УрО РАН

Научный руководитель: кандидат геолого-

минералогических наук Д.А.Бушнев

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических

наук Я. Э.Юдович

кандидат геолого-минералогических наук Л.А.Аишценко

Ведущее предприятие: ОАО "Архангельскгеолдобыча"

Защита состоится "14" ноября 2000 г. в 10 час.

на заседании Диссертационного совета Д.200.21.01 в Институте геологии Коми НЦ УрО РАН по адресу: 167982, г. Сыктывкар, ул. Первомайская 54, Институт геологии, к. 218.

С диссертацией можно ознакомится в архиве Коми НЦ УрО РАН Автореферат разослан "13" октября 2000 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор геолого-минералогических наук

А.Б.Макеев

Л&9 /~2/>3/ ) ¿/УТЯ. ✓ Л

ь/г* /г- ^ -?, <п>

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Хорейверская впадина и Варандей-Адзьвинская структурная зона отвечают в Печорском нефтегазоносном бассейне одноименным нефтегазоносным областям (НГО), характеризующимся значительными потенциальными ресурсами нефтяных углеводородов (УВ). Поиски и разведка новых залежей УВ осложняются многообразием латеральной зональности в распределении скоплений нефти и газа, геологических обстановок их залегания, широким диапазоном изменения свойств углеводородных флюидов. В этих условиях особенно актуальным представляется создание адекватной геохимической модели формирования нефтяных залежей на основе новейших геохимических методов исследования.

Цель работы заключалась в определении геохимических условий формирования нефтей Хорейверской впадины и. северной части Варандей-Адзьвинской зоны.

Основные задачи исследования:

1. Изучение индивидуального углеводородного состава нефтей из верхпедевонских отложений Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской зоны методами газожидкостной хроматографии и хромато-масс-спектрометрии.

2. Выявление информативных геохимических показателей, определяющих генетическую природу нефтей, и выделение геохимических типов нефтей.

3. Изучение распределения ациклических и полициклических насыщенных углеводородов в органическом веществе отложений верхнего девона северовосточной части Печорского бассейна.

4. Проведение корреляции нефть - нефтематеринская порода.

5. Изучение характера распределения карбазолов в нефтях Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской зоны из отложений верхнего девона.

6. Анализ вторичной латеральной миграции нефтей различных генотипов на основе их физико-химических параметров и распределения нефтяных карбазолов.

Научная новизна. На основе изучения характера распределения индивидуального углеводородного состава, и в том числе биомаркеров, битумоидов в разрезе верхнедевонских отложений выделено два генетических подтипа органического вещества (ОВ), сингенетичных вмещающим отложениям и способных генерировать нефть. Впервые проведена корреляция между выделенными геохимическими типами нефтей и ОВ пород. Впервые на территории северо-востока Печорского нефтегазоносного бассейна определены дальность и направление миграции нефтей верхнедевонского нефтегазоносного.

комплекса на основе использования алкилкарбазолов.

Практическая значимость работы. Результаты работы представляют н-аучный и практический интерес при определении направления латеральной миграции нефтей. Проведенные исследования показали, что наиболее информативным показателем латеральной миграции нефтей является соотношение алкилкарбазолов. Полученные результаты дают возможность целенаправленно ориентировать поисково-разведочные работы и повысить их геолого-экономическую эффективность.

Апробация работы. Основные защищаемые положения были Представлены на III, V, VII конференциях Института геологии "Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента" (г. Сыктывкар, 1994,1996,1998), Всероссийской научно-практической конференции, посвященной 90-летию со дня рождения В.М.Сенюкова (г.Ухта, 1997), II Международном симпозиуме "Углеродсодержащие формации в геологической истории. Условия формирования, рудоносность, физико-химия углерода, технологии" (г.Петрозаводск, 1998), 10-м съезде Европейского союза геонаук (EUG-10, Strasbourg, 1999), III Международной конференции "Новые идеи в геологии нефти и газа" (г.Москва, 1999), Всероссийском симпозиуме "Среда и жизнь в геологическом прошлом" (г.Новосибирск, 2000), Всероссийской научной конференции "Актуальные проблемы геологии горючих ископаемых осадочных бассейнов" (г.Сыктывкар, 2000), 31 -ом Международном геологическом конгрессе (IGC-31, Rio de Janeiro, 2000).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 14 работ.

Структура и объем. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав текста и заключения. Текстовая часть занимает 143 страницы и содержит 55 рисунков и 21 таблицу. Список литературы состоит из 142 наименований.

Фактический материал. Научные положения и выводы диссертации обосновываются материалом, полученным автором в период с 1994 по 1999 гг. при исследовании 47 проб нефтей из месторождений Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской зоны и 36 образцов хлороформенного битумоида А, выделенного из пород верхнего девона северной части Печорского бассейна. Анализы осуществлялись методами газожидкостной хроматографии и хромато-масс-спектрометрии. Для оценки нефтематеринских свойств пород были использованы данные, полученные в лаборатории органической геохимии в отделе геологии горючих ископаемых Института геологии Коми научного центра Уральского отделения РАН (30 образцов пород). Дополнительно привлекались данные (42 образца), полученные методом Rock-E val в лаборатории Института энергетики и геологических ресурсов при Университете штата Юта (EGI, США). Анализ микроэлементного состава нефтей осуществлялся методом

эмиссионного спектрального анализа в лаборатории химии и технологии минерального сырья Института геологии Коми НЦ УрО РАН.

Основные защищаемые положения:

1. Выделено два подтипа сапропелевого рассеянного органического вещества (РОВ), способного генерировать нефть, и установлены литоло-фациальные условия их накопления. Первый подтип РОВ установлен в отложениях верхнего девона на территории Хорейверской впадины. Второй подтип РОВ обнаружен на севере Хорейверской впадины и юге вала Сорокина Варандей-Адзьвинской зоны.

2. Выделены два генетических типа нефтей, сингенетичных вмещающим верхнедевонским отложениям, различающихся молекулярным составом и литолого-фациальными особенностями нефтематеринских пород (НМП). Первый тип распространен в центральной части Хорейверской впадины. Второй тип выявлен на севере Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской зоны.

3. На основании соотношения 1 -/2-метилкарбазолов, содержащихся в нефтях, нефти ранжированы по степени их перемещенности от нефтематеринских пород, что может свидетельствовать о латеральной миграции нефтей.

Автор искренне благодарен зав. лабораторией к.г.-м.н. Д.А.Бушневу, под руководством которого и была выполнена данная работа.

Автор выражает свою признательность сотрудникам лаборатории органической геохимии С.А.Забоевой и Н.А.Приезжевой за помощь в химико-аналитической работе, руководству ОАО "Архангельскгеолдобыча" и к.г.-м.н. Н.Н.Косенковой за предоставленную для работы коллекцию нефтей и кернового материала, а также к.х.н. Е.Б.Фролову за предоставленные стандарты карбазолов и помощь в освоении методики. Выполнение работы было бы невозможным без постоянной поддержки и ценных консультаций к.г.-м.н. Л.А.Аншценко.

В процессе работы над диссертацией на всех этапах исследования автор неизменно пользовался поддержкой и ценными консультациями зав. отделом геологии горючих ископаемых Института геологии д.г.-м.н. Н.А.Малышева, сотрудников отдела: д.г.-м.н. Ю.А.Ткачеву, к.г.-м.н. Н.В.Беляевой, Н.В.Конановой, Е.О.Малышевой, Т.В.Майдпь, Б.А.Пименова, С.В.Рябинкина; С.С.Клименко, Н.Н.Рябинкиной, В.С.Чупрова, за что им искренне благодарен.

За помощь в оформлении диссертации автор благодарит М.Г.Вахнина, В.А.Носкова, С.А.Рахматулина, а также Б.А.Макеева за предоставленную программу построения треугольных диаграмм.

Содержание работы

В первой главе рассмотрены основные черты геологического строения, литолого-стратиграфическая характеристика, нефтегазоносность и геохимическая изученность нефтей Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской структурной зоны Печорского бассейна.

Тектоническое строение Печорского бассейна в целом, а так же Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской структурной зоны в частности, подробно рассмотрено в работах В.И.Богацкого, В.А.Дедеева, И.В.Запорожцевой, Н.А.Малышева, В.Г.Оловянишникова, Н.И.Тимонина, В.В.Юдина,

A.Н.Шарданова и многих других исследователей.

Хорейверская впадина и Варандей-Адзьвинская структурная зона расположены на северо-востоке Печорской синеклизы и ограничены с запада Колвинским мегавапом, с юга - грядой Чернышева, с востока-Коротаихинской впадиной. В пределах Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской зоны выделяются структурные элементы более мелких порядков.

История изучения отложений доманиково-турнейского карбонатного комплекса Печорского бассейна связана с именами Л.З.Аминова, Н.В.Беляевой, Б.П.Богданова, В.А.Жемчуговой,. В.Вл.Меннера, Н.И.Никонова, Н.С.Овнатановой, Л.В.Пармузиной и многих других исследователей. Мощность отложений данного подкомплекса на изученной территории варьирует от 1500 до 2000 м, франского яруса - 550 м, доманикового горизонта - от 7 до 186 м, фаменского яруса - от 300 до 500 м.

В пределах Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской зоны залежи нефти выявлены в широком стратиграфическом диапазоне: от ордовика до триаса. Среди нефтегазоносных комплексов (НГК) наиболее богатым по содержанию неразведанных ресурсов нефти является доманиково-турнейский карбонатный комплекс, первоначальные геологические запасы (категории А+В+С,) углеводородных систем которого составляют 42.2 % таковых Печорского НГБ. В пределах данного комплекса встречаются как легкие (0.81910.8682 г/см3), так и тяжелые (0.8731-0.89 И г/см3), и очень тяжелые нефти (0.92340.9917 г/см3). Содержание серы колеблется от 0.35 до 3.43%, парафинов от 1.9 до 17.95%.

Изучение влияния различных геолого-геохимических факторов на свойства и состав нефтей бассейна проводилось в разное время и с различных позиций Г.И.Андреевым, Л.А.Анищенко, А.И.Богомоловым, Т.А.Ботневой, Д.А.Бушневым, Н.К.Ганулевич, С.С.Гейро, И.С.Гольдбергом, А.Н.Гусевой, Н.Н.Гурко, С.А.Данилевским, А.Н.Желудевым, Д.К.Жестковым, В.А.Калюжным, Н.Н.Косенковой, З.М.Кузьбожевой, Г.П.Курбским, В.Д.Наливкиным,

B.А.Песецкой, В.В.Семеновичем, В.С.Соболевым, М.Б.Темянко, В.Ф.Удот,

В.А.Чахмахчевым, Н.С.Шуловой и другими. В своих работах эти авторы рассматривали закономерности изменения свойств и состава нефтей на региональных и локальных участках, предпринимали попытки генетической типизации. Ими выделено от 3-х до 10-ти типов нефтей.

Во второй главе рассмотрены основные классы органических соединений, присутствующих в нефтях и битумоидах, атак же влияние различных факторов на их состав и распределение. В этой же главе приведены методики, используемые в работе.

В геохимической практике чрезвычайно широко используются данные по распределению таких ациклических УВ, как нормальные и изопреноидные алканы, атакже полициклические структуры, представляющие собой реликтовые УВ стеранового и терпанового рядов. Важная роль в органической геохимии отводится и микроэлементам и пока еще малоизученным нейтральным полиароматическим азотсодержащим соединениям - карбазолам, а также их производным.

Индивидуальный УВ-состав нефтей и битумоидов исследован современными аналитическими методами: газожидкостной хроматографией и хромато-масс-спектрометрией.

Определение н-алканов и изопреноидов осуществлялось на газовом хроматографе модели 3700, оснащенном кварцевой капиллярной колонкой с неподвижной фазой OV-lOl. Длина колонки - 20 м, внутренний диаметр-0.32 мм. Анализ производился в программируемом режиме температур. Накопление и обработка хроматографического сигнала осуществлялись компьютерной системой "Полихром 2.0".

Хромато-масс-спектральные исследования стеранов, терпанов и карбазолов выполнены на приборе фирмы "Shimadzu" модели QP5050A на колонке SPB-5 фирмы "Supelko" при различных режимах программирования температур. Длина колонки - 60 м, внутренний диаметр - 0.32 мм, толщина слоя неподвижной фазы - 0.25 мкм. Анализ выполнялся в режиме SIM (мониторинг избранных ионов) nom/z= 191,177 — тритерпаны, m/z=217,218-стераны, m/z= 167,181, 195,209,231 - для карбазола и его производных. Карбазолсодержащие фракции нефтей предварительно выделялись методом жидкостно-адсорбционной хроматографии на силикагеле по методике, предложенной Е.Б.Фроловым (Фролов, 1987).

Анализ микроэлементного состава нефтей осуществлялся методом эмиссионного спектрального анализа. Съемка проводилась на приборе СТЭ-I с автоматической приставкой У СА-5 методом просыпки-вдувания.

Выделение хлороформенного битумоида А (ХБА) проводилось методом горячей экстракции в аппарате Сокслета (Задачи..., 1986). Определение

содержания органического углерода (Сорг) в породе осуществлялось по методу ВНИГРИ на "Экспресс-анализаторе на углерод АН-7529".

В третьей главе на основе фактического материала исследований автора с использованием аналитических данных фондовых работ рассматриваются нефтематеринские свойства верхнедевонских отложений, а также приводится геохимическая характеристика РОВ пород территории Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской зоны. Интервал глубин залегания исследованных отложений варьирует оТ 1991 м (скв. 14-Нядейюская) до 4052 м (скв. 51-Восточно-Колвинская). Породы рассматриваемого комплекса характеризуются значительными колебаниями концентрации органического углерода (Сорг) от 0.13% до 14.16%, содержание ХБА изменяется от 0.008 до 1.153%. Значения (Зхб (3,33-49,69%) показали, что в изученных образцах встречаются как автохтонные, так и паравтохтонные и аллохтонные битумоиды.

Значения водородного (HI), и кислородного индексов (OI) в соответствии с диаграммой Ван-Кревелена (данные Rock-Eval) позволяют судить о том, что в отложениях верхнего девона органическое вещество представлено керогеном как II, так Н-Ш и в меньшей степени IV типов (III В).

Протекание процессов нефтеобразования в верхнедевонских отложениях может быть предположено, исходя из стабильности величины Ттах, которая достигает значения 450°С и значений индекса продуктивности (среднее значение PI - 0.16), что указывает на вступление пород в главную фазу нефтеобразования.

Характер распределения н-алканов и изопреноидов в углеводородной фракции исходного ОВ на диаграмме Дж.Коннона - А.Кассоу (Connan, Cassow, 1980) не позволяет проводить уверенную классификацию битумоидов по составу исходного ОВ и условиям его накопления, хотя и указывает на близкую генетическую природу ОВ (морского и смешанного типов).

Анализ распределения офР стеранов показал, что ОВ из отложений верхнего девона Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской зоны можно разделить на две группы:

ОВ первого подтипа обнаружено в породах на Западно-Виссертынской, Западно-Осовейской, Южно-Хоседаюской,Янейтывиской площадях. Н-алканы элюируются в области С|4-С32 с максимумами при н-С|7 и н-С28М. Значения коэффициента нечетности Кнч('С)519) (1.19-1.28) свидетельствуют о преобладании в образцах нечетных гомологов в низкомолекулярной области, что указывает на заметный вклад фитопланктона в состав исходного ОВ. Это подтверждается и величиной показателя 2*н-С|7/(н-С|6+н-С18) (1.01-1.25). Коэффициент Кнч(С27 31) (0.75-0.97) свидетельствует о практическом отсутствии преобладания нечетных н-алканов в высокомолекулярной области. Величина отношения С /С19 меньше 0.4, что характерно для морского источника ОВ. Для

образцов из скв. 1-Южно-Хоседаюская, 70-3ападно-0совейская отмечаются низкие значения отношений стераны/гопаны, что свидетельствует о значительном вкладе бактериальной биомассы в состав исходного ОВ. Отношение Рг/РИ (пристан/фитан) - 1.8 и гомогопановый индекс СДС^-С,,) — 0.06 указывают на то, что накопление ОВ 1-го подтипа происходило в восстановительной обстановке. Распределение ОсРР стеранов выглядит следующим образом С27:С28:С,9 - 25.94:19.11:54.48. Относительно низкие концентрации диастеранов по сравнению с регулярными стеранами хорошо согласуются с преобразованием РОВ в условиях глинисто-карбонатной минеральной матрицы, которая характерна для отложений верхнего девона исследуемой территории. Рассеянное органическое вещество в породах является достаточно зрелым, что подтверждается значениями Т и индексами термической зрелости, рассчитанными по стерановым и гопановым показателям: коэффициент созревания - К, (Петров, 1991) - 4.99, 228/228+2211 - 0.59, 208/ 208+2011-0.51 и сфр/ааа+сфр - 0.51.

ОВ второго подтипа выявлено на Малиновской, Осовейской и Хосолтинской площадях. Максимумы распределения н-алканов наблюдаются в низкомолекулярной области н-С17 и н-С19. Кнч(С]5_„) (1.14-1.22) несколько ниже, чем для ОВ 1-го подтипа. 2*н-Сп/(н-С16+н-С18) - 1.12. Для этого подтипа ОВ характерно незначительное преобладание н-алканов в высокомолекулярной области Кнч(С2731) (0.98-1.30). Гопаны С15/(С31-С„) - 0.10. Высокие значения показателя Рг/РЬ —2.19, вероятно, связаны с изменением соотношения в системе "газ-нефть" в битумоидах и нефтях (потеря бензина, керосина, масел). Отношение С27:С28:С29 аРР стеранов соответственно равно 36:17:47. Накопление исходного ОВ осуществлялось в породах с большей долей глинистой составляющей (диастераны/стераны -0.19). Уровень зрелости ОВ Н-го подтипа отвечает более высоким значениям (К! - 5.54).

В четвертой главе на основе комплекса показателей по составу легких УВ и биомаркеров выделены два геохимических типа нефтей сингенетичных вмещающим верхнедевонским отложениям. Интервал глубин залегания изученных нефтей составляет от 2460 м до 3608 м. Это в основном тяжелые и очень тяжелые нефти с высоким содержанием серы (до 2.85%). Содержание парафинов колеблется от 0.77% до 11.1%. Доля смолисто-асфальтеновых компонентов изменяется от 7.8% до 28.87%.

Разделить нефти на типы с помощью диаграмм Коннона-Кассоу и Дорогчинской (1993) не представляется возможным, что связано с близостью генезиса исследуемых нефтей. Все нефти связаны с морской бактериально-водорослевой органикой.

При выделениии геохимических типов нефтей наиболее информативными

являются следующие показатели: соотношение С,7:С,8:С29 сфр стеранов, отношение стераны/гопаны, гомогопановый индекс - С33/(С3|-С33), а также отношения: диастераны/стераны, Рг/РЬ, н-С3|/н-С|9, ¡-С|9/н-С17, 2*н-С17/(н-С16+н-С]8) (табл.1).

Первый тип нефтей обнаружен на Янсмдейском, Сюрхаратинском, Южно-Сюрхаратинском, Северо-Сихорейском и Верхнеколвинском месторождениях, расположенных в центральной части Хорейверской впадины. В составе н-алканов наблюдается их преобладание в области С13-С20, затем отмечается заметное уменьшение пиков высокомолекулярных гомологов. Величина показателя 2*н-С|7/(н-С16+н-С18) изменяется в пределах 1.07-1.59, что указывает на заметный вклад фитопланктона в состав исходного ОВ. Накопление ОВ нефтей 1-го типа происходило в восстановительных обстановках (отношения Рг/РЬ составляет 0.46-0.63, концентрации аР гомогопанов состава С31-С33 изменяются от 0.12 до 0.22). Отношение С27:С28:С29 СсРР стеранов -25.48:21.34:53.18. Низкие значения отношений стераны/гопаны указывают на значительный вклад бактериальной биомассы в состав исходного ОВ. Углеводородный состав свидетельствует о том, что источником образования ■ нефтей послужило ОВ смешанного типа с преобладанием сапропелевых (бактериально-водорослевых) компонентов. Генерация нефтей происходила преимущественно в карбонатных нефтематеринских породах (диастераны/ стераны- 0.07-0.18).

По степени термической зрелости нефти соответствуют началу главной фазы нефтеобразования (МК,) (отношения стеранов С29 208/208+2011, ССРР/ ааа+аРР и С31 гомогопанов 22Ш25+22К составляют 0.38, 0.52 и 0.55 соответственно). Среднее значение коэффициента созревания (К,) составляет 2.66.

Нефти второго типа выявлены нами в северной части Хорейверской впадины на Варкнавтском месторождении, а также наЮжно-Торавейском месторождении вала Сорокина и на Тобойском, Медынском и Мядсейском месторождениях Сарембой-Няртейягинского вала. Нахроматограммах распределения н-алканов отмечается максимум в области С|3-С20, затем происходит заметное уменьшение пиков высокомолекулярных н-алканов..Показатели н-С3|/н-С19 и Рг/н-С17, как и для нефтей первого типа, характеризуются малыми значениями (н-С3]/н-С)9<0.4, Рг/н-С]7<1), что свойственно морскому источнику исходного ОВ. Осадконакопление исходного ОВ для данного типа нефтей проходило в восстановительной обстановке, что подтверждается значениями гомогопанового показателя С33/(С31-С33), а также соотношениями Рг/РЬ и стераны/гопаны, хотя значения двух последних показателей более высокие, чем для нефтей первого типа. Нефти И-го типа генерированы ОВ морского генезиса, рассеянного в

Таблица 1

Средние значения геохимических показателей_

Геохимические показатели Тип нефти

I*

ссрр С„7, % 25.48 37.70

арр С28, % 21.34 16.83

арр С29, % 53.18 44.39

Стераны/гопаны 0.03 0.14

С35/(С31-С35) (гопаны) 0.17 0.11

Диастераны/стераны (С27) 0.12 0.17

Рг/РЬ 0.53 0.80

н-а/н-С,, 0.15 0.15

¡-С19/н-С17 0.28 0.61

2*н-С17/(Н-С,+Н-С18) 1.29 1.18

Показатели зрелости

208/8+11 (С29 стераны) 0.38 0.48

228/8+Г1 (С31 гомогопаны) 0.55 0.61

арр/ааа+арр (С29 стераны) 0.52 0.53

К1 2.66 3.74

* - 6 образцов " - 5 образцов

карбонатно-глинистых породах (отношения стеранов С27:С28'.С29 сфР -37.70:16.83:44.39, диастераны/регулярные стераны-0.14-0.18). Нефти второго типа являются более зрелыми.

В пятой главе на основе молекулярно-массового распределения -н-алканов, изопреноидов, стеранов, а также генетических параметров (табл. 2) проводится сопоставление составов установленых нами типов нефтей с выделенными подтипами исходного ОВ нефтематеринских пород.

Нефти первого типа, формирование которых происходило из морского и (или), возможно, смешанного ОВ со значительным вкладом бактериальной составляющей в карбонатной матрице в восстановительных условиях, соответствуют первому подтипу ОВ пород верхнего девона. Состав нефтей второго типа, накопление исходного ОВ которых происходило также в восстановительных и слабо окислительных условиях, но с несколько другим составом исходной биоты, коррелирует с составом ОВ второго подтипа отложений верхнего девона

Таблица 2

Сопоставление составов исходного ОВ и нефтей

Показатели

Нефти 1-го ОВ 1-го Нефти И-го ОВ Н-го

типа подтипа типа подтипа

25.48 25.94 37.70 36.00

21.34 19.11 16.83 17.00

53.18 54.48 44.39 47.00

0.28 0.75 0.61 0.97

1.29 1.13 1.18 1.15

8.72 8.32 7.76 5.44

0.82 0.73 0.64 0.69

сфР С27,% СФР С28,% сфр С,9>% ¡-С19/н-С17

2*н-С)7/(н-С16+н-С)8) н-С|7,% (на Е н-алканов)

2*С2ДС2+С!0)-

Неизменным остается только распределение в нефтях и ОВ разных типов сфР стеранов состава С27, С28 и С29. Различия в распределении н-алканов и изопреноидов в нефтях и ОВ связаны с дальнейшими преобразованиями нефтей и ОВ.

В этой же главе рассмотрены вопросы генерации УВ нефтематеринскими породами позднего девона. Одним из необходимых условий генерации НМП углеводородов является высокое содержание в них Со г и генетический тип ОВ. В отложениях верхнего девона исследуемой территории преобладает кероген II типа, для которого характерно высокое содержание органического углерода в породе (1.19-8.25%). Изученные нами образцы пород характеризуются высоким нефтематеринским потенциалом - 2.31-45.97 кг/т. Для НМП Хорейверской впадины и северной части Варандей-Адзьвинской зоны значения Т^ составляют 435-450°С. Такие значения Ттах указывают на вступление нефтематеринских пород в главную фазу нефтеобразования. Значения Р1, возрастающие от 0.1 до 0.14, атакже коэффициент созревания К, (2.74-6.60), 228/225+2211 (0.57-0.61), 208/20Б+20Я (0.45-0.54) и сфр/осаа+арр (0.47-0.60) подтверждают этот вывод. Расчитанные значения отражательной способности витринита, изменяются от 0.52 до 0.73% и соответствуют началу главной фазы нефтеобразования (стадии МК]-МК2).

Шестая глаьа посвящена вопросам миграции нефти. Здесь рассмотрены причины первичной и вторичной миграции нефти, а также геологические и геохимические факторы и показатели миграции нефти. К геологическим показателям миграции нефти относятся: гидрогеологические и палинологические. К геохимическим показателям миграции нефти относятся

изменения: а) в компонентном, групповом и молекулярном составах, б) в составе микроэлементов, в) изотопного состава серы и углерода, г) в составе карбазолов.

Карбазолы (дибензопирролы) являются главными представителями нейтральных азотсодержащих полиароматических соединений нефти. Различают карбазол и его алкил- и бензопроизводные. В отличие от существующих классических показателей миграции, варьирующих в зависимости от типа исходного ОВ, условий осадконакопления и уровня термической зрелости, на карбазолы существенное влияние оказывает только непосредственно сама миграция. В процессе миграции нефти происходит фракционирование карбазолов, т.е. увеличение концентрации 1-метилкарбазола и уменьшение доли других его метилзамещенных. В России карбазолами занимается Е.Б.Фролов с коллегами. Из зарубежных ученых, разрабатывающих этот вопрос, можно назвать такие имена как М.Ли, Р.Лартер, Б.Боулер, М.Дорбон, однако им свойственно использование для этих целей бензокарбазолов.

Состав замещенных карбазолов в изученных нами нефтях первого и второго типов весьма однороден - присутствуют карбазол, метил-, диметил-, триметил-и бензокарбазолы. Концентрации карбазолов с различным числом метальных заместителей близки между собой. В ряду нефтей Верхнеколвинского, Северо-Сихорейского, Южно-Сюрхаратинского, Сюрхаратинского и Янемдейского месторождений наблюдается направленное изменение состава карбазолов: происходит монотонное снижение концентрации 2-, 3- и 4-метилкарбазолов и, следовательно, увеличение относительной концентрации 1-метилкарбазола. Согласно данным Е.Б.Фролова и Н.А.Касьяновой (1997), показатель 1-Ме-/2-Ме- наиболее контрастно отражает изменения, происходящие в составе нефтяных карбазолов в процессе латеральной миграции нефти. По нашему мнению, построение карт изолиний показателя 1 -Ме-/2-Ме- позволяет оценить местоположение очагов генерации разнотипных нефтей. Нами были построены две соответствующие схемы для различных участков Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской зоны (рис. 1, 2).

Направленное изменение состава нефтяных карбазолов для нефтей первого генетического типа позволяет судить об их возможной латеральной миграции со стороны Верхнеколвинского месторождения к Янемдейскому месторождению, т.е. с востока на запад. Исходя из построенной схемы можно полагать, что максимальное расстояние миграции нефтей первого типа достигает 50 км. Возможная миграция нефтей второго типа проходила в двух направлениях: в западном - к Варкнавтскому и восточном - к Мядсейскому месторождениям. Очаг генерации нефтей второго типа в плане совпадает с положением Мореюской депрессии, а максимальная дальность миграции, как и для нефтей первого типа, не превышает первых десятков километров.

Яч-2

5 10 15 20 «2.1

Рис. 1. Изолинии показателя 1-Ме/2-Ме (карбазолы). Скважины: Ян-2 - 2-Янемдейская; Ю-С-10 - 10-Южно-Сюрхаратинская; С-1 - 1-Сюрхаратинская; С-2 - 2-Сюрхаратинская; С-Сих-20 - 20-Северо-Сихорейская; В-65 — 65-Верхнеколвинская.

1.4 1 3 I 1

¡'I I }['

В-1 о

М-32

О

и

5 10 15 20км

1111

Рис. 2. Изолинии показателя 1-Ме/2-Ме (карбазолы). Скважины: В-1 - 1-Варкнавтская, Ю-Т-31 - 31-Южно-Торавейская, М-3 - З-Медынская, Т-35 - 35-Тобойская, М-32 - 32-Мядсейская. Стрелки указывают на вероятное направление миграции.

Заключение о миграции нефтей, сделанное нами на основе анализа изменения состава карбазолов, было подтверждено результатами анализа кривых погружения, построенных по исследованным скважинам Хорейверской впадины.

Заключение

1. На исследуемой территории выявлено присутствие сингенетичных и эпигенетичных вмещающим породам битумоидов. Этот факт свидетельствует о процессах генерации и эмиграции нефтяных УВ в рассматриваемом комплексе пород.

2. Сингенетачное OB верхнедевонских отложений представлено: а) керогеном II типа, характеризующимся значительным содержанием Сорг в породе и обладающим высоким генерационным потенциалом (TGP) при достаточной степени катагенетнческой зрелости; б) керогеном смешанного И-Ш типов, отличающегося меньшими значениями Сорг и TGP; в) керогеном IV типа, способным генерировать только газ.

3. На основании проведенного комплексного изучения данных по распределению нормальных и изопреноидных алканов, атакже полициклических биомаркеров стеранового и гопанового рядов на территории Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской зоны выделено два генетических типа нефтей, сингенетичных вмещающим отложениям верхнего девона.

4. На основе корреляции в системе нефть - нефтематеринская порода установлено, что нефти Хорейверской впадины первого типа генерированы OB существенно карбонатных пород. Нефти второго типа в северо-восточной части Хорейверской впадины и в Варандей-Адзьвинской зоне генерированы OB пород с большей долей глинистой составляющей.

5. Изменение физико-химических параметров и распределение алкилкарбазолов нефтей Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской зоны указывает на их латеральную миграцию.

6. Самым информативным и независимым показателем направления и дальности латеральной миграции нефти является соотношение алкилпроизводных нефтяных карбазолов, т.к. в отличие от классических показателей миграции, на которые существенное влияние оказывают тип исходного OB, условия осадконакопления и уровень термической зрелости, на карбазолы значительное влияние оказывает только непосредственно сам процесс миграции, в ходе которого происходит их фракционирование. ■

Список работ, опубликованных по теме диссертации

1. Бушнев Д.А., Валяева О.В., Бурдельная Н.С. Геохимические показатели миграции нефтей в отложениях семилукско-турнейского комплекса

Хорейверской впадины Печорского бассейна: состав нефтяных карбазолов // Новые идей в геологии и геохимии нефти и газа: Материалы 3-й Международной конф.-М.: МГУ, 1999. -С. 51-54.

2. Бушнев Д.А., ВаляеваО.В. Условия образования и направления миграции нефтей верхнедевонского комплекса северной части Печорского бассейна 7/ Нефтехимия. - 2000. № 5. - В печати.

3. Валяева О.В. Микроэлементы в нефтях Хорейверской впадины // Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента: Материалы 5-й науч. конф. - Сыктывкар, 1996. - С.7-9.

4. Валяева О.В. Источники микроэлементов в нефтях (на примере нефтей Хорейверской впадины Тимано-Печорской провинции) // Геология и разработка газовых и конденсатно-газовых месторождений: Материалы Всероссийской научно-практической конференции (Ухта, 1997). - М.: ИРЦ Газпром, 1998. - С. 51-54.

5. ВаляеваО.В. Показатели термической зрелости нефтей палеозойских отложений Хорейверской впадины // Геология горючих ископаемых европейского севера России. - Сыктывкар, 1998. - С. 93-97. (Тр. Ин-та геологии Коми НЦ УрО РАН; Вып. 97).

6. Валяева О.В. К вопросу о зрелости нефтей // Углеродсодержащие формации в геологической истории: Материалы Международного симпозиума. Петрозаводск, 1998.

7. Валяева О.В., Бурдельная Н.С. Анализ нефтяных карбазолов — путь к познанию процессов миграции нефти (обзор) // Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента: Материалы 7-й науч. конф. -Сыктывкар, 1998. - С. 26-28.

8. Валяева О.В. Использование карбазолов для определения направления миграции нефти (на примере нефтей Хорейверской впадины) // Вестник Института геологии КНЦ УрО РАН. - Сыктывкар, 2000. № 1. - С. 6-8.

9. Валяева О.В., Бушнев Д.А. Условия осадконакопления и исходное органическое вещество для нефтей Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской структурной зоны из отложений доманиково-турнейского комплекса по данным геохимии // Среда и жизнь в геологическом прошлом: Тез. докл. Всерос. Симпозиума. - Новосибирск, 2000. - С. 12-13.

11. Валяева О.В., Бушнев Д.А. Геохимическая характеристика и показатели миграции нефтей северной части Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской структурной зоны // Актуальные проблемы геологии горючих ископаемых осадочных бассейнов европейского севера России: Материалы Всерос,-конференции. - Сыктывкар, 2000. - С. 44-45.

12. Валяева О.В., Песецкая В.А. Генетические особенности нефтей

Хорейверской впадины // Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента: Материалы 3-й науч. конф. - Сыктывкар, 1994. -С.11-14.

13. Valyaeva O.V. Microelements in the oils of the Pechora Basin // European union of geosciences 10. Abstract supplement № 1, vol. 4,1999. P. 334.

14. Valyaeva O.V. Genetically peculiarity and migration of oils of Horeyver depression (Pechora basin, Russia) // In IGC-31 Abstracts, Brazil, 2000.

Л

Тираж 100_;_ Заказ № {2,0.

Участок оперативной полиграфии Коми научного центра УрО РАН 167610, г. Сыктывкар, ул. Первомаская, 48

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Валяева, Ольга Викторовна

Условные обозначения

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. Краткий очерк геологического строения, нефтегазоносности и геохимической изученности Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской зоны

1.1 Тектоника

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика

1.3 Нефтегазоносность

1.4 Краткий обзор истории исследования нефтей

ГЛАВА 2. Геохимические методы исследования нефтей и рассеянного органического вещества пород

2.1. Органические соединения, используемые в геохимических исследованиях

2.1.1. Ациклические насыщенные углеводороды

2.1.2. Полициклические насыщенные углеводороды

2.1.3. Карбазолы

2.2. Пиролитический метод анализа рассеянного органического вещества пород и его интерпетация

2.3. Микроэлементы

2.4. Экспериментальная часть

2.4.1. Анализ распределения нормальных и изопреноидных алканов

2.4.2. Анализ распределения полициклических биомаркеров

2.4.3. Экстракция хлороформенного битумоида и определение содержания органического углерода

2.4.4. Анализ распределения карбазолов

2.4.5. Анализ микроэлементного состава

ГЛАВА 3. Рассеянное органическое вещество отложений верхнего девона северной части Печорского бассейна и сопоставление с составом нефтей различных геохимических типов

ГЛАВА 4. Нефти Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской зоны

4Л. Типизация нефтей

4.2. Геохимические особенности нефтей

ГЛАВА 5. Генерация нефтей Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской зоны

5.1. Сопоставление состава нефтей и исходного ОВ

5.2. Генерация нефтей

ГЛАВА 6. Миграция нефтей

6.1. Причины первичной и вторичной миграции

6.2. Геологические факторы и показатели миграции нефти

6.3. Геохимические факторы и показатели миграции нефти

6.4. Миграция нефтей Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской зоны 114 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 126 Список использованной литературы

Условные обозначения:

ГЖХ - газожидкостная хроматография

ГФН - главная фаза нефтеобразования

МЬч - стадия градации катагенеза

МЭ - микроэлементы

НГБ - нефтегазоносный бассейн

НГМП - нефтегазоматеринские породы

НГР - нефтегазоносный район

НМП - нефтематеринские породы

НТО - нефтегазоносная область

ОВ - органическое вещество

РОВ - рассеянное органическое вещество

УВ - углеводороды

ХБА - хлороформенный битумоид А

ХМС - хромато-масс-спектрометрия

1-Ме-/2-Ме- - отношение 1-метилкарбазола к 2-метилкарбазолу н-Сп - алканы нормального строения ьСп - изопреноидные алканы

РИ - фитан

Рг - пристан

Н1 - водородный индекс

01 - кислородный индекс

Р1 - индекс продуктивности

Яо, % - отражательная способность витринита в масле

ТвР - нефтематеринский потенциал

ТОС - содержание органического углерода в породе

Введение Диссертация по геологии, на тему "Генерация и латеральная миграция нефтей верхнедевонских отложений Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской зоны"

Актуальность темы. Хорейверская впадина и Варандей-Адзьвинская структурная зона отвечают в Печорском нефтегазоносном бассейне одноименным нефтегазоносным областям (НТО), характеризующимся значительными потенциальными ресурсами нефтяных углеводородов (УВ). Поиски и разведка новых залежей УВ осложняются многообразием латеральной зональности в распределении скоплений нефти и газа, геологических обстановок их залегания, широким диапазоном изменения свойств углеводородных флюидов. В этих условиях особенно актуальным представляется создание адекватной геохимической модели формирования нефтяных залежей на основе новейших геохимических методов исследования.

Цель работы заключалась в определении геохимических условий формирования нефтей Хорейверской впадины и северной части Варандей-Адзьвинской зоны.

Основные задачи исследования;

1. Изучение индивидуального углеводородного состава нефтей из верхнедевонских отложений Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской зоны методами газожидкостной хроматографии и хромато-масс-спектрометрии.

2. Выявление информативных геохимических показателей, определяющих генетическую природу нефтей, и выделение геохимических типов нефтей.

3. Изучение распределения ациклических и полициклических насыщенных углеводородов в органическом веществе отложений верхнего девона северовосточной части Печорского бассейна.

4. Проведение корреляции нефть - нефтематеринская порода.

5. Изучение характера распределения карбазолов в нефтях Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской зоны из отложений верхнего девона.

6. Анализ вторичной латеральной миграции нефтей различных генотипов на основе их физико-химических параметров и распределения нефтяных карбазолов.

Научная новизна. На основе изучения характера распределения индивидуального углеводородного состава, и в том числе биомаркеров. битумоидов в разрезе верхнедевонских отложений выделено два генетических подтипа органического вещества (OB), сингенетичных вмещающим отложениям и способных генерировать нефть. Впервые проведена корреляция между выделенными геохимическими типами нефтей и OB пород. Впервые на территории северо-востока Печорского нефтегазоносного бассейна определены дальность и направление миграции нефтей верхнедевонского нефтегазоносного комплекса на основе использования алкилкарбазолов.

Практическая значимость работы. Результаты работы представляют научный и практический интерес при определении направления латеральной миграции нефтей. Проведенные исследования показали, что наиболее информативным показателем латеральной миграции нефтей является соотношение алкилкарбазолов. Полученные результаты дают возможность целенаправленно ориентировать поисково-разведочные работы и повысить их геолого-экономическую эффективность.

Апробация работы. Основные защищаемые положения были представлены на III, V, VII конференциях Института геологии "Структура, вещество, история ' литосферы Тимано-Североуральского сегмента" (г.Сыктывкар, 1994, 1996, 1998), Всероссийской научно-практической конференции, посвященной 90-летию со дня рождения В.М.Сенюкова (г.Ухта, 1997), II Международном симпозиуме "Углеродсодержащие формации в геологической истории. Условия формирования, рудоносность, физико-химия углерода, технологии" (г.Петрозаводск, 1998), 10-м съезде Европейского союза геонаук (EUG-10, Strasbourg, 1999), III Международной конференции "Новые идеи в геологии нефти и газа" (г.Москва, 1999), Всероссийском симпозиуме "Среда и жизнь в геологическом прошлом" (г.Новосибирск, 2000), Всероссийской научной конференции "Актуальные проблемы геологии горючих ископаемых осадочных бассейнов" (г.Сыктывкар, 2000), 31-ом Международном геологическом конгрессе (IGC-31, Rio de Janeiro, 2000).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 14 работ.

Структура и объем. Диссертационная работа состоит из введения, шестити глав текста и заключения. Текстовая часть занимает 143 страницы и содержит 55 рисунков и 21 таблицу. Список литературы состоит из 142 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений", Валяева, Ольга Викторовна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведенные геохимические исследования, а также анализ и интерпретация опубликованных материалов исследований по Хорейверской впадине и Варандей-Адзьвинской зоне позволяют сделать следующие выводы:

1. На исследуемой территории выявлено присутствие сингенетичных и эпигенетичных вмещающим породам битумоидов. Этот факт свидетельствует о процессах генерации и эмиграции нефтяных УВ в рассматриваемом комплексе пород.

2. Сингенетичное OB верхнедевонских отложений представлено: а) керогеном II типа, характеризующимся значительным содержанием Сорг в породе и обладающим высоким генерационным потенциалом (TGP) при достаточной степени катагенетической зрелости; б) керогеном смешанного II-III типов, отличающегося меньшими значениями Сорг и TGP; в) керогеном IV типа, способным генерировать только газ.

3. На основании проведенного комплексного изучения данных по распределению нормальных и изопреноидных алканов, а также полициклических биомаркеров стеранового и гопанового рядов на территории Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской зоны выделено два генетических типа нефтей, сингенетичных вмещающим отложениям верхнего девона.

4. На основе корреляции в системе нефть - нефтематеринская порода установлено, что нефти Хорейверской впадины первого типа генерированы OB существенно карбонатных пород. Нефти второго типа северо-восточной части Хорейверской впадины и в Варандей-Адзьвинской зоне генерированы OB пород с большей долей глинистой составляющей.

5. Изменение физико-химических параметров и распределение алкилкарбазолов нефтей Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской зоны указывает на их латеральную миграцию.

Библиография Диссертация по геологии, кандидата геолого-минералогических наук, Валяева, Ольга Викторовна, Сыктывкар

1. Белоконь Т.В., Фрик М.Г. Применение биомаркеров в нефтегазовой геологии. -М., 1993. 47 с. // Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья. Обзор /АО "Геоиформмарк".

2. Беляева Н.В, Корзун Ал.А., Петрова Л.В. Модель седиментации франско-турнейских отложений на северо-востоке Европейской платформы (в связи с формированием рифовых резервуаров). СПб.: Наука, 1998. - 154 с.

3. Богацкий В.И., Богданов Б.П., Гобанов Л.А. Строение и перспективы нефтегазоносности семилукско-турнейского нефтегазоносного комплекса

4. Тимано-Печорской провинции // Геология и освоение ресурсов нефти в Камско-Кинельской системе прогибов. М.: Наука, 1991. - С. 99-108.

5. Большаков Г.Ф. Азоторганические соединения нефти. Новосибирск: Наука, 1988.214 с.

6. Ю.Ботнева Т.А. Генетические основы классификации нефтей. М.: Недра, 1987. -196 с.11 .Ботнева Т.А. Изменение изотопного состава нефти при миграции // Первичная и вторичная миграция нефти и газа. М., 1975. - С. 271-275. (Тр. ВНИГНИ; № 178).

7. Бушнев Д.А. Геохимические условия формирования нефтей Варандей-Адзьвинской зоны Печорского бассейна. Сыктывкар, 1998. - 24 с. (Научные доклады/ Коми научный центр УрО РАН; Вып. 401).

8. Бушнев Д.А., Валяева О.В. Условия образования и направления миграции нефтей верхнедевонского комплекса северной части Печорского бассейна // Нефтехимия. 2000. № 5. - В печати.

9. Валяева О.В. Использование карбазолов для определения направления миграции нефти (на Примере нефтей Хорейверской впадины) // Вестник Института геологии КНЦ УрО РАН. Сыктывкар, 2000. № 1. - С. 6-8.

10. Валяева О.В. К вопросу о зрелости нефтей // Углеродсодержагцие формации в геологической истории: Материалы Международного симпозиума. Петрозаводск, 1998.

11. Валяева О.В. Микроэлементы в нефтях Хорейверской впадины // Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента: Материалы 5-й науч. конф. Сыктывкар, 1996. - С.7-9.

12. Валяева О.В. Показатели термической зрелости нефтей палеозойских отложений Хорейверской впадины // Геология горючих ископаемых европейского севера России. Сыктывкар, 1998. - С. 93-97. (Тр. Ин-та геологии Коми НЦ УрО РАН; Вып. 97).

13. Валяева О.В., Бурдельная Н.С. Анализ нефтяных карбазолов путь к познанию процессов миграции нефти (обзор) // Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента: Материалы 7-й науч. конф. - Сыктывкар, 1998.-С. 26-28.

14. Валяева О.В., Песецкая В.А. Генетические особенности нефтей Хорейверской впадины // Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральскогс сегмента: Материалы 3-й науч. конф. Сыктывкар, 1994. - С. 11-14.

15. Вассоевич Н.Б. Геохимия органического вещества и происхождение нефти. -М.: Наука, 1986.-368 с.

16. Виноградов А.П. О происхождении ванадия в нефтях и твердых битумах // Академику В.И.Вернадскому: Сб. науч. тр. / М., 1936. С. 145-148.

17. Высоцкий И.В., Высоцкий В.И. Формирование нефтяных, газовых и конденсатногазовых месторождений. М.: Недра, 1986. - 228 с.

18. Гальперн Г.Д. Методы исследования состава органических соединений нефти и битумоидов. М: Наука, 1985. - 240 с.

19. Геология природных углеводородов европейского севера России (флюидные углеводородные системы) / Л.А.Анищенко, Л.З.Аминов. В.А.Дедеев и др. -Сыктывкар, 1994. 179 с.

20. Гончаров И.В., Рыльков A.B. Изопреноидные углеводороды в нефтях Западнок Сибири // Геология нефти и газа. 1982. № 4. - С. 39-44.

21. Гуляева JI.A., Лосицкая И.Ф. Задачи, методика и основные результаты работ по изучению микроэлементного состава нефтей и битумоидов // закономерности формирования и размещения месторождений нефти и газа. М.: Недра, 1970. -С.5-20.

22. Гуляева Н.Д., Арефьева O.A., Емец Т.П. Закономерности распределения нормальных и изопреноидных алканов в гумусовых углях // Химия твердого топлива.- 1978. № 1.-С. 45-51.

23. Данилевский С. А., Кузьмин Г.И. Распределение концентраций ванадилпорфиринов в нефтях ТПП как критерий зон нефтегазонакопления // Геология и прогноз нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции. Сб. научн. трудов. Л.: ВНИГРИ, 1984. - С. 102-114.

24. Дедеев В.А., Аминов Л.З., Беляева Н.В., Чермных В.А. Циклы седиментогенеза и нефтегазоносные комплексы Печорского бассейна // Нефтегазоносные комплексы Печорской синеклизы. Сыктывкар, 1981. - С. 3-26. (Тр. Ин-та геологии Коми НЦ УрО АН СССР; Вып. 35).

25. Жильцова Л.И., Капустин И.Н., Поляков В.Б. Нефтематеринские породы в Хорейверской впадине (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция) // Доклады Академии наук. 2000, том 370, № 3. - С. 369-371.

26. Жузе Т.П. Миграция углеводоров в осадочных породах. М.: Недра, 1986. -188 с.

27. Изосимова А.Н., Чалая О.Н. Корреляция нефтей и органического вещества пород по составу реликтовых углеводородов (на примере Западной Якутии) // Аспекты генетических связей нефтей и органического вещества пород. М: Наука, 1986.-С. 57-63.

28. Изосимова А.Н., Чалая О.Н. Реликтовые углеводороды в органическом веществе и нефтях Западной Якутии. Новосибирск: Наука, 1989. - 127 с.

29. Ильинская В.В. Генетическая связь углеводородов органического вещества пород и нефтей . М.: Недра, 1985.

30. Ильинская В.В. О влиянии геолого-геохимических факторов на состав реликтовых углеводородов нефтей и органического вещества пород // Геология нефти и газа. 1980. № 2. - С. 39-46.

31. Камьянов В.Ф., Аксенов B.C., Титов В.И. Гетероатомные компоненты нефти. -Новосибирск: Наука, 1983. 237 с.

32. Карбазолы нефти / Е.Б.Фролов, М.Б.Смирнов, Н.А.Ванюкова, П.И.Санин // Нефтехимия. 1989. Т. 29. № 3. - С. 291-303.

33. Карта перспектив нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции. -Сыктывкар, 1994. 2 с.

34. Катченков С.М. Малые химические элементы в осадочных породах и нефтях. -• Ленинград, 1964. 272 с. (Тр. ВНИГРИ; Вып. 143).

35. Кирюхина Т.А. Типы нефтей Тимано-Печорского бассейна // Вестн. Моск. унта. Сер. 4. Геология. 1995. № 2. - С. 39-49.

36. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Пиролиз в нефтегазовой геологии . М.: Наука, 1987. -210с.

37. Максимов С.П., Сафонова Т.П. Изопреноидные углеводороды -дополнительный критерий в определении генетического типа нефтей // Геология нефти и газа. 1971. № 10. - С.З8-41.

38. Матвеева И.А., Петров Ал.А. Геохимическое значение стеранов состава С2\-С22 //Геохимия. 1997. № 4. - С. 456-461.

39. Меннер В.Вл. Литологические критерии нефтегазоносности палеозойских толщ северо-востока Русской платформы. М: Наука, 1989. - 133 с.

40. Миграция и рассеяние нефти и газа в платформенных условиях / Под ред. Кругликова Г.Н. Л.: Недра, 1986. - 212 с.

41. Нефтегазоносность и геолого-геофизическая изученность Тимано-Печорской провинции: история, современность, перспективы. Под. ред.: Ю.А.Спиридонова, Г.В.Рассохина, Н.Д.Цхадая и др. Сыктывкар, 1999. - 1061 с.

42. Нефтегазообразование в отложениях доманикового типа / С.Неручев, Е.А.Рогозина, И.А.Зеличенко и др. Л.: Недра, 1986. -247 с.

43. Нефтяные изопреноиды с нерегулярным звеном типа "голова к голове" / Н.С.Воробьева, З.К.Земскова, Л.С.Головина, Ал.А.Петров // Нефтехимия. -1987. Т. 23. №6.-С. 740.

44. Панкина Р.Г. Изотопный состав серы нефти в связи с вопросами миграции // Первичная и вторичная миграция нефти и газа. М., 1975. - С. 276-281. (Тр. ВНИГНИ; № 178).

45. Петров Ал.А. Геохимическое значение стеранов // Научно-прикладные аспекты геохимии нефти и газа. -М., 1991. С. 20-30. (Сб. науч. тр.).

46. Петров Ал.А. Нефти ранних этапов генерации / Геология нефти и газа. 1980. № 10.-С. 50-63.

47. Петров Ал.А. Состав биомаркеров и геохимические показатели процессов нефтеобразования // Геология нефти и газа. 1985. № 10. - С. 29-37.

48. Петров Ал.А. Углеводороды нефти. М.: Наука, 1984. - 212 с.

49. Петров Ал.А., Арефьев O.A. Геохимическое значение биомаркеров // Геохимия. -1989. №5.-С. 10-15.

50. Пунанова С.А. Микроэлементы нефтей, их использование при геохимических исследованиях и изучении процессов миграции. М.: Недра, 1974. - 216 с.

51. Родионова К.Ф., Максимов С.П. Геохимия органического вещества и нефтематеринские породы фанерозоя. М.: Недра, 1981. - 367 с.

52. Родионова К.Ф., Максимов С.П., Шляхов А.Ф. Изопреноидные углеводороды в органическом веществе осадочных пород // Геология нефти и газа. 1971. № 8. - С.35-40.

53. Сафонова И.В. Реликтовые структуры в углеводородах нефтей различных стратиграфических подразделений. М.: Недра, 1980. - 260 с.

54. Словарь по геологии нефти и газа. Л.: Недра, 1988. - 679 с.

55. Современные методы исследования нефтей (справочно методическое пособие). Под ред. А.И.Богомолова, М.Б.Темянко, Л.И.Хотынцевой. - Л.: Недра, 1984.-431 с.

56. Соколов Б.А. Эволюция и нефтегазоносность осадочных бассейнов. М.: Наука, 1980.-244 с.

57. Состояние ресурсов и перспективы Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции / Н.П.Юшкин, М.Д.Белонин, В.И.Богацкий и др. Усинск, 1994. -52 с.

58. Справочник по геологии нефти и газа. Под. ред. Н.А.Еременко. М.: Недра, 1984.-480 с.

59. Степанов К.И., Вешев С.А. Влияние латеральной миграции углеводородов на изменения микроэлементного состава нефтей Калининградского вала // Геология нефти и газа. 2000. № 1. - С. 44-49.

60. Структура платформенного чехла Европейского Севера СССР / под ред. В.А.Дедеева. Л.: Наука, 1982. - 200 с. (АН СССР, Коми филиал, Ин-т геологии).

61. Тектонические критерии прогноза нефтегазоносности Печорской плиты / В.А.Дедеев, Л.З.Аминов, В.Г.Гецен и др. Л.: Наука, 1986. - 217 с.

62. Темянко М.Б., Соболев B.C., Васильева В.Ф. Особенности состава и условия формирования тяжелых нефтей северо-востока Тимано-Печорской провинции // Аспекты генетических связей нефтей и органического вещества пород. М.: Наука, 1986.-С. 106-109.

63. Тимонин Н.И. Печорская плита: история геологического развития в фанерозое. Екатеринбург: УрО РАН, 1998. - 240 с.

64. Тиссо В., Вельте Д. Образование и распространение нефти. М.: Мир. 1981. -502 с.

65. Физико-химическая характеристика и индивидуальный углеводородный состав нефтей и конденсатов Советского Союза / М-во геол. СССР; ВНИГРИ. Под ред. С.П.Максимова, В.В.Ильинской. М.: Недра, 1989. - 295 с.

66. Фролов Е.Б., Ванюкова H.A. Алкилкарбазолы самотлорской нефти // Нефтехимия. 1988. Т.28. № 3. - С. 596-601.

67. Фролов Е.Б., Ванюкова H.A., Санин П.И. Селективное выделение карбазолов из нефти // Нефтехимия. 1987. Т.23. № 7. - С. 328-332.

68. Фролов Е.Б., Касьянова H.A. Геохимические показатели миграции нефти в Восточном Предкавказье на основе фракционирования карбазолов // Вестн. Моск. ун-та. Сер. 4. Геология. 1997. №1.-С. 40-46.

69. Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа. М.: Мир, 1982. 704 с.

70. Химические типы нефтей и превращение нефтей в природе / М.Н.Забродина, О.А.Арефьева, В.М.Макушина, Ал.А.Петров // Нефтехимия. 1978. № 2. - С. 280-290.

71. Храмова Э.И., Нехамкина JI.H. Углеводородный состав разновозрастных нефтей вала Сорокина // Геология нефти и газа. 1989. № 5. - С. 46-49.

72. Циклы седиментогенеза и нефтегазоносные комплексы Печорского бассейна / В.А.Дедеев, Л.З.Аминов, Н.В.Беляева, В.А.Чермных // Нефтегазоносные комплексы Печорской синеклизы. Сыктывкар, 1981. - С.3-26. (Тр. Ин-та геологии Коми НЦ УрО РАН СССР; Вып.35).

73. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. М.: "Недра", 1983.-231 с.

74. Чахмахчев В. А. Углеводороды геохимические показатели нефте- и газоносности недр // Геохимия. - 1989. № 8. - С. 1108-1119.

75. Эволюционная модель Печорского нефтегазоносного бассейна как основа развития сырьевой базы топливно-энергетичеоког комплекса / В.А.Дедеев, Н.А.Малышев, Б.А.Пименов и др. Усинск, 1994. - 44 с.

76. Юдович ЯЗ., Кетрис М.П. Геохимия черных сланцев. Л.: Наука, 1988. 272 с.

77. Bendoraitis J.G., Broun B.L., Hepher L.S. Isoprenoid hydrocarbons in pertoleum // Anal. Chem. 1962. Vol. 34. - pp. 49-53.

78. Brassell S.C., Fu Jiamo, Eglinton G. Isomerisation, rearrangement and aromatisation of steroids in distinguishing early stages of diagenesis // Org. Geochem. 1984. Vol. 6.-pp. 11-23.

79. Bray E.E., Evans E.D. Hydrocarbons in nonreservoir-rock sourse beds // Bull. Amer. Assoc. Petrol.Geol. 1965. Vol. 49. № 3. - pp. 1305-1319.

80. Cardellina J.M. Distribution of carbazole in oils // Org. Geochem. 1979. Vol. 7. -pp. 329-344.

81. Ghen M., barter S.R., Petch G.S. et al. Fractionation of pyrrolic and phenolic compounds during petroleum migration A case study from a clastic pertoleum reservoir in the North Sea // Org. Geochem. - 1998. Vol. 3. - pp. 46-59.

82. Clegg H., Wilkes H., Horsfield B. Carbazole distributions in carbonate and clastic source rocks // Geochimica et Cosmochimica Acta. 1997. Vol. 61. № 24. - pp. 5335-5345.

83. Connon J. et al., The microbial input in carbonate-anhydrite facies of a sabkha palaeoenviroment from Guatemala: in molecular approach // Org. Geochem. 1986. Vol. 11.-pp. 29-50.

84. Dorbon M., Schmitter J.M., Garrigues P. et al. Distribution of carbazole derivatives in petroleum // Org. Geochem. 1984. Vol. 7. № 2. - pp. 111-120.

85. Huang W.-J., Meinschein W.G. Sterols as ecological indicators // Geochim. et Cosmochim. Acta. 1979. Vol. 43. № 7. - pp. 739-745.

86. Kerogen: insoluble organic matter from sedimentary rocks. Edited dy Durand B. 1980. France. P. 519.

87. Koopmans M.P., Rijpstra W.I.C., De Leeuw J.W. et al. Artifical maturation of an immature sulfur- and organic matter-rich limestone from Ghareb Formation, Jordan // Org. Geochem. 1998. Vol. 28. № 7-8. - pp. 503-521.

88. Larcher A.V., Alexander R., Kagi R.I. Changes in configuration of extended moretanes with increasing sediments maturity // Org. Geochem. 1987. Vol. 11. № 2.-pp. 59-63.

89. Larter R., Bowler B.F.J., Li M. et al. Molecular indicators of secondary oil migration distances //Nature. 1996. Vol. 383. № 6601. —pp. 593-597.

90. Larter S.R., Li.M., Bowler B. et al. Petroleum secondary migration geochamical constraints on migration efficiency and effects on aromatic hydrocarbon distributions // Org. Geochem. - 1995. Vol. 22. - pp. 229-252.

91. Li M., Fowler M.G., Obermajer M., Stasiuk L.D., Snowdon L.R. Geochemical characterisation of Middle Devonian oils in NW Alberta, Canada: possible source and maturity effect on pyrrolic nitrogen compounds // Org. Geochem. 1999. Vol. 30.-pp. 1039-1057.

92. Nichols P.D., Palmisano A.C., Rayner G. A. et al. Occurrence of novel C30 sterols in Antarctic sea-ice diatom communities during a spring bloom // Org. Geochem. -1990. Vol. 15.-pp. 503-508

93. Peters K.E., Moldowan J.M. Effects of sourse, thermal maturity, and biodégradation on the distribution and isomerization of homohopanes in petroleum // Org. Geochem. — 1991. Vol. 17. № 1. pp. 47-61.

94. Peters K.E., Moldowan J.M. The biomarker guide: interpreting molecular fossils in petroleum and ancient. Prentice-Hall, Englewood Cliffs, New Jersey 07632, 1993.P. 363.

95. Philp R.P. Biological markers in sossil fuel production // Mass Spectrometry Reviews. 1995. Vol. 4. № 1. - pp. 1-54.

96. Philp R.P., Fan A. Geochemical investigation of oils and source rocks from Qianjiang Depression of Jianghan Basin, a terrigenous saline basin, China // Org. Geochem. 1987. Vol. 11. - pp. 549-562.

97. Seifert W.K. Steranes and terpanes in kerogen pyrolysis for correlation of oils and source rocks // Geochim. et Cosmochim. Acta. 1978. Vol. 42. № 5. - pp. 473-478.

98. Seifert W.K., Moldovan J.M. Application of steranes, terpanes and monoaromatics to maturation, migration and sourse of crude oils // Geochim. et Cosmochim. Acta. 1978. Vol. 42. № 5. - pp. 77-95.

99. Seifert W.K., Moldovan J.M. Use of biological markers in pertoleum exploration // Geochim. et Cosmochim. Acta. 1986. Vol. 45. - pp. 783-794.

100. Smirnov M.B., Frolov E.B. A complete analysis of crude oil C2-carbazole fraction by 1H NMR spectroscopy // Org. Geochem. 1998. Vol. 29. № 5-7. pp. 10911099.

101. Smirnov M.B., Frolov E.B. A study of petroleum alkylcarbazoles using 1H NMR spectroscopy // Org. Geochem. 1997. Vol. 26. № 12. - pp. 33-42.

102. Snyder L.R. Distribution of benzocarbazole isomers in pertoleum as evidence for their biogenetic origin // Nature. 1965. Vol. 205. № 4968. - pp. 80-81.

103. Soursce and migration processes and evaluation techniques. Edited by Merrill R.K. Treatise of Petroleum Geology. The American Association of Petroleum Geologists. Tulsa, Oklahoma, USA. 1991. P. 213.

104. Valyaeva O.V. Genetically peculiarity and migration of oils of Horeyver depression (Pechora basin, Russia) // In IGC-31 Abstracts, Brazil, 2000.

105. Valyaeva O.V. Microelements in the oils of the Pechora Basin // European union of geosciences 10. Absract supplement № 1, Vol. 4, 1999. P. 334.

106. Waples D.W., Machihara T. Biomarkers for the geologists. A practical guide to the application of steranes and triterpanes in petroleum geology. 1991. P. 92.

107. Welte D.H., Waplas D. Distribution of n-paraffin in sediments // Geochim. et Cosmochim. Acta. 1973. Vol. 32. № 4. - pp. 516-517.1. ФОНДОВАЯ ЛИТЕРАТУРАi

108. Анищенко Л.А., Кузьбожева 3.M., Данилевский С.А. " Коплексное геохимическое изучение газов, нефтей и битумоидов Тимано-Печорской провинции ТПО ВНИГРИ", Ухта, 1978,

109. Данилевский С.А., Шевченко P.E., Анциферова Н.Ф. "Уточнить прогноз фазового состояния и качества углеводородов в нефтегазоносном комплексе Тимано-Печорской провинции на 1990 год.", Ухта, 1991.

110. Никонов Н.И., Белякова JI.T., Мартынов A.B. "Изучить литологию и стратиграфию НТК ТПП.", Ухта, 1991/92 г.

111. Никонов Н. И. "Стратиграфический, литолого-фациальный и тектонический анализ осадочного чехла ТПП с целью обоснования первоочередных объектов различного генетического типа для постановки поисковых работ на нефть и газ , ТП НИЦ", Ухта, 1998.

112. Семенович В.В., Яковлев Г.Е., Кирюхина Т.А. "Изучение зон нефтегазонакопления, с целью обоснования новых направлений поисков скоплений углеводородов на севере Тимано-Печорского бассейна.", Москва, МГУ, 1988.