Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геохимические основы прогнозирования состава углеводородных флюидов нефтегазоконденсатных систем

ВАК РФ 04.00.13, Геохимические методы поисков месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геохимические основы прогнозирования состава углеводородных флюидов нефтегазоконденсатных систем"

РГб од

- 5 Ап? ;пгл

" всероссийский научно-исслвдовашьсш геологический нефтяной институт ( внигни)

/

На правах рукописи

НЕЧАЕВА Сльга Леонидовна

УДК 553.98.061.3:550.4

геохимические оснош прогнозирования состава углеводородных швдов нежтегаэоконценсатных систем

Специальность 04.00.13 - Геохимические метода

цоисков месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геохогонпшералогичесюп наук

Москва, 1993г.

Работа выполнена во Всероссийском научно-исследовательском геологическом нефтяном институте (ВНИГНИ)

Официальные оппоненты: академик РАН, доктор геолого-

минералогических наук, профессор Конторович А.З. (ОНГГИЫ СО РАН)

академик РАЕН, доктор геолого-мкнаралогичвских наук, профессор Соколов В.А. ( МГУ ) доктор гволого-ыинералогкческюс наук, профессор

Старобинец И.С. (ВНШГеокнформ систем)

Ведущая организация - Государственная академия нефти

к газа км. И.М.Губкина

Зашита диссертации состоится Шг/^^/б^ хууЗг.

в час. на заседании специализированного совета

Д.071.05.01 при Всероссийском научно-исследовательском геологическом нефтяном институте (ВНИГНИ) по адресу: 105118, Ыосква, шоссе Энтузиастов, д.36.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института.

Автореферат разослан ■ » 1993г.

Ученый секретарь специализированного совета, кандидат геологе-минералогических наук Т.Д.Иванова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТУ

Актуально с ть_п£облеш. Одним из основных путей повышения эффективности геолого-поисковых работ является целенаправленный поиск именно того углеводородного сырья, в котором в настоящее время больше всего нувдается народное хозяйство.Получение достоверной информации об ожидаемом составе флюидов возможно лишь на базе научно-обоснованного прогноза состава нафтидов и фазового состояния залежей. В связи с этим работа, посвященная усовершенствованию методологии и метода прогнозирования состава нефтей, конденсатов, свободных газов и фазового типа залежей, является актуальной и имеет большое народно-хозяйственное значение. Актуальность диссертации возрастает в связи с тем, что предложенная методология и метод прогнозирования применимы в любых геологических условиях. В практическом, отношении очень важно, что опробование метода проведено в крупнейших, перспективных Лено-Тунгус-ской, Прикаспийской и восточной части Северо-Западноевро-пейской нефтегазоносных провинциях (НГП).

Целью исследования являлась разработка теоретических основ, методологии и метода комплексного прогнозирования состава нафтидов в единой системе нефть-конденсат-газ на примере Лено-Тунгусской, Прикаспийской и восточной части Северо-Западноевропейбкой НГП.

Для достижения намеченной цели необходимо было решить следующие основные задачи:

I.Выявить основные закономерности изменения состава нефтей, конденсатов, свободных газов и фазового состояния залежей в регионах с различным геологическим строением;

2.оценить степень влияния геолого-геохимических факторов на состав нафтидов и фазовое состояние залежей и выбрать факторы основные, оказывающие наибольшее воздействие на флюиды не зависимо от региона и второстепенные, влияющие на флюиды лишь в определенных геологических условиях;

3.проанализировать взаимосвязь составов нефтей,кон-

денс£ТОБ и свободных газов в пределах единой системы нефть-конденсат-газ в различных геологических условиях;

4.разработать теоретическую модель формирования современного состава нафтидов и фазового состояния УВ р здлежах;

□.разработать методологию и метод высокоэффективного комплексного прогнозирования свойств и состава неф-тей, конденсатов, свободных газов и фазового состояния УЗ в залежах;

5.на основе разработанной методологии и с применени-зм разработанного метода и выявленных критериев осуществить прогноз состава рассматриваемых флюидов и фазового состояния залежей в регионах с различным геологическим строением и разной степенью изученности.

Для решения поставленных задач были выбраны подсоле-вые отложения трех крупнейших НГП (Лено-Тунгусской,Прикаспийской, восточной части Северо-Западноевропейской)»существенно различающихся по геологическому строении.истории развития и другим особенностям, но имеющих и черты сходства - присутствие региональной соленосной покрышки. Такой подбор объектов исследования обеспечивает необходимые условия для разностороннего анализа изменения флюидов в недрах и получения достоверной информации о масштабах влияния отдельных геологических и геохимических факторов на состав нафтидов и их чалени.

Научная но ей ян а. даботьь Разработаны теоретические основы, методология и метод комплексного прогнозирования свойств и состава всех составляющих нефтегазоконденсатной системы, в основе которых лежат представления диссертанта о генетической и последующей взаимосвязи нефтей, конденсатов и природных газов и о влиянии на них разнообразных геологических и геохимических факторов. Высокая эффективность применения предложенной методологии и метода прогнозирования обеспечивается комплексным прогнозированием состава вышеназванных углеводородных флюидов и фазового состояния залежей с применением комплекса геолого-геохимических критериев.Разработан комплекс критериев прогнозирования

состава нефтей,конденсатов,природных газов,среди которых выделены основные универсальные (генетические факторы) и до -полнительные (факторы последующего изменения флюидов. Первые позволяют прогнозировать генетические особенности флюидов (структуру УЗ, соотношение индивидуальных и групп УВ и др.) и их залежей и применяются во всех нефтегазоносных комплексах (НПО и регионах. Вторые уточняют состав флюидов и залежей, предполагаемым по основным критериям, и имеют локальное значение. Разработан новый вариант методики прогнозирования фазового состояния залеяей по соотношению масс жидких УВ, находящихся в пластовых условиях в газорастворекном (конденсат) и жидком (нефть) состояниях, позволяющий осуществлять прогноз фазового состояния залекей до разбуривания территории по данным о предполагаемом соотношении количеств эмигрировавших из нефтегазоматеринских толщ газообразных и жидких УВ и выходе конденсата. Для более удобного применения предложенной методики построена номограмма.

Практидеская_зшзтг/мость ^аботы^ Разработанные теоретические основы, методология и метод прогнозирования способствуют увеличению достоверности и надежности прогноза состава нефтей, конденсатов, свободных газов и фазового состояния залеже:", что приводит к повышении эффектир-ности геолого-поисковых работ на нефть и газ. Составленные впервые и предлагавшиеся ранее, но значительно уточненные и расширенные по набору прогнозируемых показателей, схематические карты прогноза свойств и состава нафтидов и фазового состояния залежей основных НТК Лено-Тунгусской, Прикаспийской и восточной части Северо-Запад-ноевропейской ШИ должны служить научной основой для разворачивания геолого-поисковых работ на тех территориях, где можно ожидать таких по составу флюидов, которые на данном этапе необходимы народному хозяйству и разработку залежей которых можнс считать целесообразной и рентабельной на настоящем уровне развития н';уки и техники.

Реализация работы.Соста вленнь.«* ¿.¡и-.е^тэн'гок схем-?-

тические карты прогноза состава конденсатов, свободных газов и фазового состояния залежей основных НТК подсоле-вых отложений Прикаспийской и восточной части СевероЗападноевропейской НГП (некоторые в соавторстве) использовались при планировании основных направлений геологопоисковых работ в названных регионах. Методические рекомендации по прогнозированию фазового состояния и состава углеводородных скоплений по геохимическим данным, соавтором, которых является диссертант, приняты к использованию в ВостСибНИИГГиМСе, ТПО ВНИГРИ, ВолгоградНИПИНефть, ВолгоуралНИПИГаз,П0 Арктикморнефтегазразведка.

Основные положения и результаты диссертационной работы вошли в отчеты лаборатории прогноза состава углеводородных флюидов, сектора геологии Поль™ и других подразделений ВНИГВД и оформлены в виде рекомендаций (в соавторстве с другими исследователями), внедренных в различных организациях: Минг.ео СССР, Мингео КазССР, НВНИИГГ, ПРО Уральскнефтегазгеология, НПО Актюбнефть, ВостСибНИИГГиШ, Геонафта и другие производственные организации Польши.

Ап£оба1[ия £аботыА Материалы диссертации докладывались на Юбилейной конференции молодых ученых-геологов г.Москвы, посвяденной 50-летию ВЖСЫ, в Москве (1968), Международных научных конференций по геохимическим и физико-химическим проблемам при разведке и добыче нефти и газа: УШ - в Брно (1978), XI - в Висле (1985), ХП - в Сольноке (1988), Научно-технической конференции по перспективам открытия и освоения залежей углеводородов в карбонатах цехштейна Западной Польши в Пиле (1981 ), У Всесоюзном семинаре "Нефтегазообразование на больших глубинах" в Ивано-Франковске (1986), Всесоюзном совещании "Пути повышения достоверности локального прогноза нефтегазоносности по комплексам геохимической информации" в Саратове (1987), Всесоюзной конференции "Критерии и методы установления генетических связей в системе нефть-конденсат-ОВ пород и вод" в Москве (1988), Губкин-ских чтениях в Москве: IX "Проблемы поисков нефти и газа

комплексом геофизических и геохимических методов" С1987), XI "Фундаментальные проблемы нефтегаэогеологи-ческой науки" (1989), 3-ей Всесоюзной конференции "Системный подход в геологии (теоретические и прикладные аспекты)" (1989), 14-м Международном конгрессе по органической геохимии в Париже (1989).

Публикагщи^ Основные результаты исследований опубликованы более, чем в 40 печатных работах, в том числе в I монографии, I научном обзоре, I методическом руководстве и I методических рекомендациях (в соавторстве).Статьи и тезисы докладов публиковались в журналах Геология нефти и газа, ДАН СССР, Известия ВУЗов,Советская геология, Нефтегазовая геология и геофизика,Advances in Organic ■ Geochemistry, Nafta ' , трудах ВНИГНИ и

МИНГ, сборниках докладов и тезисов Международных и Всесоюзных конференций, совещаний и семинаров.

Исполь£овашые_м^териалы;. Диссертация является итогом почти тридцатилетних исследований автора в области изучения и прогнозирования свойств и состава нефтей, конденсатов, свободных .газов и фазового состояния залежей. Она выполнена во ВНИГНИ как составная часть работ по на-

Я -г о

учным проблемам П 17 "Разработка комплекса геохи-

мических критериев прогнозной оценки перспектив нефтегазо-носности СССР" (1975-1980 гг.) и П foT(l) 18 "РазРаботка комплекса геохимических критериев формирования крупных зон нефтегазонакопления в различных регионах СССР" (1980-1985гг.) Мингео СССР, контрактов !? 55-035/53300 "Изучение геологического строения и разработка наиболее эффективной методики поисков и разведки залежей нефти и газа в биогермных образованиях главного доломита и терри-генных образованиях красного леиня пермских отложений Польской низменности" и № 55-OI9/057GG "Изучение геологического строения центральной и юго-восточной частей Пермского региона ПНР по отложениям красного лежня и карбона с целью обоснования перспектив и определения направлений геолого-разведочных работ на газ" (1976-1982гг) и ряда других тематических исследований лаборатории

прогноза состава углеводородных флюидов. Работа базируется в основном на результатах изучения физико-химическими, хроматографическими и спектральными методами составленных под руководством диссертанта коллекций отобранных на устье скважин проб нефтей, конденсатов, свободных газов, проведенного в различных лабораториях ВНИГНИ, а по восточной части Северо-Западноевропейской НШ-и в ИГНиГ г.Кракова. Кроме того, использованы материалы по составу тех же флюидов, полученные в других научно-исследовательских организациях СССР и Польши. Всего обработано следующее количество данных по свойствам, групповому углеводородному, структурно-групповому и компонентному составу флюидов, ИК-спектрометрии и фазовому состоянию залежей: по нефтям - 380 анализов, стабильным конденсатам - 184 анализа, свободным газам - 943 анализа (всего по 106 месторождениям). Около 30-40% проб нефтей и конденсатов были проанализированы методами ИК~ и УФ-спектроскопии, "квазилинейчатых" спектров люминесценции боЛее детально, что позволило получить данные о структуре парафино««афтено— вых фракций и составе ароматических углеводородов СУВ) нафтено-ароматических фракций, содержании порфиринов и т.д. Помимо аналитических материалов в процессе исследований рассмотрена и использована и другая обширная и разнообразная геологическая и геохимическая информация, частично являющаяся результатом собственных исследований автора, частично заимствованная из фондовой и опубликованной советской и зарубежной литературы. В составлении коллекций, сборе различной геологической и геохимической информации, изучении, обобщении и интерпретации полученных и собранных аналитических данных по всем вышеназванным регионам диссертант принимал'непосредственное участие в качестве руководителя разделов по Лено-Тунгусской и Прикаспийской НГП и консультанта-геохимика во время работы в Польше.

В процессе выполнения работы автор постоянно консультировался и пользовался помощью и советами докторов наук Г.Х.Дикенштейна, В.3.Ильинской,М.К.Калинко,

Л.Г.Кирюхина,Е,С.Ларской, И.Е.Постниковой, Б.А.Соловьева, кандидатов наук П.В.Анцупова, Э.М.Грайзер, Н.П.Гречишникова, М.Д.Дахновой,О.П.Четвериковой и многих других коллег, которым, автор выражает глубокую благодарность. За постоянную поддержку, содействие, ценные совета и неоценимую помощь при разработке всех затронутых вопросов и написании работы диссертант особенно искренне признателен профессору, докго*» ру геолого-ыинералогических наук Т.А.Ботневой.Автор благодарит ст.н.с.Т.Н.Поспелову, инженеров Н.С.Долгопят, Н.Е.Рубанову,A.A.Орлову,А.И.Шокину, техников Г.В.Белокурову, С.Г. Мануйлову,Н.П.Шевелеву и других сотрудников за проведение аналитических работ и техническую помощь.

Диссертация состоит из Введения, 8 разделов и Заключения.Она содержит 276 страниц текста и иллюстрируется 25 таблицами и 44 рисунками. Список литературы включает 395 работ советских и зарубежных авторов.

СОДЕШНИЕ РАБОТЫ

В даздел£ I приведены современные представления о влиянии различных геолого-геохимических факторов на состав нефтей, конденсатов, свободных газов и фазовое состояние залежей и методы прогнозирования состава тех же флюидов и их залежей. По первому вопросу проанализированы, работы большого числа советских и зарубежных исследователей:А.М. Акрамходжаева, Г.И,Амурского, А.И.Богомолова, Т.А.Ботневой, А.М.Бриндзинского, Н.Б.Вассоевича, А.С.Великовского, А.Н. Воронова, И.В.Высоцкого,,A.C.Гаджи-Касумова,H.H.Гурко, А.Н. Гусевой, А.$.Добрдаского, А.Г.Дурмишьяна, Н.А.Ереыенко,В.И. Ермакова, В.И.Ермолкина, Г.П.Жузе, Л.М.Зорькина, В.В.Ильинской, М.К.Калинко, А.А.Карцева, А.Л.Козлова,А.Э.Конторо-вича, В.В.Кушнирова, Н.В.Лопатина, М.С.Моделевского, С.Г. Неручева, З.Н.Несмеловой,И.И.Нестерова, Т.Д.Островской, A.A. Петрова, В.$.Раабена, О.Л.Радченко, А.Н.Резникова, Е.А.Рогозиной, А.Д.Саввиной, В.П.Савченко» 0.И.Серебрякова, В.С.Соболева, В.А.Соколова, И.С.Старобинца, В.А.Успенского, Л.А. ®айнгерш, В.А.Чахмахчева, А.А.Черепенникова, Г.Н.Шкевича, ■• Е. Бейкера, М.Бестужева, Г. Борнхаузера, Д.Вельте, У.Гассоу, Х.Даннинга, У.Коломбо, Д.Коннена, К.Ландеса, М.Луиса,

Р.Мак-Ивера, Р.Мейнхольда, И.Мура, Р.Мюллера, Д.Параскива, Р.Ривера, Х.Смита, Б.Тиссо, Р.Уолмли, Ф.Хаберле, Д.Ханта, Г.Ходсона и других.

Результаты проведенных исследований убедительно свидетельствуют. о горл, что рассматриваемые флюиды на протяжении всей истории своего существования подвергаются воздействию самых разнообразных геолого-геохимических факторов, совокупное влияние которых и обуславливает наблюдаемые в настоящее время состав нефтей, конденсатов, природных газов и фазовое состояние залежей. Однако, отсутствует единое мнение о факторах, играющих основную роль в формировании современного состава флюидов и фазового состояния залежей, которые в первую очередь необходимо использовать при прогнозировании.Анализ работ в области прогнозирования состава флюидов и фазового типа их залежей (А.М.Акрамходжаев, М.С.Арабаджи.Т.А. Ботнева, А.М.Бриндзинский, А.С.Великовский, А.Н.Воронов,И.С. Гольдберг,В.й.Ермолкин,В.З.Ильинская,М.К.Калинко,О.П.Корота-ев.Л.Г.Кирюхин, А.Л.Козлов,-А.и.Конторович.М.С.Моделевский, Н.'Н.Немченко, Т.Д.Островская, А.Н.Резников, М.Я.Рудкевкч, А.Д.Саввина, В.П.Савченко, С.И.Сергиенко.В.С.Соболев, Б.В. Соловьев, Е.В. Стадник, С.И.Сгаробинец, В.А. Чахмахчев,Г.Т. Юдин и др.) убедительно показывает, что мнения отдельных авторов по этсму вопросу существенно отличаются. Практически отсутствуют такие четкие представления о том, какие же критерии прогнозирования могут применяться и давать хорошие результаты повсеместно, какие могут использоваться лишь в специфических условиях отдельных регионов.

В заключение раздела отмечено, что наибольшее количество работ в области прогнозирования состава углеводородных флюидов посвящено прогнозированию нефтей, методология которого разработана значительно. полнее, чем для других флюидов. Заметно сдабее изучены вопросы прогнозирования состава свободных газов, фазового состояния залежей и овобенно состава конденсатов. Общим недостатком этих исследований является то,что основы прогнозирования каждого из рассматриваемых флюидов разрабатывались отдельно и не были связаны в единое целое. Комплексная

методика прогнозирования состава всех компонентов единой нефтегазоконденсатной системы флюидов и фазового состояния их залежей отсутствует.

В £азделах_2хЗА4 рассмотрены геологические условия и геохимия нафтидов подсолевых отложений Лено-Тунгусской, Прикаспийской и восточной части Северо-Западноевропейсной

нгп.

Научным обобщением материалов по геологии, геохимии и нефтегазоносности изучаемых регионов занимался широкий круг исследователей: в Лено-Тунгусской НГП - А.С..Анциферов, Т.К.Баженова,Ь.А.Базанов,В.Е.Бакин,А.А.Бакиров,Н. С.Беляева,Д.А.Биккенина,Е.И.Бодунов,Г.Г.Вахитов,В.С.Вы-шемирский,И.С.Грамберг,5.Г.Гурари,А.Н.Дмитриевский,Д.И. Дробот,В.И.Ермаков,В.В.Забалуев,А.А.Зиновьев,А.Н.Золотов,

A.Н.Изосимова,А.Э.Конторович,Ю.И.Корчагина,Р.Н.Преснова, Е.'А.Рогозина,В.ПЛбьяков.И.С.Старобинец,0 .Ф.Стасова,В.С. Сурков,Ю.Г.Танаев,А.А.Трофимук,Л.Ф.Тищенко,Э.Э.$отиади,

О.П.Четверикова,А.Л.Яншин и другие; в Прикаспийской НГП -

B.П.Авров, Г.Е.Айзенштадт,А.Л.Аксенов,У.А.Акчулаков,О.В. Барташевич,Р.Б.Бахтияров,М.Б.Белгымбаев,Т.А.Ботнева,З.Е. Булекбаев,Н.И.Зоронин,И.Б.Дальян,М.В.Дахнова,Т.Н.Джума-^галиев, Р.И.Егорова,С.А.Иванов, В.В.Ильинская,М.К.Калин-ко, С.И.Камалов,Л.Г.Кирюхин,Н.Ф.Козлов, Ю.И.Корчагина, К.Н.Кравченко,Н.Я.Кунин,Е.С.Ларская, Н.В.Мизинов.В.С. Мильничук, 0.К.На вроцки й,С.С.Обрядчиков,И.В.Среькин, М.З.Проничева,А.Н.Садыков,С.И.Серебряков,И.Н.Сидоров,В.С. Соболев,В.Л.Соколов,Б.А,Соловьев, С.У.Утегалиев, Д.Ф. ■ фазлиев, Д.Л.Федоров,И.А.Шпильман,С.Е.Чекабаев,О.П.Четверикова, В.Г.Чистяков,А.Л.Яншин и другие; в восточной части Северо-Западноевропейской НГП - П.В.Анцупов, Т.А. Ботнева,Л.Боярски,Р.Загнер,Т.Вильчек,С. Деповски,Г.X.Ди-кенштейн,А.Желиховски,П.Карнковски, Л.Г.Кирюхин.З.Кораб, М.Майорович,М.Солак,И.Соколо вски ш¿ь* Стшетельски,А.Токарски, Я.Цаликовски,М.Ясковяк и другие.

По итогам работ перечисленных и многих других авторов в диссертации приведены краткие сведения о стратиграфическом диапазоне, тектоническом строении, оекевннх ГЛ'

современных термобарических условиях, о фациально-генети-ческом типе, содержании и составе органического вещества (СВ), условиях его диагенетического и катагенетического преобразования, плотностях эмиграции углеводородов (УВ) изучаемых подсолевых отложений рассматриваемых НГП. В результате собственных исследований диссертанта, при которых использовались и материалы предшествующих авторов, дана детальная геохимическая характеристика нефтей, конденсатов, свободных газов, включающая не только информацию об общих свойствах и групповом углеводородном составе флюидов, но и данные о соотношении различных структурных группировок в нефтях и конденсатах, о структурно-групповом составе их фракций (содержание и соотношение СН«> - и СНд- групп различного положения в парафино-нафтеновых фракциях, концентрации бензольных, нафталиновых и фенантреновых колец, полициклических ароматических УВ в нафтено-ароматических фракциях,степени циклизации молекул названных фракций и др.).Диссертантом проанализировано также фазовое состояние залежей, описаны выявленные основные закономерности изменения состава нафтидов и их залежей по разрезу и в региональном плане, высказаны . преДЙЪкения о происхождении и причинах изменения флюидов.

Детальный анализ имеющихся материалов по Лено-Тунгусской НГП позволил диссертанту придти к выводу, что нефти, конденсаты и свободные газы различных стратиграфических ком* плексов и зон нефтегазонакопления подсолевых отлокений по ряду показателей состава сходны между собой (высокая алифа-тичность, низкая смолистость и ароматичность нефтей " конденсатов и т.д.), что в значительной степени объясняется распространением в-изучаемых породах только сапропелевого ОВ, по другим - существенно различаются. Из общей массы заметно ввделяются флюиды рифейских отложений (нефть - большим содерканием метановых УВ в бензинах и парафино-нафтеновых УВ в огбензиненной части, отсутствием твердых парафинов,низкими концентрациями малоциклических и присутствием полициклических ароматических УВ и др.). Их специфические особенности , не коррелируемые с условиями их залегания, миграции и

др., являются, видимо, генетическими, связанными с особенностями исходного ОВ. Наблюдаемые различия флюидов вендских и венд-нижнекембрийских отложений отдельных крупных зон кефтегазонакопления (отсутствие поглощения ароматических УВ в областях 700 и 750 см и меньшие величины спектральных коэффициентов Д1б1с/%20 и %1б/%75 в неФтях Катангской седловины, более высокие значения соотношений СН^-групп в длинных и коротких цепях в конденсатах того же района относительно тех же флюидов Непско-Ботуобинской антеклизы и др), по нашему мнению, в основном также объясняются спецификой 0В отдельных очагов генерации. При достаточно слабой геохимической изученности большей части рассматриваемого региона региональных закономерностей измкнения нефтей, конденсатов и свободных газов вендских и венд-нижнекембрийских отложений и ^вязи их свойств и состава с условиями залегания в пределах всей провинции не наблюдается. Однако, в наиболее разбуренной части региона, на Непско-Ботуобинской антеклизе и в Вилючанской седловине, отмечено закономерное изменение флюидов, при котором'с северо-востока территории на юго-запад, параллельно ужесточению термобарических условий,происходит постепенное облегчение нефтей, уменьшение в них концентраций смол и асфальтенов, возрастание содержания бензинов и метановых УВ в них. В этом же направлении, в противоположность нефтям, отмечается небольшое утяжеление конденсатов, уменьшение в них выхода бензинов и, как и в нефтях сокращение количества смол. В свободных газах наблюдается увеличение жирности углеводородной части, сокращение концентраций азота и возрастание содержания конденсата. Описанные закономерности изменения флюидов обусловлены, вероятно, несколькими причинами: первоначальными различиями флюидов в связи с их поступлением из различных районов Предпатомоког'о прогиба (Нюйско-Джербинской впадины и более южных территорий), характеризующихся неоднородным по составу и катагене-тической превращенное™ 0В, влиянием палео- и современных температур (более высоких в южной части, вызвавших катйге-нетические изменения нефтей, относительно повышенное рас*-творение, жидких УВ в.. газах .и т.д.), гипергенных процессов

(проявившихся на севере), новейших тектонических движений (более интенсивных на юге, приведших к выпадению жидких ,УВ из газового раствора) и др.

Сопоставление нефтей и конденсатов показало, что в вендских и венд-никнекембрийских отложениях наблюдается достаточно согласованное изменение обоих флюидов по территории всей НГП (сходным по составу нефтям отдельных зон нефтегазонакопления (НГН) сопутствуют близкие по составу конденсаты), объясняемое главенствующей ролью ОБ отдельных очагов генерации в определении составов нефтей и конденсатов. В пределах Непско-Ботуобинской антеклизы и Вилючанской седловины по некоторым показателям отмечается противоположное изменение нефтей и конденсатов (облегчение нефтей сопровождается утяжелением конденсатов и др. ) , являющееся, видимо, проявлением воздействия на флюиды термобарических и других условий при сравнительно однородном ОВ. Отмечено также, что на данной территории более легкие конденсаты сопровождаются относительно сухими газами и наоборот, что соответствует установленным Т.П.Жузе (1974) особенностям растворения жидких УВ в газообразных.

В подсолевых отложениях Лено-ТУнгусской НГП встречены разнообразные по фазовому состоянию залежи, что связано с присутствием в рассматриваемых отложениях сапропелевого ОВ, продуцировавшего в достаточных количествах как жидкие, так и газообразные УВ. Среди открытых залежей газовые, газоконден-сатные.и нефтегазоконденсатные залежи заметно преобладают над нефтяными, что объясняется, видимо, тем, что ОВ большинства -синеклиз и прогибов, где происходила основная генерация УВ, находится в главной зоне газообразования (ГЗГ) и в зоне образования первичных газоконденсатов (МКд* - МКо^ - стадии), либо на завершающем этапе главной зоны нефтеобразования (ГЗН) (МКг> - стадия). Исследования показал»., что наибольшая вероятность открытия нефтяных залежей существует в районах с ОВ, преобразованным до стадий Мп т - Щг^ (к ним приурочено 83% известных нефтяных залежей),, когда продуцировалось наибольшее количество жидких УВ, либо на территории, приближенных к тем районам впадин, где ОВ кат.а'сиетичел'ки преоора-

зовано до МК£ - МКд^ стадий. Подтверждена установленная ранее Д.И.Дроботом, А.Э.Конторовичем и др. (1981) приуроченность большинства нефтяных залежей к наиболее приподнятым районам крупных зон нефтегазонакопления. Зависимость фазового состояния залежей от современных термобарических условий их залегания не установлена.

В результате работ по Прикаспийской НЩ установлено, что нефти девона, карбона и нижней перми заметно отличаются друг от друга по структурно-групповому и индивидуальному составу (соотношению СН^- и СНд-групп, СН^-групп в цепях различной длины, циклогексанов и циклопэнтанов и др.), что по мнению Т.А.Ботневой, В.В.Ильинской и др. (1985 и др.) объясняется спецификой генерирующего нефти ОВ (генетические различия). Во всех НТК по направлению от бортовых частей к обрамлению впадины происходит утяжеление нефтей,увеличение их смолистости, уменьшение содержания бензиновой фракции и метановых УЗ в ней, что связывается (Т.А.Ботневой и др.) с миграцией нефтей из относительно погруженных в приподнятые районы бортовых зон и обрамления Прикаспийской впадины.Влияния современных условий залегания на состав нефтей не отмечено.

Исследования диссертанта совместно с Э.М.Грайзер показали, что не наблюдается заметных различий между конденсатами газоконденсатных и газоконденсатных с нефтяными оторочками залежей. По их данным конденсаты отдельных НГК существенно не отличаются друг от друга по свойствам и химическому составу, но заметно различаются по структурным особенностям, рассматриваемым как генетические (соотношение С^- и СНд-групп, СН^-групп в длинных и коротких цепях составляют соответственно в конденсатах девонских отложений - 1,5-5,8 и в большинстве проб более 15, в нижне-среднекаменноуголь-ных - 2,3 и 13, среднекаменноугольно-нижнепермских - 1,4 -1,6 и менее Б). С возрастанием пластовых температур и давлений в залежах отмечается увеличение плотности, выхода конденсатов и сокращение количества бензинов в них. Изменения конденсатов по разрезу отложений и в региональном плане согласуются с их изменением под влиянием температур и

давлений, которые, по нашему мнению, и являются основной причиной различной плотности и фракционного состава конденсатов отдельных НГК и зон НГН.

Материалы по свободным газам свидетельствуют о том,что наблюдается достаточно тесная обратная связь между концентрациями УВ и сероводорода в газах и увеличение жирности углеводородных газов с ужесточением геотермических условий, объясняемое увеличивающейся в этом же направлении ката-генетической превращенное™ ОВ в пределах МК^-МКд - стадий и связанным с этим возрастанием в генерируемых и поступающих в залежи газах содержания гомологов метана, а также влиянием на мигрирующие к залежам газы адсорбционно-хромато-графических процессов, приводящих к уменьшению жирности газов в более отдаленных, приподнятых и соответственно менее прогретых территориях.

Совместное изучение нефтей, конденсатов и свободных газов показало, что в рассматриваемых отложениях наблюдается противоположный характер изменения нефтей и конденсатов в региональном плане: от обрамления к внутренним районам впадины отмечается облегчение нефтей, увеличение в них выхода бензинов и утяжеление конденсатов в сокращением количества бензинов в них. Не установлено тесной взаимосвязи свойств и состава конденсатов и состава растворяющих их газов.

В подсолевых отложениях Прикаспийской впадины открыты залежи различного фазового состояния, хотя заметно преобладают газоконденсатные и нефтегазоконденсатные, встреченные в более, чем 1Ь% открытых месторождений. Разнообразное фазовое состояние залежей обусловлено прежде рсего присутствием в изучаемых отложениях как сапропелевого, так и гумусового ОВ, генерирующих жидкие и газообразные УВ. Рассмотрение фактического материала свидетельствует о том, что и в этом регионе катагенетическая превращенность ОБ оказывает заметное влияние на фазовое состояние залежей. Установлено, что в районах с СВ, преобразованным до стадий среднего мезоката-генеза (М^-МКд), открыто более 94% нефтяных залежей, на территориях же распространения ОВ начального (МК^О и поздне-

го мезокатагенеза-(МК^) встречены в основном газоконденсат-ные и нефтегазоконденсатные залежи, составляющие соответственно 93 и 100% от общего числа залежей этих территорий. Примерно аналогичная картина распределения различных по фазовому состоянию залежей наблюдается и при рассмотрении катагенеза ОВ соседствующих с зонами НГН впадин. Современные пластовые температуры и давления в целом не контролируют распространение залежей различного фазового состояния. Однако, если при сравнительно низких давлениях и температурах встречены как газоконденсатные, так и нефтяные залежи, то в районах с АВПД (более 75 Ша) и температурами менее 15С°С (восточный борт впадины) открыты только нефтяные залежи,что, по мнению Л.Г.Кирюхина и др., может быть обусловлено повышением в этих условиях растворяющей способности жидких УВ по отношению к газообразным. На данной стадии довольно слабой изученности исследуемого комплекса пород не отмечается связи фазового состояния залежей с фациально-генетическим типом ОВ, соотношением количества эмигрировавших жидких и газообразных УВ, с литологическим составом вмещающих отложений.

Проведенные автором геохимические исследования подсоле-вых отложений восточной части Северо-Западноевропейской НГП, включающие изучение свободных газов и СВ (с анализом изменения последнего в палеоплане и подсчетами количества УВ и азота в газах, генерированных ОВ различных фациально-генетичес-ких типов), показали, что сухие газы карбона являются типичными газами, генетически связанными с гумусовым ОВ тех же отложений. Относительно повышенные количества гомологов метана в газах карбона юго-восточной части Польши (залежь Мииковице), как и многочисленные нефтепроявления в этом районе, объясняются, появлением в породах верхнего карбона этой территории морских прослоев с ОВ, обогащенным сапропелевым материалом, генерирующим как жидкие, так и газообразные УВ. Различия в концентрациях азота в свободных газах карбона северных и юго-восточных районов Польши, имеющего, как и в саксоне, в основном глубинное происхождение, по нашему мнению, связано сс временем консолидации фундамента названных районов.Наиболее интенсивный подток глубинного азота в оса-

дочный чехол происходил, видимо, в начальные этапы платформенного развития территории, когда многочисленные разломы могли служить путями миграции этого газа. С этой точки зрения более благоприятные условия для проникновения глубинно^ го азота в отложения карбона существовали на эпикаледонской платформе,' где подток этого газа мог привести к заметному изменению состава газов, генерированных ОВ этой территории. На докембрийской платформе интенсивное поступление глубинного азота также происходило в начальные этапы платформеа -ного развития до накопления осадков карбона. В отложения же карбона (и в вышележащие нижнепермские породы) этой территории глубинный азот если и проникал, то в очень небольших масштабах и не мог вызвать существенных изменений в составе углеводородных газов, генетически связанных с гумусовым ОВ данного комплекса этого района.

Детальное рассмотрение информации по свободным газам саксона-известняка основания цехштейна свидетельствует о том, что в газах прослеживается постепенное сокращение количества метана и возрастание содержания азота от центральных районов в направлении окраин, параллельно с уменьшением ка-тагенетической превращенности ОВ, глубин залегания залежей, температур и давлений в них. Изменение свободных газов не является результатом влияния на газы перечисленных геологи», ческих факторов (отмечаемая связь состава газов с этими факторами является случайной), и объясняется удалением зале»» жей от основного очага генерации углеводородных газов в верхнем карбоне, являющегося, как подтвердили вслед за другими авторами и наши исследования, источником углеводородных газов для залежей саксона-известняка основания цехштейна.

Наиболее сухие углеводородные газы (С^Н^ в менее 0,9^) встречены в районах максимального содержания УВ ^ свободных газах на моноклинали Варта, откуда количество гомологов метана в газах возрастает в юго-западном направлении ( одновременно с увеличением роли УВ тяжелее этана), достигая Максимальных значений (до 2,8%) в Зеленогурском прогибе. Там установлена наибольшая удельная 'эмиграция генетически с забранных с гумусово-салропелевым ОВ относительно ,дбогещейных

гомологами мётана газообразных УВ в отложениях изместняка основания цёхштейна. ОВ именно этих отложений является, видимо, основным поставщиком гомологов метана в свободные газы отложений саксона-известняна основания цёхштейна.

Сопоставление свободных газов карбона и саксона-извест- . няка основания цехштейна выявило не только близость их составов, но и существование единой направленности изменений по площади, что может служить еще одним доказательством их генетического единства.

В подсолевых каменноугольных и пермских отложениях Польши открыты только газовые залежи, что связано с распространением в названных комплексах в основном гумусового и сапропелевог-гумусового ОВ, продуцирующего, как показали наш! подсчеты, преимущественно углеводородные газы.

Таким образом, в разделах 2,3,4 диссертантом проведено комплексное обобщение и анализ информации по нефтям, конденсатам, свободным газам и фазовому состоянию залежей подсолевых отложений рассматриваемых регионов. В результате исследований по Лено-Тунгусской НГП итоги работ предшествующих авторов по нефтям и свободным газам дополнены более детальным изучением характера и причин изменения тех же флю-■идов, а также впервые проведенным исследованием закономерностей изменения конденсатов и причин их обуславливающих. В. Прикаспийской НГП особое внимание такве уделено конденсатам, не изучавшимся ранее в этом плане, а также изменению содержания и состава углеводородной части свободных газов, характеризующихся широким диапазоном колебания как углеводородных, так и неуглеводородных компонентов. В восточной части Северо-Западноевропейской НГП наряду с более детальным, чем ранее, рассмотрением закономерностей и причин изменения состава свободных газов саксона-^звестняка основания цехштейна, диссертантом впервые проанализированы свободные газы карбона и высказаны соображения об основных причинах их измене-!ния.

В разделе, 5 приведена сравнительная геолого-геохимичес-'кая характеристика подсолевых отложений Лено-Тунгусской,Прикаспийской и восточной части Северо-Западноевропейской НГП.

Отмечено, что Лено-Тунгусская и Прикаспийская НГП расположены в пределах древних Сибирской и Восточно-Европейских платформ с архейско-протерозойским фундаментом, восточная часть Северо-Западноевропейской НГП - на территории эпипа-леозойской (эпикаледонской и эпиварисцийской) платформы с палеозойским фундаментом и древней Восточно-Европейской платформы.

Подсолевые отложения названных регионов отличаются друг от друга стратиграфическим диапазоном, литологическим, фа-циальным составом и количеством основных НТК. В Лено-Тунгус-ской НГП подсолевой разрез сложен отложениями рифея, венда, венда и (или) нижнего кембрия, в пределах которых выделяется три крупных НТК, выполненных терригенно-карбонатными и карбонатными породами (фации аккумулятивных прибрежных равнин и открытого морского бассейна). В Прикаспийской и восточной части Северо-Западноевропейской НГП изученная,часть подсолевых отложений представлена более молодыми породами верхнего палеозоя: в первом регионе от девона до нижней Перми включительно, во втором - от нижнего карбона до низов верхней Перми. В различных районах бортовой зоны Прикаспийской НГП обособляется три-шесть НГК, сложенных терригенными и карбонатными отложениями аллювиально-дельтовых, мелководно- и глубоководнонлорских фаций, в восточной части СевероЗападноевропейской НГП - три НГК, выполненных терригенно-карбонатными, терригенными и карбонатными породами морского и континентального генезиса.Общим для рассматриваемых регионов является перекрытие подсолевых отложений региональной,с хорошими изолирующими свойствами, соленосной покрышкой (соответственно нижнекембрийского, ниянепермского и верхнепермского возрастов).

Термобарический режим подсолевых отложений исследуемых регионов заметно различается. Наиболее мягкие современные термобарические условия наблюдаются в Лено-Тунгусской НГП, более жесткие - в восточной части Северо-Западноевропейской и особенно - в Прикаспийской НГП. Средний геотермический градиент в подсолевых отложениях составляет соответственно 1,6-3,5; 1,0-3,5 и 1,7-4,5°С/ 100 м, современные температуры

по поверхности подсолевых отложений равны 8-100, 20-170 и 20-200°С. Пластовые давления в подсолевых НГК первой из названных территорий изменяются от АВПД до нормальных гидростатических и АНПД, второй - близки к нормальным гидростатическим, третьей - колеблются от нормальных гидростатических до АВПД (коэффициент аномальности пластового давления изменяется в пределах 0,5-1,6; 1,0-1,1 и 1,0-2,0).

Существенны отличия рассматриваемых НГП и по фациально-генетическому типу, содержанию и составу 0В. В подсолевом разрезе Лено-Тунгусской НГП распространено сапропелевое 0В, среднее содержание которого (С0рГ) изменяется в рифейских породах от 0,05% в доломитах до А% в аргиллитах, в вендском и венд-нижнекембрийском комплексах в тех же литологических разностях - от 0,05 до 0,33 %, повышаясь в доманикоидных и субдоманикоидных горизонтах до 5-25$.В подсолевых НГК Прикаспийской впадины встречено гумусовое, сапропелевое, но чаще - смешанное ОВ, концентрации которого заметно выше,чем в вендских- и венд-нижнекембрийских, но ниже, чем в рифейских отложениях Лено-Тунгусской НГП: в терригенных разностях они обычно составляют С,2-2,, в карбонатных не превышают 0,355, увеличиваясь до 0,8%в глинистых карбонатах. Под-солевые отложения восточной части Северо-Западноевропейской НГП характеризуются присутствием в основном гумусового материала (сапропелево-гумусовое 03 в нижнем карбоне, гумусовое ОВ в верхнем карбоне и нижней перми), и лишь в известняке основания цехштейна встречено гумусово-сапропелевое ОВ. Количество ОВ в каменноугольных породах данного региона близко к тому, что установлено в терригенных отложениях Прикаспийской НГП и заметно превышает концентрации ОВ в вендском и венд-нижнекембрийском комплексах Лено-Тунгусской НГП. 3 аргиллитах, алевролитах и карбонатах оно колеблется от 0,1 до 2,5$, в песчаниках составляет менее 0,3%, в образцах с включениями и пропластками угля - до 5-7$.Содержание ОВ в крас-ноцветах верхнего карбона и-саксона обычно менее 0,1%, в известняке основания цехштейна - как правило, от сотых долей до 0,5, редко до 2%. В хлороформенном битуме подсолевых от-.локений Лено-Тунгусской НГП концентрации УВ обычно в 2 и бс-

лее раз превышают количество смол и асфальтенов (более 60%)^ в Прикаспийской НП1 составляют 22-65$, в восточной части Северо-Западноевропейской НГП в нижнем карбоне равны в среднем 25%, в верхнем карбоне и нижней перки колеблются от 15 до 40$, в известняке основания цехштейна - от 30 до 5056., Среди УВ, как правило, преобладают насыщенные (в Прикаспийской НГП более резко). Исключением являются каменноугольные отложения восточной части Западно-Европейской НГП, где часто доминируют нафтено-ароматические УВ. Степень катагенети-ческвй превращенности 0В в подсолевых отложениях рассматриваемых регионов изменяется в широких пределах: от протоката*. геньза и начального мезокатагенеза до апокатагенеза.

Во всех НГК Лено-1^нгусской и Прикаспийской НГП отмечается достаточно интенсивная эмиграция жидких и газообразных УВ (плотности эмиграции составляют сотни, в рифее - тысячи усл.ед.), при этом в первом регионе масштабы эмиграции жидких и газообразных УВ близки, во втором - газообразных УВ эмигрировало больше, чем жидких. В восточной части Северо-Западноевропейской НГП в отложениях верхнего карбона в больших количествах генерировались и эмигрировали газообраз-_ ные УВ (до 1000 и более усл.ед.), эмиграция жидких УВ была.

очень низка (менее 15 усл.ед.). Эмиграция УВ в отложениях саксона той же провинции практически отсутствовала, в известняке основания цехштейна происходила в незначительных масштабах.

Нефти, конденсаты и свободные газы, изученные по всему разрезу подсолевых отложений исследуемых НП1, достаточно разнообразны и имеют черты сходства и различия.

Нефти Лено-Тунгусской и Прикаспийской НГП в большинстве своем легкие и средние по плотности (0,80-0,90 г/см3) и лишь в отдельных залежах - тяжелые (до 0,97 г/см3), с широкимди-апозоном выхода бензинов (от первых единиц да 50$), как правило, малосернистые и сернистые, малопарафинистые и пара-финистые (серы обычно менее 2%, парафинов 0,2-3,3$), по групповому составу бензинов - метановые (метановых УВ до 89$), реже метано-нафтеновыв и нафтено-метано-ароматические. В от-бензиненной части нефтей преобладают парафино-нафтеновые УЗ,

составляющие в большинстве случаев более 50%, смол - от единиц до 30%,асфальтенов обычно менее 8%. Наряду со сходством нефтей можно отметить,что нефти Лено-Тунгусской НГП в общей массе характеризуются несколько меньшей плотностью (меньше тяжелых нефтей и др.), меньшими содержаниями нафтеновых и ароматических УВ в бензинах (менее 20 и 2.6%) и порфиринов в нефтях (менее 2 мг/ЮО г нефти) по сравнению с Прикаспийской впадиной (соответственно до 75 и 33% и не более 9 мг/1С0 г нефти).

у ]

Конденсаты Лено-Тунгусской и Прикаспийской НШ заметно различаются по свойствам и составу.В Прикаспийской НГП встречены от легких до тяжелых конденсатов (плотность 0,680,82 г/см3) с выходом бензинов от 34 до 99%. Наибольшим распространением пользуются утяжеленные-конденсаты (0,75-С',70 г/см3) с содержанием бензинов 50-92%, концентрациями смол менее 3%, асфальтогеновых кислот - менее 1%. В Лено-Тунгусской НГП диапазон изменения плотности конденсатов несколько уже (0,67-0,80 г/см3), чем в вышеназванном регионе, и, в отличие от последнего, преобладают не утяжеленные, а легкие и средние по плотности конденсаты (менее 0,75 г/см3) с выходом бензинов более 70%, содержанием смол до 2%.Конденсаты обеих провинций в большинстве своем бессернистые и малосернистые (серы менее 0,5%, редко до 1,4%), малопарафинис-тые (парафина обычно менее 1,5%), по групповому составу бензинов - в подавляющем большинстве метановые. Однако, концентрации метановых УВ в бензинах конденсатов, как и нефтей, Лено-Тунгусской НШ несколько выше, чем Прикаспийской НГП и составляют соответственно 55-91 и 33-87%. Отбензиненная часть конденсатов первого региона, сравнительно со вторым, так же характеризуется большим количеством парафино-нафте-новых и меньшим - нафтено-ароматических УВ (67-98 и 61-39, 1-15 и 7-35%). В 60% проанализированных конденсатов Прикаспийской НГП определены ванадиевые и никелевые порфирины ( 0,1-1,3 и менее 0,03 мг/ЮО г нефти).В изученных конденсатах Лено-Тунгусской НГП порфирины не обнаружены.

х)"Конденсаты восточной части Северо-Западноевропейско^ НГТ1 не исследовались в связи с их низким содержанием з газах (см.далее).

По данным ИК-спектрометрии большинство нефтей и все конденсаты исследуемых НГП характеризуются отсутствием,либо небольшими признаками окисления. В парафино-нафтеновой фракции отбензиненных нефтей и конденсатов Лено-Тунгусской и Прикаспийской НГП СН^-группы, среди которых доминируют длирноцепочечные.превалируют над СНз~группами. Однако в нефтях и конденсатах первого региона соотношения С^/СНд-групп и С^-групп в длинных (п.» 4) и коротких (Л.2) цепях, равные в нефтях 1,2 - 1,4 и 2,6-5,9, в конденсатах 1,2-1,5 и 3,4-4,9, не достигают таких высоких значений, как во втором регионе, где они составляют в нефтях 0,9-2,2 и 3-П , в конденсатах - 1,35-2,75 и 2-25. По нашим данным парафино-нафтеновые ув нефтей и конденсатов Прикаспийской НГП характеризуются большей цикличностью и большим количеством длинных парафиновых цепей, по сравнению с нефтяии и конденсатами Лено-Тунгусской НГП. В нафтено- ароматической фракции отбензиненных нефтей и конденсатов последнего региона отмечено невысокое, заметно меньшее, чем в первом, содержание углерода в ароматических ядрах (в нефтях 18-29 и 21-48$, в конденсатах - 30-35 и 27-57%), среди которых в обеих провинциях, как правило, бензольные превалируют над нафталиновыми, а последние - над фенантреновыми. Высокоциклические ароматические УВ (перилен, 3,4-бензпирен и др.) в нефтях и большинстве конденсатов исследуемых территорий отсутствуют. Они встречены в небольших количествах лишь в конденсатах обрамления Прикаспийской впадины - на Оренбургской и За текинской площадях.

Свободные газы подсолевых отложений рассматриваемых ЛГП различаются между собой по содержанию и составу углеводородных и неуглеводородных компонентов. В Лено-Тунгусской л Прикаспийской НГП свободные газы преимущественно углеводородные (УВ более 75/0 и лишь на Астраханском своде Прикаспийской НГП - углекисло-сероводородно-углеводородные (концентрации УВ снижаются до 50-60%).В восточной части Северо-Западноевропейской НГП свободные газы в большинстве своем азотно-углеводородные и углеводородно-азотные, реже - углеводородные и азотные (УВ 20-96%). Углеводородные газы

первых двух регионов сухие и жирные, последнего - сухие (количество гомологов метана, среди которых преобладает этан, соответственно изменяются от нескольких до 16$ и составляют менее 4$)'. Свободные газы Прикаспийской НГП отличаются от других повышенными концентрациями кислых компонентов (до более 50$), которые в свободных газах двух других территорий присутствуют в небольших количествах обычно менее 1$), либо практически^ встречаются (Н^ ) •

Содержание конденсата в газах подсолевых отложений исследуемых НГП изменяется в широких пределах. Наибольшим количеством жидких УВ в газах и максимальным диапазоном изменения этого показателя характеризуется Прикаспийская НП1 (от первых десятков до 1700 см /м3), наименьшим - восточная часть Северо-Западноевропейской НГП (не более Ю_см

В рассматриваемых комплексах Лено-Тунгусской и Прикас-. пифкой НГП встречены залежи разнообразного £а^одогр_сосго-яния_(преобладают газоконденсатные с нефтяными оторочками и без них, составляющие 70-80$ от общего числа залежей), в восточной части Северо-Западноевропейской НГП - только газовые залежи. Распределение различных по фазовому состоянию залежей по разрезу подсолевых отложений первых двух регионов не одинаково. В Прикаспийской НГП в одних НГК доминируют нефтяные залежи, в других - газоконденсатные и газоконденсатные с нефтяными оторочками. В Лено-Гунгусской НГП во всех НГК нефтяные залежи открыты в меньших количествах ,чем залежи других типов. В Лено-Т^нгусской и Прикаспийской НГП не отмечается закономерного изменения фазового состояния залежей в зависимости от услозий залегания и по направлению к региональной соленосной покрышке.

В разделе 6 проанализированы основные причины изменения свойств и состава нефтей, конденсатов, свободных газов и фазового состояния залежей.

Не&ти. В настоящее время специфика генерировавшего нефти 0В проявляется наиболее отчетливо в структурно-групповом составе нефтей: содержании различных групп УВ, соотношении СН2 / СНд-групп, СН^-групп е длинных и коротких цепях. Нефти Прикаспийской НГП, в подсолевых отложениях кото-

рой отмечено значительное количество гумусового материала, характеризуются большим содержанием ароматических УВ в бензинах, более длинными парафиновыми цепями в парафино-нафте-новой франции отбензиненной части и др., по сравнению с нефтями Лено-Тунгусской НГП, где гумусовое ЬВ полностью отсутствует. Влияние исходного СВ на нефти подтверждается и материалами по отдельным зонам НГН рассматриваемых регионов.

В относительно хорошо разбуренных зонах НГН, питаемых из одного очага генерации (Непско-Ботуобинская антеклиза и др.), фиксируется изменение нефтей в зависимости от глубин и термобарических условий в залежах, воздействия на нефть процессов окисления, дегазации, условий формирования и-переформирования залежей. Однако, по результатам наших исследований, влияние на нефть всех перечисленных факторов значительно менее существенно, чем проявление особенностей генерирующего нефти ОВ, некоторые из которых сохраняются на протяжении всей сложной истории существования нефтей. Различия конденсатов изучаемых регионов, по нашему мнению, связаны как с особенностями исходного СВ, так и с влиянием современных термобарических условий. Анализ материалов по каждой из рассмотренных провинций (разделы 2,3) и при сопоставлении последних между собой позволил установить, что с погружением отложений и повышением пластовых температур и давлений возрастает плотность конденсатов, уменьшается содержание в них бензинов, изменяется групповой углеводородный состав последних, что полностью совпадает и, по нашему мнению, объясняется выявленными экспериментально особенностями растворения жидких УВ в газообразных. Так в Прикаспийской НГП, характеризующейся более высокими пластовыми температурами и давлениями по сравнению с-Лено-Тунгусской НГП, встречены бс гее тяжелые конденсаты с меньшим выходом бензинов и более низкими концентрациями метановых УВ в них.

По имеющейся информации можно говорить о намечающейся тенденции небольшого увеличения плотности, содержания метановых УВ в бензинах и парафино-нафтеновых УЗ в отбензиненной части, сокращении выхода бензинов и др. в конденсатах, генетически связанных с сапропелевым СВ Лено-Тунгусской

НГП, по сравнение с конденсатами, образовавшимися из ОБ с примесью гумусового материала Прикаспийской НГП. Однако влияние ОВ на перечисленные показатели свойств и состава конденсатов заметно меньше, чем воздействие термобарических условий залегания, и проявляется в разбросе точек, не нарушая обшей тенденции изменения конденсатов в зависимости от пластовых температур и давлений.

Таким образом, в определении плотности, фракционного и частично группового углеводородного состава конденсатов основная роль принадлежит термобарическим условиям существования конденсатов, а не составу исходного ОВ. Однако,такие особенности структурно-группового состава конденсатов,как содержание ароматических УВ, цикличность и обогащенность парафиновыми УВ парафино-нафтеновой фракции и др. (аналогичные отмеченным в нефтях), связаны с влиянием исходного ОВ.

Со&е|Ж£ние_ксн£енсатод_ в. Газах зависит в первую очередь от фациально-генетического типа генерирующего флюиды-ОВ и современных термобарических условий залежей. При одинаковых термобарических условиях содержание конденсата в газах последовательно уменьшается от газов,"генетически связанных с сапропелевым СВ, к газам, генерированным смешанным и далее гумусовым ОВ. 3 исследуемых регионах наглядным примером может служить выход конденсата из газов подсолевых отложений при пластовых температурах 30-40°С и давлениях 20-25 МПэ. Он изменяется от 100 до 450 си®/ыэ в Лено-Тун-гусской НГП (сапропелевое ОВ), уменьшается до 50-200 см3/».3 в Прикаспийской НТО (в основном смешанное ОВ) и составляет в восточной части Северо-Западноевропейской НП1 (гумусовое ОВ) даже при больших температурах и давлениях (соответствен* но 40-50°С и 25-30 Ша), способствующих увеличению содержания количества конденсата в газах, лишь 0,5-7 см3/" 3- Описанная закономерность изменения выхода конденсата! находится в полном соответствии с существующими представлениями масштабах образования жидких и газообразных УВ и составе газов, генерируемых различным 0В. Сапропелевое 0В, сравнительно с гумусовым, продуцирует больше жидких УВ и более жирные

газы, способные растворять в себе больше количества жидких УВ, чем сухие газы гумусового ОВ, В Лено-Тунгусской и Прикаспийской НГП и при совместном их рассмотрении отмечено увеличение выхода конденсата с ужесточением термобарических условий в залежах. В восточной части Северо-Западноевропей*-ской НГП такой направленности не наблюдается, что объясняется, видимо, точностью определения выхода конденсата при столь низких количествах последнего (менее 10 см3/м3).

Помимо изложенного, в рассматриваемых регионах отмечена тенденция увеличения содержания, плотности конденсатов и изменения их состава с возрастанием жирности газов. Влияние на состав конденсатов и их выход литологического состава пород, катагенетической превраиенности 0В, соотношения количеств эмигрировавших газообразных и жидких УВ, особенностей образования газоконденсатов (первичные или вторичные) и их залежей, сорбционных и катагенетических процессов и др. (см.раздел I) на материалах исследуемых регионов подметить не удалось.

Информация по Лено-Тунгусской, Прикаспийской и восточной части Северо-Западноевропейской НГП свидетельствует о тем, что состав свободных газов определяется соотношением количеств поступающих в тот или иной район углеводородных и неуглеводородных газовых компонентов. Концентрации и состав углеводородных газов, преимущественное органическое происхождение которых признается большинством исследователей, определяется' масштабами их генерации 0В (зависящими от содержания, фациально-генетического типа, состава, катагенетической преврашенности 0В) и удаленностью районов накопления от основных очагов генерации. Подтверждено существующее представление о том, что наиболее жирные углеводородные газы генетически связаны с сапропелевым 0В (Лено-Тунгусская НГП), преобразованным до,стадий среднего ыезокатагенеза (Ш^-МКд), сухие газы - с гумусовым 0В, катагенетическая превращенность которого меняется в широком диапазоне МК|~

(восточная часть Северо-Западноевропейской НГП).Приток неуглеводородных газов,имеющих как органический,так и неорганический генезис, зависит от содержания, и состава 0В и

возможностей их образования и поступления из неорганических источников (мантия Земли, осадочные породы и др.). Влияние современных условий залегания на состав свободных газов изучаемых регионов не установлено.

Материалы по исследуемым территориям убедительно подтверждают высказанное ранее рядом исследователей мнение о том, что фазовое состояние залежей зависит в первую очередь от генерирующего флюиды ОВ. В Лено-Тунгусской и Прикаспийской НГП, подсолевые отложения которых содержат соответственно сапропелевое и в основном смешанное ОВ, продуцирующие в достаточных количествах как жидкие, так и газообразные УВ,открыты разнообразные по фазовому состоянию залежи, среди которых во многих НТК чаще преобладают газоконденсатные и нефтегазоконденсатные. В восточной части Северо-Западноев-ропейской НГП, в рассматриваемых отложениях которой присутствует в основном гумусовое ОВ, генерирующее преимущественно газообразные УВ, встречены только газовые залежи. Лишь на юго-востоке этого региона, где в карбоне отмечены пропластки с сапропелевым ОВ, в названных отложениях получены непромышленные притоки нефти. Анализ имеющейся информации по подсо-левым отложениям Лено-Тунгусской и Прикаспийской НГП, в регионах с сапропелевым и смешанным ОВ, свидетельствует о том, что на любой стадии катагенеза ОВ в изученном диапазоне (ЫК-рАК^ могут быть встречены разнообразные по фазовому состоянию залежи. Однако соотношение различных по фазовому состоянию залежей на разных стадиях катагенеза ОВ не одинаково. Данные по обей.- провинциям убедительно показывают, что наибольшее количество нефтяных залежей (более 80$ от общего их числа) и наибольшая частота их встречаемости отмечены в районах, где ОВ преобразовано до Ш^-Жд стадии катагенеза (на схеме вертикальной зональности - ГЗН), либо примыкающих к территориям впадиф аналогичной пресбразован-ностью СВ. Наибольшее количество газоконденсатных и газокон-денсатных с нефтяными оторочками залежей (более 66$) приурочено к тем же районам, но наиболее часто залежи данного фазового состояния встречаются на территориях с преобразован-ностью ОВ до МК^ или МК^ и выше стадий (зоны основного об-

разования газов) , либо питаемых из впадин с такой же, либо близкой к ней преобразованностыо ОВ. В рассматриваемых комплексах и регионах фазовое состояние залежей строго не коррелируйтся с современными термобарическими условиями, хотя влияние после^гах на фазовый тип залежей несомненно. В исследуемых НГПг15тчетливо проявляется в районах распространения АВЦД и нормальных температур (Прикаспийская НГП), где встречены только нефтяные залежи.Последнее объясняется повышенной растворяющей способностью жидких УВ по отношению к газообразным в этих условиях, вследствие чего при существующие соотношениях эмигрировавших жидких и газообразных УВ первые полностью растворились во вторых. Установлено,что распределение залежей различного фазового состояния зависит и от других условий образования залежей. Так при определенных пластовых температурах й давлениях возможно формирование газоконденсатных и нефтегазояонденсатных залежей из первоначально образовавшихся нефтяных в результате подтока газов более поздней генерации, либо выделившихся из вод, и оттеснения и растворения в газах жидких УЗ (Лено-Тунгусская и Прикаспийская НЛП. Реален и обратный процесс, когда чисто газоковденсатные залежи приобретают нефтяные оторочки в результате выпадения жидких УВ из газового раствора (Лено-^нгусская НП1) и т.д.

Резюмируя изложенное, следует отметить, что результаты наших исследований убедительно свидетельствуют о том, что свойству и состав нефтей, конденсатов, свободных газов и фазовое состояние залежей определяются в первую очередь генетическими факторами, к числу которых мы относим не только особенности исходного ОВ, но для конденсатов и фазового состояния залежей - и пластовые термобарические условия, для свободных газов - и условия образования неуглеводородных компонентов. Другие условия формирования, существования и перефирмирования залежей, накладываясь на генетическую основу, также влияют на состав флюидов и фазовый тип залежей, но играют при этом вторичную, иногда очень мало заметную роль, в большинстве случаев не затушевывая первоначальных различий флюидов и их залежей. Интересно, что

не отмечается закономерного изменения состава нефтей, кЬн-| денсатов И' фазового состояния зеленей по мере, приближения к соленосной покрышке, что свидетельствует об отсутствии рвша-1 ,шего влияния хороших изолирующих свойств солей на вышеняз!. ванные показатели.

В дазделе 7 приведены теоретические основы, методология и метод комплексного прогнозирования свойств и состава Цфг тей, конденсатов,свободных газов и фазового состояния з)це<« аей.

Существенный отличием предлагаемой диссертантом методр-логии и метода прогнозирования состава рассматривавши ффэ-идов от разработанных ранее является коцплексный подход< к прогнозированию. Он предполагает не только изучение и использование в целях прогноза комплекса геологических и Геохимических факторов, но прекде всего совместное и взаимосвязанное исследование и, как результат, прогнозирование состава нефтей, конденсатов и свободных газов, являющихся состав--лявщими единой нефтегазоконденсатной системы флюидов, объединенных генетически и условиями существования, характеризующихся взаишлдхи переходами и оказывавших влияние друг на друга. Такой подход к решению данной проблемы наиболее перспективен. Он обеспечивает максимально возмосную на данном уровне развития геохишсзской науки достоверность, получаемых результатов.

Как показано в предыдущих разделах, нефтеды от момента образования до настоящего времени прошли сложную историю, своего существования, на протжении которой подвергались воздействию геологических и геохимических факторов. Проведенные нами исследования свидетельствуют о том, что роль различных факторов в формировании современного облика флюидов и фазового состояния залежей не одинакова; Среди множества факторов заметно выделяются генетические, которые оказыврзт наибольшее влияние и определяют основные специфические черты" флюидов и их залежей, в значительной степени не затушевываемые воздействием условий последующего существования фоо-идов. К ним относятся прежде всего фациально-генетяческвй-тип, состав и катагенетическая преврашенность OB, Пластовы®.

температуры и давления существования залежей, тектонические, литологические и другие условия, влияющие на возможность генерации и привноса -в залета газов неорганического происхождения. Все названные факторы и следует рассматривать в качестве основных и универсальных, критериев прогноза, которые в первую очередь следует использовать при прогнозировании состава описываемых флюидов и фазового состояния залежей не только в исследуемых, но и во всех других регионах. Данные или предположения об условиях седиментации, типе, составе, содержании и степени раннего и позднего преобразования ОВ даже на слабо • изученных территориях, где еще не открыты залежи нефти и газа, позволяют высказать первые соображения о плотности, сернистости, смолистости, групповом состава, содержании и соотношении нафтенов и аренов с разным числом циклов и т.д. в нефтях и конденсатах, о количестве гомологов метана в газах и вероятном преобладании залежей того или иного фазового состояния.

Помимо перечисленных, на флюиды воздействуют, но в значительно меньшей степени, чем генетические , и другие.факторы, которые, накладываясь на "первичные" особенности флюидов и их залежей, такке могут повлиять на их состав и фазо-Еое состояние. Отмечалось изменений нефтей, конденсатов, свободных газов, содержания конденсата в газах и фазового состояния залежей в зависимости от интенсивности воздействия процессов катагенеза и кригяогипергенеза, дальности и условий миграции, условий формирования залежей, фазовых переходов и т.д. Все ©ти факторы, а также и многие другие, перечисленные в разделе I, необходимо использовать как дополнительные критерии прогноза названных показателей. Следует отметить, что геолого-геохимические факторы, относимые к дополнительным критериям прогноза, также играют не одинаковую и изменяющуюся в различных регионах, НП{, зонах НГН роль. При прогнозировании из дополнительных критериев в первую очередь следует выделить и использовать те, которые в данных конкретных условиях оказывают наибольшее влияние на состав рассматриваемых флюидов, выход конденсата и фазовое состояние залежей. Подробное описание основных и дополни-

тельных критериев прогноза, с перечислением прогнозируй^ параметров, дано в прилагаемой к диссертации таблице ^Учитывая, что нефти, конденсаты и свободные газы являются ¡сб-4 ставляюпшми единой нефтегазоконденсатной система, и часто наблюдаемая взаимосвязь их составов ^подтвердилось и материалами исследованных НЛП не является случайной, еэ таете необходимо применять при оценке предполагаемого состава описываемых флюидов, и на конечном этапе прогнозирования осуществлять взаимную корректировку результатов прогноза каждого из названных флюидов. Изложенные принципы прогнозирования частично использованы при составлении Методических рекомендаций, по прогнозированию фазового состояния и состава углеводородных скоплений по геохимическим данным (Москва, 1988), в разработке которых диссертант, наряду с другими, авторами, принимал непосредственное участие.

Практически работы по прогнозированию состава нефтей, конденсатов, свободных га?ов и;фазового состояния залесей долкны начинаться с ввделения в исследуемом разрезе по иг.-евдейся геологической и геохимической информации отдельных НТК. В пределах каждого из выделенных НТО на основании анализа данных по геологическому строениюг истории развитии/ палео- и современным териобарическим и другим условиям и материалов по содержанию, катагенетической превращенное™. ОВ и плотностям эмиграции УВ намечаются основные очаги гене^а*-ции (характеризующиеся определенным типом и составом 0В1, продуцирующего свой генотип углеводородных фвэидов, образующих залепи определенного фазового состояния) н зоны наЦсщ^-ления флюидов, а таксе районы с близкими условиями обраёова-» ния неуглеводородных компонентов флюидов. В пределах изученных территорий того же НТК детально изучается состав флюидов и фазовое состояние залежей, закономерности их изменег ния по площади и разрезу, связи этих показателей с разноеб+-разныыи геолого-геохимичесгаши факторами, характеризует® условия генерации и дальнейшего существования флюидов, ¿ас»-сматривается связь состава нефтей, конденсатов и свободах газов с фазовым состоянием эалевей я взаимосвязь состав^ названных флюидов между собой. По результатам этих исслб-

Таблице I

Критерии прогнозирования свойств и Состава нефтей, конденсатов,свободных газов и фазового состояния залежей

Объекты прогнозирования Основные критерии Прогнозируемые параметры Дополнительные критерии , Прогнозируемые параметры

) I 2 5 4 5

Г.Свойства 1.?ациаль- I.Плотность и состав но-генети- 2.Содержание бенои-флюидов, ческий тип нов. 1.1.Нефти'и состав З.групповой состав.

ОВ. 4.Структурные осо-

бенности отдельных групп УВ. о.Содертание порфи-ринов.

1.2.Кон- 1.Пласто-I.Плотность, денсаты. вые термо- 2.Выход бензинов.

барические 3.Групповой углево-условия. дородный состав, й.вациаль- 4.Содержание смол, но-генети- асфальтенов. ческий тип 5.Структурные осой "состав ;ОВГ"_бённости1. отдель-или исходг ных групп УВ. нцх рефте^^-б,Содержание.,пор-

Г.Палео- и современные термобарические условия»

2.Палео- и современные крип-тогипергенные условия.

3.Процессы миграции.

4.Условия формирования залежей.

5.Условия образования вторичных газоконденсатов.

6.Условия выпадения конденсатов в нефтяную оторочку и наоборот.

7.Взаимосвязь состава нефтей с составом конденсатов и свободных газов.

1.Состав растворявших газов.

2.Соотношение эмигрировавших газообразных и жидких углеводородов.

3.Условия образования конденсатов (первичные,вторичные конденсаты)

4.Тектонические и другие уело, вия, вызывающие взаимные фазовые .переходы (растворение

1.Плотность.

2.Содержание бензинов.

3.Групповой углеводородный состав

4.Содержание скол, асфальтенов.

5.Содержание пор-фиринов.

Х.Нлотность.

2.Выход бензинов.

3.Групповой углеводородный со-

.став.

4.Содержание кислых компонентов.

1 I

продолжение таблицы I

фиринов.

1.3. Сво- Г.Фациально- I.Содержание угле-генетический водородных (метана

жидких УВ в газообразных либо их выпадение из газового раствора).

б.Катагенетические изменения.

6.Дальность миграции (влияние сорбционных процессов) и др.

7.Взаимосвязь состава конденсатов с составом нефтей.

бодные газы.

тип и катаге- и его гомологов) и нетическая неуглеводородных преврашенно- (азота,сероводоро-сть ОВ. да,углекислого га-2.Геологичес-за и др.) компонен-кие факторы, тов в газах, влияющие на 2.Жирность газов, масштабы поступления газов неорганического происхождения (возраст фундамента ,палво-и современная тектоническая активность,ли-тологический состав пород, проникновение инфильтрацион-ных вод и др.).

1.Условия я дальность мигра- I.Концентрации ции (влияние сорбционных основных углево-процессов,скорости фильтра- дородных и неуг-ции и др.). леводородных ком-

2.Условия формирования за- понентов газа.

лежей (по принципу дифферен- 2.Жирность газов, циального улавливания,гравитационного разделения).

3.Палео- и современные крип-тогипергенные условия (проникновение инфильтрационных вод и др.)*

4.Палео- и современные термобарические условия.

5.Взаимосвязь состава свободных газов с составом нефтей и конденсатов).

со со

ч

продолжение таблицы I

2.Содержа- 1.Фациально- I.Выход кон-ние кон- генетический денса,та. денсата в тип ОВ.

I.Выход конденсата.

газах.

2. Термобарические условия.

1.Состав растворяющих газов.

2.Уеловия образования конденсатов (первичные, вторичные).

3.Тектонические и другие условия,

вызывающие взаимные фазовые переходы (растворение жидких УВ в газообразных либо их выпадение из газового раствора. 4.Взаимосвязь содержания конденсата в газоконденсатной смеси с составом нефтей,конденсатов,свободных газов.

3.Фазовое 1.Фациально- I.Соотношение Условия формирования (принцип I.Соотношение состояние генетический жидких,газо-. дифференциального улавливания, жидких, газозалежей. тип ОВ и его образных и гравитационное разделение,этап- образных и

катагенети- газораство- ность поступления газообразных и .газораство-ческая пре- ренных УВ в и жидких УВ и др.), сушествова- ренных УВ в вращенность. залежах, ния, переформирования и разруше- залежах.

ния залежей.

I

£

дований в изучаемом НТК уточняются территории распространения различных генотипов флюидов, определяются масштабы влияния различных геолого-геохимических факторов на состав каждого генотипа нефтей,' конденсатов, свободных газов и фазовое состояние залежей, высказываются предположения о главных и второстепенных причинах их изменения, которые и следует применять чв первую очередь главные) в качестве критериев прогноза состава рассматриваемых флюидов и фазового типа залежей в пределах районов распространения флюидов, генетически связанных с одним и тем же очагом генерации.

По информации о геологическом строении, истории развития, пластовых температурах и давлениях, гидрогеологических особенностях и др. в пределах изучаемого НТК ввделяются районы с различными пелео- и современными термобарическими условиями и зоны возможного катагенетического изменения флюидов, территории проявления восходящих движений либо резко-, го погружения отложений, распространения зон разрывных нарушений, отмечаются гидрогеологические окна, зоны НГО, приближенные и удаленные от основных очагов генерации, и т.д. По этим материалам и намеченным критериям, с учетом "первичных" свойств и состава рассматриваемых флюидов и их залежей, обусловленных составом исходного ОВ, прогнозируется состав нефтей, конденсатов, свободных газов, содержание конденсата в газах и фазовое состояние залежей в слабо изученных районах исследуемого НТК, являющиеся результатом комплексного воздействия на флюиды как генетических факторов, так и факторов последующего их изменения. Полученные данные корректируются в соответствии с выявленными фактически в данном НТК связями составов флюидов с фазовым состоянием залейей и между собой.

В слабо изученных регионах и комплексах, где полностью отсутствует информация о залежах и составе флюидов, работы по прогнозированию свойств и состава нефтей, конденсатов, свободных газов и фазового состояния залежей проводятся по описанной вше схеме. Но в этом случае изменяются некоторые детали практического проведения работ, связанные с отсут. ствием многих вышеназванных используемых при прогнозирований

геолого-геохимических материалов. При прогнозировании состава флюидов и фазового типа залежей в отдельных ловушках зон НГН первостепенное внимание следует уделять влиянию на флюиды процессов миграции, условий формирования и существования конкретных залежей, поскольку в данном случае отсутствуют существенные различия в составе и катагенетической преврашенности ОВ, питающего изучаемую зону НГН,

Изложенное суммировано в прилагаемой к диссертации краткой схеме геолого-геохимических исследований при прогнозировании состава нефтей, конденсатов, свободных газов и фазового состояния залежей (рис. I )

Проведенные исследования продемонстрировали сложность проблемы прогнозирования состава нафтидов и фазового типа их залежей. В дополнение к вышеописанному, диссертантом предложен принципиально новый вариант методики прогнозирования распространения различных по фазовому состоянию залежей в пределах слабо разбуренных и неразбуренных территорий. Методика основана на зависимости фазового состояния залежей от соотношения жидких УВ, находящихся в пласте в х.идком (нефть) и газорастворенном (конденсат) состояниях, определяемого по данным о количестве генерированных жидких и газообразных УВ (полученном геохимическими методами) и выходе конденсата в конкретных•термобарических условиях.Для ускорения и облегчения необходимых расчетов построена номограмма, позволяющая по отношению количеств генерированных газообразных и жидких УВ и величине выхода конденсата сразу же определять предполагаемое фазовое состояние залежей. Методика апробирована в ряде районов Прикаспийской НГП.

В разделе 8 приведены конкретные геохимические критерии, используемые при прогнозировании, и результаты прогноза свойств состава нефтей, конденсатов, свободных газов и фазового состояния залежей в подсолевых отложениях исследуемых НГП.

Лено=Т^нгусскад НГО.В качестве основных критериев прогнозирования состава флюидов в вендских и венд-нижнекембрийских отложениях применялись особенности состава и катагенетической пресбразованности иВ отдельных очагов генерации,а

i w, к í'c годная

ИН1* О рМ» ЦИК

i

N

"лито/.стический и фици-

альньй состав пород, тектоническое строение, исгорил развития,гидро. геологические особенно« стй и другая геологическая информация

$ацкьльно-генетичес-кий тип, садер*/1ние, состав, диагенети-ческая и катагснети-ческая ngeвременность

свойства,компонентный, структурно-групповой» индивидуальный и изотопный состав неф-тей.конденсатов и с80 бедных газев

содержание конденсатов в гаэех

фазовое со- условия за-

стояние легания

залежей нефтей,кон-

денсатов и

свободных

гачов

вы я ьл ение закономерностей изменения фациально»гене» тического типе, содерна-кия, состава,степени пре-врашенмоег* ОБ

выявление региональных закономерностей изменения состава флюидов, выхода конденсата и фавовиго состояния залежей

изучение связи состава флюидов,выхода конденсата и фазового состояния за» лежей с условиями аалега-ния, составом и катагене-тической првврашенностью 05, с удаленностью от очага генерации,условиями формирования залекей и другими геолого-геохимическими условиями

«ие причин изменения свойств и {состава флюидов, выхода конденсата и фазового состояния залекей

изучение взаимосвязи состава ф. лендов с íasoBUM состоянием залежей

-НДД6ЛБНИ5 "ОАНввНых к" дополнительных критериев прогноза свойств и состава ¿лендов, выхода конденсата и фазового состояния аалекей

(рротоз в зонах НПГ{

расчет количества жидких УВ, находящихся^ пласте в кидкоы'(нефть) и газо-растворенном (конденсат)

состояниях»

£выхода конденсата |

Са5 -О

Рис. 34

Схема проведения reoлого-геохимических исследований при прогнозировании состава нефтей, конденсатов, свободных газов и фазового состояния валехей

для прогнозирования состава и содержания конденсатов - и пластовые терыобарические условия. Результаты анализа материалов показали, что в данной ЯШ при температурах менее 2С°Ц можно предполагать существование газоконденсатных систем, характеризующихся выходом конденсата менее 50см3/м3, плотностью конденсатов в основном менее 0,70 г/см3, содержанием бензинов более 80$. Прогнозируется, что при температурах 20-50°С выход конденсата возрастет до 50-500 см3/м3, плотность в большинстве случаев увеличивается до 0,700,75 г/см3, количество бензинов составит 70-90$.Проведенные исследования свидетельствуют о том, что в рассматриваемых отложениях отсутствовали условия для поступления, накопления и сохранения в больших количествах газов неорганического происхождения, поэтому состав свободных газов зависит в основном от особенностей и преобразованности ОВ отдельных очагов генерации. Эта информация и была использована при прогнозировании.

Помимо перечисленных факторов, определяющих основные особенности состава нафтидов, при прогнозировании использованы данные и предположения о существовании и расположён^ различных геохимических зон (катагенеза и криптогиперген'е-за), территорий распространения низких температур, обусл'о-вивших образование газогидратов, информация о геологическом строении и истории геологического развития отдельных районов, а также итоги сопоставления свойств и состава флюидой между собой. Так при концентрациях гомологов метана в свободных газах 6-9$ можно прогнозировать распространение в основном легких конденсатов плотностью менее 0,70 г/qm3;с содержанием бензинов более 80$. С увеличением жирности irá-t зов (гомологов метана 10-12,5$) плотность конденсатов ¿оз-растет до более 0,70 г/см3, выход бензинов будет составлять менее 80$, содержание конденсата превысит 200 см3/м3,

Прогноз фазового состояния залежей -проводился Ha¡ocf новании информации о типе, катагенетической превращение!сря и генерационном потенциале ОВ, пластовых температурах ц . давлениях и других условиях существования флюидов и их;за4 ; лежей. Основываясь на распространении в изучаемых. отлоАеЫ-

ях сапропелевого ОВ, преобразованного в основных районах генерации до MKg-MKg стадий катагенеза, продуцирующего как жидкие, так и газообразные УВ, на всей исследуемой территории прогнозируются разнообразные по фазовому состоянию залежи. При вццелении районов преимущественного распространения нефтяных или газоконденсатных залежей учитывалась возможность подтока газов поздней генерации, способных оттеснить в относительно припаднятые районы легкие нефти (юг Кепско-Ботуобинской антеклизы, Байкитская антеклиза и др.), но не оказывающих такого влияния на тяжелые нефти (север Непско-Ботуобинской антеклизы), современные термобарические условия, способствующие большему или меньшему растворению жидких УВ в газообразных, масштабы инверсионных движений \север и юг Непско-Ботуобинской антеклизы) и др.

Прикаспийскад НГП. Основными критериями прогноза плотности, фракционного, группового состава и выхода конденса-

XX )

та служили современные термобарические условия.Проведенные исследования позволили придти"к выводу, что при пластовых давлениях в среднем менее 23 Ша и температурах менее 50°С можно прогнозировать в основном легкие конденсаты (плотность менее 0,75 г/см3), содержащие более 75% бензинов. В более жестких термобарических условиях, при давлениях 2355 и выше 55 Ша, температурах 50-75 и вше 75°С, ожидаются конденсаты плотностью соответственно 0,75-0,80 и более 0,80 г/см3 с концентрациями бензинов 50-75 и более 75%. При тех же термобарических условиях прогнозируется выход конденсата менее 100, 100-500 и более 500 смэ/м3. Как дополнительный критерий прогноза применялось содержание гомологов метана в свободных газах. Анализ'фактического материала показал, что при содержании гомологов метана в свободных газах подсолевых отложений более 6% выход конденсата будет превышать 200 см3/м3. С увеличением концентраций гомологов метана-до более 13% выход конденсата составит более 500 см3/м3.

гр-----------— — — —

По А.Э.Конторовичу, 1976 ■^Прогнозирование состава нафтей не проводилось, т.к. оно было осуществлено несколько раньше Т.А.Богневой и Ii.C.IIÎy-ловой (1934)

Решающая роль в определении состава свободных газов данного региона принадлежит условиям, влиявшим на масштабы образования и сохранения в залежах газообразных УВ (состав ОБ и его преобразованность и др.) и кислых компонентов (диалогический состав пород, пластовые температуры и др.),которые и следует применять как основные критерии прогнозирования состава свободных газов. Практически прогноз содержания УВ в свободных газах осуществлялся^^ фактических и прогнозируемых количеств (М.В.Дахнова и др.,1985) и на -блюдаемой взаимосвязи концентраций УВ и 5 в свободных газах. Установлено, что если количество г^,? в свободных газах не превышает 1$, содержание УВ обычно колеблется в пределах 93-100$. При возрастании концентраций Н^ $ до 1-5 и более 5$ наблюдается постепенное уменьшение количества УВ в газах от 95 до 80$ и менее. Для обоснования ожидаемых концентраций гомологов метана в свободных газах использовалась выявленная случайная связь углеводородного состава газов с пластовыми температурами (при температурах менее 70° з подавляющем большинстве свободных газов количество гомологов метана не превышает 8$, в более жестких геотермических условиях оно обычно составляет более 0$). Это связано с тем,что количественная оценка масштабов воздействия на газы сорбци-онных процессов и катагенетической превращенности 03, являющихся истинной причиной изменения состава углеводородной части свободных газов, затруднена.

Распространение в исследуемых отложениях Прикаспийской НИ! разнообразного по фациально-генетическому .типу ОВ обусловило существование здесь различных по фазовому состоянию залежей. Критериями прогноза районов преимущественного распространения нефтяных, газоконденсатных и нефтегазоконденсат— ных залежей служили палео- и современные термобарические условия и условия генезиса газоконденсатов (конденсаты первичные или вторичные). Учитывались полученные результаты о преимущественной приуроченности нефтяных залежей к районам, с СВ, находящимся в главной зоне нефтеобразования (МК^-МКд стадии катагенеза), либо примыкающим к таковым, а также к тер-риторичм с АЗЦД (более 75 Ша) и относительно нормальными

температурами (60-К0°С), масштабы инверсионных движений в различных районах, способствующих образованию вторичный газоконденсатов, либо, наоборот - выпадению жидких УВ из гаЦ зового раствора и др. Использовался также предложенный дис*» сертантом новый вариант методики прогноза,фазового состоя-» ния залежей по соотношению масс жвдких УВ, находящихся в пласте в газообразном и жидком состояниях.

§ост£чнад част£ Седе£0^§пг^0£В£0де£с£0£ НГП. В качестве геохимических критериев прогноза состава свободных газов отложений карбона и саксона-^звестияка основания цех-штейиа использовались фациально-генетический тип ОВ, мйсйта*-бы генерации и сохранения газообразных УВ, удаленность зой газоиакопления от основных районов генерации метана (приуроченных к отложениям верхнего карбона наиболее погруженных районов эпнкаледонской платформы) и его гомологов (территс)-рии распространения прослоев с сапропелевым 0В{з верхней боне, районы наибольшей удельной эмиграции УВ в отложения* известняка основания цехштейна и увеличенных мощностей ие!~ дистых сланцев), условия поступления и сохранения в недрах азота неорганического происхождения .(возраст фундамента,наличие разрывных нарушений и др.) .При прогнозировании принималась по внимание и выявленная случайная связь между конг^еи-трациями УВ в свободных газах к условиями залегания последних, а также результаты сопоставления свободных газов обоих комплексов мевду собой.

Учитывая наличие в нижнем и верхнем карбоне Польши преимущественно гумусового 08, по результатам наших подсчетов продуцирующего в основном газообразные УВ, по всей территории распространения -названных отложений, а также нижнепёр**^ ских, залежи которых генетически связаны с верхнекаменноугольным 0В (см.выше), прогнозируется, открытие исключительно газовых залежей. Мелкие залежи нефти, но скорее нефтепрю-явления, либо небольшие притоки нефти, можно ожидать лшь в каменноугольных отложениях юго-восточной части Польши, где встречены прослои пород с сапропелевым ОВ.

Применение разработанной, методологии и метода комплекс^ ного прогнозирования состава нафтидов и фазового состояние

залежей позволило впервые составить комплекты схематических карт прогноза состава нефтей, конденсатов, свободных газйв и фазового состояния залежей для исследуемых НГП. Комплекты включают: впервые построенные карты прогноза свойств и состава конденсатов вендских и венд-нижнекембрийских отложений Лено-Тунгусской и среднвкаменноугольно-нижнепермских отложений Прикаспийской НГП, содержания и состава УВ в свободных га?ах подсолевкх отложений Прикаспийской НГП, фазового состояния залежей и плотности конденсатов основных НГК подсо-левых отложений (от девона до нижней перш включительно) Прикаспийской НГП, состава свободных газов отложений карбона и саксона-язвестняка основания цехштейна восточной части Северо-Западноевропейеной НГП. Кроме того, уточнены, расширены и детализированы (прогнозом охвачены большие территории, часта'он дан по большему количеству показателей) ранее предлагавшиеся карты прогноза состава нефтей, свободных газов и фазового состояния залежей вендских и венд-лижнекем-брийских отложений Лено-Т^гнгусской НГП, фазового состояния залежей подсолевых отложений Прикаспийской НГП.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные, результаты исследований сводятся к следующему.

1.Разработаны теоретические основы,-методология и метод высокоэффективного комплексного прогнозирования свойств и состава нефтей, конденсатов, свободных газов - составляющих нефтегазоконденсатной системы. Для увеличения надежности и достоверности получаемых результатов -рекомендуется проводить комплексное врогнозирование фазового состояния залежей !и составов всех содержащихся е них флюидов, являюяихся ком-*-¡понентами единой нефтегазоконденсатной системы, с использованием комплекса геолого-геохиукческих критериев. Детально описаны геолого-геохимические исследования и последовательность их проведения на каждом этапе работ по прогнозированию в зависимости от изученности территорий.

2.Разработан комплекс геолого-геохимических критериев ¡прогнозирования свойств и состава нефтей, конденсатов, сво-¡бодных газов и фазового состояния залежей. Выделено две' ■группы критериев; основные универсальные, позволяющие про-

гнозировать главные генетические особенности флюидов и их залежей и применимые во всех регионах, и дополнительные, уточняющие состав флюидов и фазовое состояние залежей, предполагаемые по основным критериям, возможности применения каждого из которых уточняются в конкретных условиях изучаемых регионов, НТК, зон или районов НГП.

3.Разработан принципиально новый вариант методики прогнозирования фазового состояния залежей по соотношению жидких УВ: находящихся в пластовых условиях в гаэорастворен-* ном (конденсат) и жидком (нефть) состояниях, определяемому по данным о количестве генерированных жидких и газообраэ-. ных УВ (полученным геохимическими методами) и выходе конденсата в конкретных термобарических условиях.

4.Применение разработанной методологии и метода котле*-ксного прогнозирования состава иафтидов и фазового состояния-УВ в залежах позволило впервые составить комплекты схематических карт прогноза состава нефтей, конденсатов, свободных газов и фазового состояния залежей подсолевых отложений Ле*. но-Тунгусской, Прикаспийской и восточной части Северо-За-падноевропейской НГП.

5.На конкретных материалах исследованных НГП убедительно показано, что свойства и состав нефтей, конденсатов, свободных газов и фазовое состояние залежей зависят от целого ряда разнообразных геологических и геохимических факторов. Поэтому только применение всего комплекса геолого-геохимк-ческих критериев может обеспечить наиболее достоверные результаты работ по прогнозированию состава нафтидов и их залежей.

6.Обобщение информации по НГП, существенно различающш-ся по геологическому строению и истории развития, показало, что разнообразные геолого-геохимические условия не одинаков во влияют на состав нафтидсв и фазовый тип их залежей. СрЬ*. ди множества факторов ввделяются основные, от которых зависят наиболее существенные особенности рассматриваемых флюидов и залежей, и второстепенные, также влияощие на флюиды, ко в меньшей степени, чем основные факторы, и не затушевывающие, как правило, наиболее существенных особенностей'флю-

вдов. Отмечено, что влияние на флюиды основных факторов проявляется повсеместно, масштабы влияния второстепенных факторов зависят от конкретных условий рассматриваемого региона, НТК, зоны, НГН. Основные факторы предложено диссертантом рассматривать в качестве основных универсальных критериев прогнозирования свойств и состава нафтидов и фазового состояния залежей, применимых во всех НТК и регионах, второстепенные - как дополнительные критерии, набор которых уточняется в каждом регионе.

7.Проведенные исследования показали, что к числу основных факторов относятся генетические. Для нефтей - это состав исходного ОВ, для конденсатов, их содержания в газах

и фазового состояния залежей - ОВ и термобарические условия залегания, для свободных газов - исходное ОВ, и разнообразные условия образования газов неорганического происхождения. С анализа основных факторов и базирующихся на них предположений о первоначальном составе углеводородных флюидов и фазовом состоянии залежей и должны начинаться работы по протезированию этих показателей на любой территории.

8.Подтверждена взаимосвязь составов отдельных составляющих (нефтей, конденсатов, свободных газов) единой нефтега-зоконденсатной системы между собой и связь некоторых показателей состава флюидов с фазовым состоянием залежей, имеющие свою специфику в каждом регионе. Сделан вывод р необходимости использования этих материалов при протезировании состава углеводородных флюидов и фазового состояния залежей.

В 1гред£Тавленной^або.те зазраают£я_следующ£е—основные положение:

1.Теоретическое обоснование и методология прогнозирования свойств и состава нафтидов в пределах единой нефтегазо-конденсатной системы с учетом ее развития, начиная с момента генерации УВ и формирования их скоплений, в различных геологических обстановках.

2.Новый метод высокоэффективного комплексного прогнози-ревания свойств и состава нефтей, конденсатов, свободных газов и фазового состояния УВ в залежах, включающий оценку ^взаимосвязи нафтидов в процессе их нахождения в единой неф-

тегазоконденсатной системе и влияния на нафтиды разнообразных геолого-геохимических факторов. Метод предусматривает применение большого набора критериев разного уровня, имеющи± как региональное , так и местное значение.

3.Новый вариант методики прогнозирования фазового со стояния залежей по соотношению жидких УВ, находящихся в пластовых условиях в газорастворенном (конденсат) и жидком (нефть) состояниях, определяемому по данным о количестве генерированных жидких и газообразных УВ (полученном геохимическими методами) и выходе конденсата в конкретных термобарических условиях.

4.Прогноз состава нефтей, конденсатов, свободных газов и фазового состояния залежей в основных НТК подсолевых отложений Лено-Тунгусской, Прикаспийской и восточной части Северо-Западноевропейской НГП, результаты которого должны использоваться для планирования геолого-лоисковых работ на нефть и газ и их разворачивания на тех территориях, где ожидаются такие по составу флюиды, которые на данном этапе необходимы народному хозяйству.

Список_основных £абот подтеме диссертации

1.Сравнительная геохимическая характеристика попутных нефтяных газов Западной Сибири и Волго-Уральской области. -Изв.ВУЗов. Нефть и газ. 1966, № 12, с.7-10.

2.К вопросу о времени эмиграции углеводородов из органического вещества. - Изв.ВУЗов.Нефть и газ, 1967, № 10,

с.16.

3 .Закономерности изменения качественной характеристики -нефтей и попутных газов в пределах Волго-Уральской области.-В кн.:Геолого-акономические исследования поисково-разведоч* ных работ на нефть и газ в СССР. Труды ВШГНИ.вып.ХУШ. К., Недра, 1967 ,с.47-70 (соавт.В.Ф.Раабен, Ы.ВДахнова).

4.К вопросу о водороде в газах, растворенных в водах За» падно-Сибирской низменности.-ДАН СССР,1968,т.179,М,с.961» 962.

5.0 фазовом равновесии свободных и воднорастворенных газов северо-западной части Западносибирской низменности. -Труды ВНИГНИ, вып.108. М., 1971, с.7&-79.

6.Распределение ароматических полициклических углеводородов в органическом веществе майкопских отложений Предкавказья. - В кн.:Геохимические критерии цикличности процессов нефтегазообразования. Труды БНИГНИ, вып.139. М.,1973, с.44-60 (соавт.:А.А.Ильина).

7.Распределиле полициклических ароматических углеводородов в органическом веществе мезозойских отложений Восточного Предкавказья. - Геология нефти и газа, 1976,№12,с.46-49.

8.Сопоставление ароматических углеводородов нефтей и органического вещества мезозойско-кайнозойских отложений Предкавказья. - Геология нефти и газа. 1977,№7,с.46-49 (соавт.: Т.А.Ботнева).

9.Новые возможности использования экспрессных спектральных и люминесцентно-оптических методов в нефтяной геохимии.- Сборник докладов УШ Международной научной конференции о геохимических и физико-химических проблемах разведки и добычи нефти и газа. Часть 1А.Секция А -Геохимия.Брно,1978 с.149-167 (соавт.-:Т.А.Ботнева,Н.Б.Мизулина,Я.А.Терской).

10.Методическое руководство по люминесцентно-битуминоло-гическим и спектральным методам исследования органического вещества пород и .нефтей. - М., Недра,1979, 204 с. (соавт.: Т.А.Ботнева, А.А.Ильина, Я.А.Терской и др.).

II.Закономерности изменения свободных газов в нижнепермских отложениях ПНР. - Геология нефти и газа, 1»80,№ 12, с.31-35 (соаьт.:Т.А.Ботнева,Я.Глогочевски,А.Целиковски и др.)

12.0 количестве азота, генерируемого органическим веществом в процессе катагенеза. - В кн.: Происхождение нефти и геохимические методы прогноза нефтегазоносности. Труды ЭНИГНИ,вып.233,1981,с.86-93 (соавт.:0.П.Четверикова).

13.Перспективы нефтегазоносности отложений главного доломита цехштейна в Пермском регионе ПНР. - Научно-техническая конференция "Перспективы открытия и освоения залежей углеводородов в карбонатах цехштейна Западной Польши". Пила, 1981,с.245-264 (на польском языке) (соаэт.: П.В.Анцупов, З.Кораб, К.В.Фомкин и др.).

14.Люминесцентно-спектральная характеристика конденсатов некоторых провинций Советского Союза. - В кн.: Геохимия и ме-

тоды исследовании конденсатов, нефтей и органического вещества.Груды ВНИГНИ, вып.240, М., Ь82, с.18-27.

15.Газы главного доломита. - Нафта, 1982,№6,с.15-18 (на польском языке) (соавт.:С.П.Максимов, П.В.Анцупов.Р.Карн-ковски и др.).

16.Нефтегазоносность пермских отложений Польской низменности. - Нефтяная промышленность. Серия "Нефтегазовая геология и геофизика". Обзорная информация, вып.З (401).М., 1983, 38 с. (соавт.:П.В.Анцупов, Е.Гловацки.М.В.Дахнова и ДР.).

17.Геохимия нефтей и органического вещества пород нефтегазоносных провинций и областей СССР. - М.,Недра, 1983, 158 с. (соавт.:Т.А.Ботнева, Э.М.Грайзер, М.К.Калинко и др.).

18.Геохимические критерии оценки перспектив нефтегазоносности отложений верхнего карбона центральной и юго-восточной части Пермского региона ПНР. - Геология нефти и газа, 1-^84, tf 9, с.53-62 (соавт.: П.В..Анцупов, Т.А.Ботнеза, З.Ко-раб и др.).

19.Кагагенетическое превращение OB и нефтегазообразо-вание в отложениях карбона Пермского бассейна ПНР. - Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. 1984, J,*6, с. 18-20 (соавт.:П.В.Анцупов, Н.П.Гречишникова, З.Кораб.Т.Вильчек).

20.0 катагенетичеекой превращенное™-органического вещества карбона центральной и юго-восточной частей Пермского бассейна ПНР. - Изв.ВУЗов. Геология и разведка. 1935,№6, с.75-77 (соавт.: Л.В.Анцупов, Н.П.Гречишников,З.Кораб и др.)

21.Изменение фазойого состояния и состава нефтей и конденсатов в глубоких частях бассейнов. - Советская геология, 1988,М,с.20-29 (соавт.:Т.А..Ботнева, Н.С.Шулова).

22.Прогнозирование состава конденсатов Прикаспийской впадины. - Геология нефти и газа, 1988,№6,с.42-45 (соавт.: Т.А.Ботнева, З.М.Грайзер).

23.Геохимические особенности конденсатов подсолевых от-ложениП Прикаспийской НГП.- Экспресс-информация. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, вып.З. ЗНКИОШГ, 1933, C.8-II (соавт.: ¿.М.Грайзер).

?4.Геохимические критерии прогноза фазового состояния

и состава углеводородных флюидов. - В кн.: Проблемы поисков нефти и газа комплексом геофизических и геохимических методов. Труды МИНГ, вып.212,М.,1988,с.24-29 (соавт.:Т.А.Ботне-ва,З.М.Грайзер, Н.С-.Шулова).

25.Спектральные характеристики конденсатов подсолевых отложений Прикаспийской НГП, как показатели их генетической принадлежности. - В кн.:Геохимические критерии формирования скоплений углеводородов и прогноза нефтегазоносности. М., ВНИГНИ,1988, с.36-44 (соавт.: З.М.Грайзер).

26.Содержание углеводородов в свободных газах подсолевых отложений Прикаспийской НГП. - В кн.:Геохимические критерии формирования скоплений углеводородов и прогноза нефтегазоносности. М., ВНИГНИ, 1988, с.67-73.

27.Методические рекомендации по прогнозированию фазового состояния и состава углеводородных скоплений по геохимическим данным - М., ВНИГНИ, 1988, 36 с. (соавт. Т.А.Ботне-ва, В.В.Ильинская, Р.Г.Панкина и др.).

28.Прогнозирование свойств и состава флюидов газокон-денсатных систем в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины. - В кн.: Геолого-геохимические условия формирования газоконденсатных залежей. Сборник научных трудов. М.,ВНИГНИ, 1983, с.57-64 (соавт.: З.М.Грайзер).

29.Геохимические аспекты генезиса и аккумуляции газоконденсатных систем. - В кн.: Успехи органической геохимии 1989. Органическая геохимия. 1390, т.16, »1-3, с.569-575 (на англ.языке) (соавт.:Т.А.Ботнева,Н.С.Шупова,З.М.Грайзер).

30.Использование спектральных методов при изучении газоконденсатов. - Геология нефти и газа.,1991,№5,с.41-45 (соавт.: Т.А. Ботнева, З.М.Грайзер).

31.Геохимические особенности и прогноз состава углеводородных флюидов подсолевых отложений Лено-Тунгусской НГП - Советская геология, 1991, №4, с.5-15 (соавт. Т.А.Бот-нева, З.М.Грайзер).

Отпечатано на ротапринте в картолитографии ВНИГНИ зак. 4. тир. 100 экз.