Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геохимия нефтей и газоконденсатов Предкарпатского прогиба в связи с прогнозом нефтегазоносности

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

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Плужникова, Валерия Леонидовна

ВВЕДЕНИЕ.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НШТЕГАЗОНОСНОСТЬ

СОВЕТСКОЙ ЧАСТИ КАРПАТ

1.1. Геологическое строение

1.2. Нефтегазоносность.

2. ОБЩАЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕЙ

И ГАЗОКОНДЕНСАТОВ ВНУТРЕННЕЙ ЗОНЫ ПРЕДКАРПАТСКОГО ПРОГИБА В СВЯЗИ С ГЕОЛОГИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМ ИХ ЗАЛЕГАНИЯ

2.1. Степень изученности свойств и состава нефтей региона

2.2. Методика геохимических исследований нефтей и газоконденсатов.

2.3. Общая характеристика нефтей региона

2.3.1. Нефти Надворнянского нефтепромыслового района.

2.3.2. Нефти Долинского нефтепромыслового района

2.3.3. Нефти Бориславского нефтепромыслового района

3. ОСОБЕННОСТИ ИНДИВИДУАЛЬНОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО СОСТАВА НЕФТЕЙ И ГА30К0НДШСАТ0В ВНУТРЕННЕМ ЗОНЫ ПРЕДКАРПАТСКОГО ПРОГИБА.

3.1. Углеводородный состав отбензиненной нефти

3.1 Л. Изопреноидные углеводороды

3.1.2. Алканы нормального строения

3.2. Индивидуальный состав бензиновой фракции нефтей и газоконденсатов

4. СОСТАВ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ КАК ОТРАЖЕНИЕ

ВТОРИЧНЫХ ПРОЦЕССОВ ИХ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ

4.1. Катагенез нефтей

4.2. Миграция углеводородов в процессе переформирования залежей

4.3. Растворимость жидких углеводородов в сжатых газах.

4.4. Гибридизация нефтяных и газоконденсатных систем в залежах

4.5. Гипергенез нефтей

5. ПРОГНОЗ ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ В

НЕДРАХ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВНУТРЕННЕЙ

ЗОНЫ ПРЕДКАРПАТСКОГО ПРОГИБА .НО

5.1. Прогноз фазового состояния флюидов по составу легких фракций нефтей и конденсатов . . . III

5.2. Геохимические критерии условий миграции углеводородов и формирования их залежей.

5.3. Оценка перспектив нефтегазоносности Внутренней зоны Предкарпатского прогиба по геохимическим показателям

5.4. Технико-экономическая эффективность работы . 134 ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

ТАБЛИЧНЫЕ ПРИЛОЖЕНИЯ

Введение Диссертация по геологии, на тему "Геохимия нефтей и газоконденсатов Предкарпатского прогиба в связи с прогнозом нефтегазоносности"

Интенсивное развитие народного хозяйства в условиях научно-технического прогресса немыслимо без опережающего роста энергетики. Решениями ХХУ и ХХУ1 съездов КПСС предусмотрено значительное увеличение добычи газа, нефти, угля и строительство гидро- и атомных электростанций при некотором уменьшении роли нефти в топливном балансе страны.

Несмотря на быстрый рост гидро- и атомной энергетики, нефть и газ до конца века, а, вероятно, и в начале следующего века, останутся основными источниками энергии.

Европейская часть страны многие десятилетия была основным поставщиком нефти и газа. Развитию здесь нефтегазовой промышленности способствовала близость главных потребителей нефти и газа к промысловым площадям. В настоящее время почти все "старые" нефтегазоносные районы вступили в позднюю стадию разработки, добыча в них уменьшается. Рост добычи и прирост запасов нефти и газа происходит преимущественно за счет месторождений Западной Сибири, откуда транспорт нефти и газа к потребителям Европейской части страны связан с большими затратами на строительство и обслуживание трансконтинентальных нефте- и газопроводов. Между тем, так называемые "старые" нефтегазоносные районы не сказали своего последнего слова. По геологическим данным значительные запасы жидких и газообразных углеводородов приурочены к большим глубинам. Так, на глубинах свыше 5000 м открыты нефть и газ на Северном Кавказе, в Азербайджане, Астраханской области, перспективными считаются глубокозалегающие коллекторы Днепровско-Донецкого грабена.

Западно-Украинская нефтегазоносная область, в состав которой входит Предкарпатский прогиб, является старейшим нефтедобывающим районом страны после районов Кавказа и Закавказья. Известные здесь на глубинах 3000 м залежи нефти и газа разведаны и давно вступили в позднюю стадию разработки. Добыча нефти и газа за последние 10 лет заметно сократилась, ощущается острый дефицит фонда структур, подготовленного под глубокое бурение.

Перспективы нефтегазоносности связываются с глубинами свыше 4000 м, что повышает стоимость поисково-разведочных работ и снижает их эффективность.

Малая эффективность поисково-разведочных работ на больших глубинах здесь связана с исключительно сложным геологическим строением. В Советской части Карпат в результате перемещения осадочных отложений в северо-восточном направлении образовались несколько ярусов антиклинальных складок, осложненных,кроме плоскостей надвигов,продольными по отношению горообразовательных усилий разрывами. К некоторым антиклинальным складкам и приурочены залежи нефти и газа. Несмотря на хорошую изученность Карпат и Предкарпатья как геологической съемкой так и бурением до глубины 3000-4000 м, многие вопросы, связанные с перспективами нефтегазоносности, остались дискуссионными, а то и просто неизученными. Так, не ясна мощность отложений аллохтона, количество тектонических ярусов и другое. В сложных тектонических условиях сей-емика не всегда дает достоверные данные о строении недр, а картирование бурением глубоких и сверхглубоких скважин требует много времени и материально-технических ресурсов при явно малой эффективности.

Оценка возможности открытия новых залежей ниже разработанных или разрабатывающихся ускоряет и удешевляет поисково-разведочные работы. До настоящего времени прогноз нефтегазоносности производился преимущественно анализом геологического строения и выяснением общих закономерностей распределения месторождений всвязи с особенностями тектонического строения, распределения фаций и т.д. Этим вопросам посвящено большое количество исследований. Нами произведена попытка прогнозирования нефтегазоносно-сти по данным изучения геохимии нефтей и газоконденсатов.

Продолжительное время геология и химия нефти развивались как науки самостоятельные и только в сороковых годах были сформулированы основные положения геохимии нефти, науки нашедшей применение в теории и практике нефтяного дела. Вопросы образования нефти, закономерностей распределения физико-химических свойств, изменение свойств нефти в процессе разработки месторождений, а также другие, получили теоретическое обоснование.

Б настоящее время геохимические методы позволяют не только прогнозировать наличие залежей, но и ответить на вопрос фазового состояния углеводородов (УВ). Было бы ошибочным считать, что на основе изучения геохимии нефти и газоконденсата, поставленные задачи могут быть успешно решены без теснейшей увязки с историей геологического развития региона и формированием месторождений. Из большого круга вопросов геохимии нефти нами затронуты только некоторые.

Целью настоящей работы явилась оценка перспектив нефтегазо-носности отдельных геоструктурных элементов и прогноз размещения залежей УВ разных фазово-генетических типов в глубокозалегающих горизонтах региона. Для осуществления указанной цели решался ряд задач.

1. Детальное изучение состава нефтей и газоконденсатов, определение геохимических показателей, отражающих происхождение, степень катагенетической превращенности и условия миграции УВ систем.

2. Выявление геохимических связей между параметрами физико-химических свойств УВ систем и геологическими условиями их залегания, то есть геологическим возрастом вмещающих пород, глубиной, пластовой температурой.

3. Определение природных факторов и геохимических показателей, обуславливающих и отражающих преобразование физико-химических свойств УВ флюидов в процессе миграции, формирования и переформирования их залежей.

4. Использование комплекса геохимических критериев для оценки перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих горизонтов и раздельного прогноза фазового состояния и состава УВ в недрах.

Являясь ответственным исполнителем хоздоговорной тематики с 1973 года, автором систематически использовались данные о составе и свойствах флюидов для выявления геолого-геохимических закономерностей их изменения. В течение 1979-1982 г.г. выполнен большой обьем экспериментальных исследований по изучению физико-химических свойств и индивидуального УВ состава нефтей и газоконденсатов Внутренней зоны Предкарпатского прогиба. Эти данные и материалы изучения свойств нефтей Предкарпатья, полученные другими авторами, легли в основу настоящей работы. Отдельные материалы по геологическому строению региона, нефтегазоносности, опытной и промышленной эксплуатации нефтяных и газовых залежей заимствованы из опубликованных работ и отчетов производственныхи научных организаций МинГео УССР и ПО "Укрнефть".

Впервые для старейшего нефтепромыслового района Украины -Внутренней зоны Предкарпатского прогиба проведены детальные целенаправленные исследования состава и свойств флюидов практически всех выявленных УВ скоплений большого числа продуктивных объектов. Это приобретает особо важное значение в связи с диску ссионностью ряда положений, касающихся условий образования нефти, формирования залежей и оценки перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих горизонтов в рассматриваемом сложно построенном регионе.

Исследования, направленные на прогнозирование фазового состояния флюидов и оценку перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих горизонтов, применительно к данноь^у региону имеют большое народнохозяйственное значение. Они призваны в значительной степени повысить эффективность поисково-разведочных работ и увеличить прирост запасов нефти и газа. На основании обобщения геохимических показателей дается оценка перспектив отдельных зон и прогнозируется наличие залежей газоконденсатов в северо-восточной части Внутренней зоны прогиба и нефтяных скоплений в юго-западной части региона, примыкающей к Складчатым Карпатам. Как возможно перспективные оценены глубокопогруженные структуры, расположенные в границах хорошо известных нефтеносных месторождений Довбушанского, Рипнянского, Танявского, Стрельбичского, Долин-ского, Северо-Долинского и др.

По результатам проведенных геохимических исследований неф-тей и газоконденсатов разработаны рекомендации по направлению поисковоразведочных работ во Внутренней зоне Предкарпатского прогиба, принятые к внедрению ПО "Запукргеология" и "Укрнефть". Отдельные выводы и научные положения работы использовались производственными организациями при оценке перспектив нефтегазоносности и составлении проектов на проведение поисково-разведочных работ на площадях Подлееовская (район Рипне) и Мало-Горган-ская (район Довбушанки), где закартированы структуры П яруса.

Всего автором опубликовано 10 печатных работ, из них 7 по теме диссертации.

Основные научные положения диссертации докладывались на научно-технических конференциях (Баку,1979; Ивано-Франковск, 1977,1982), республиканском совещании "Происхождение нефти и газа, их миграция и закономерности образования и размещения нефтяных и газовых залежей" (Львов,1981), НТС ПО "Запукргеология" и заседаниях геологических служб УБР ПО "Укрнефть".

Диссертационная работа выполнялась на кафедре геологии и разведки нефтяных и газовых месторождений Ивано-шранковского института нефти и газа в I978-I98I г.г., в период обучения автора в заочной аспирантуре.

Автор глубоко признателен и благодарен научным руководителям доктору геолого-минералогических наук, профессору |Снарск"сРму А.Н.1 и доктору геолого-минералогических наук Чахмахчеву В.А. за их ценные советы и консультации.

Автор высоко оценивает полезный обмен мнениями и критические замечания доктора геолого-минералогических наук Адаменко О.М., кандидатов геолого-минералогических наук Крупского Ю.З., Маев-ского Б.И., Мончака Л.С., Падвы Г.А., Филатова В.М., Шубина Н.И.

Автор искренне благодарит сотрудников кафедры геологии и разведки нефтяных и газовых месторождений Горбунцову Е.С., Ков-тун С.М., Лазареву Н.С., Кулаец Л.Г., оказавших большую помощь в проведении экспериментальных исследований и обобщении фактического и аналитического материалов.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений", Плужникова, Валерия Леонидовна

Выводы,

I. В результате геохимических исследований установлено, что пределы изменения диагностических УВ соотношений флюидов Внутренней зоны Предкарпатского прогиба соответствуют системам, генерировавшимся в зоне слабого мезокатагенеза MKj- MKg и отвечают нефтяным и газоконденсатнонефтяным типам залежей. Газоконденсаты известных газоконденсатных залежей "вторичного" происхождения образовались в результате растворения легких фракций нефтей в сжатых газах.

2. Нефти отдельных скважин Гвиздецкого, Пневского, Долин-ского, Северо-Долинского месторождений в бензиновых фракциях имеют признаки "первичных газоконденсатов. Эти месторождения расположены в северо-восточной части, примыкающей в Внешней зоне Предкарпатского прогиба.

3. Раздельный прогноз нефте- и газоносности позволил выделить в региональном масштабе участки распространения ожидаемых залежей нефти и газоконденсата. В юго-западной части прогиба, примыкающей непосредственно к Складчатым Карпатам, где обнаружены слабо превращенные нефти прогнозируется наличие в глубокоза-легающих горизонтах залежей жидких УВ. В северо-восточной части прогиба, граничащей с Внешней зоной, где нефти более превращенные и обладают зачастую признаками "первичных" газоконденсатов, ожидается открытие газоконденсатных залежей.

4. В результате выполненных исследований в значительной степени детализированы условия миграции УВ и формирования их залежей. Геохимическими исследованиями подтверждено наличие двух главных этапов формирования залежей - донадвигового и посленад-вигового (переформирование). Первый из них происходит на доин-версионном и инверсионном этапах развития Карпатской геосинклинали и охватывает промежуток времени от олигоцена до среднего миоцена. Формирование залежей в этот период происходит за счет вертикальной и латеральной миграции УВ в пределах единого осадочного бассейна. Посленадвиговый этап переформирования залежей наступает после проявления сильных дизъюктивных дислокаций в плиоценовый период. Переформирование залежей вызвано преимущественно вертикальной миграцией УВ.

5. Наличие в Предкарпатском прогибе нефтей разной степени превращенности свидетельствует о генерации УВ в разных катагенетических зонах. В наиболее погруженной части, примыкающей к платформенному склону, УВ генерировались в зоне сильного мезокатаге-неза МКд- МК^. В противоположной части, частично вовлеченной в инверсию, процесс этот происходил в зонах слабого и умеренного мезокатагенеза MKj- MKg.

6. Региональные исследования перспектив нефтегазоносности позволили выделить первоочередные структуры для постановки глубокого поисково-разведочного бурения. К ним относится ряд структур Делятинекой площади, а также структуры второго яруса, залегающие ниже складок первого структурно-тектонического этажа Дов-бушанской, Быстрицкой, Рипнянской, Танявской, Стынавской, Заводов-ской. Здесь прогнозируется наличие нефтяных залежей. Залежи газоконденсата ожидаются ниже известных месторождений Гвиздецкого, Пневского, Долинского и Северо-Долинского.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполненных геохимических исследований УВ систем Внутренней зоны Предкарпатского прогиба и их геологической интерпретации сделаны сле,Еующие выводы:

1. На основании изучения общих физико-химических свойств и группового УВ состава установлено, что нефти в геологическом прошлом не подвергались аэробному воздействию и соответствуют флюидам метанового и метано-нафтенового оснований химических типов Aj и Ag.

2. Определена генетическая однотипность флюидов Предкарпатья и отсутствие зависимости состава и свойств их от возраста вмещающих пород. Генетические показатели - отношения пристан/фитан и УВ с нечетным и четным числом атомов углерода в молекуле находятся в пределах соответственно 2,0-3,0 и 0,99-1,18, при средних значениях 2,64 и 1,06. Установлено, что они остаются практически постоянными в пределах залежей и стратиграфическом разрезе. Генетическую однотипность флюидов подтверждает идентичный характер распределения н-алканов, изопреноидов и величин отношений легких УВ нефтей разновозрастных отложений вне зависимости от глубины их залегания.

3. Пределы значений диагностических отношений УВ бензиновой фракции нефтей и газоконденсатов (бензол/н-гексан, толуол/н-геп-тан, циклогексан/н-гексан, метилциклогексан/н-гептан, циклогексан/ метилциклопентан), характеризующие состав и фазовое состояние УВ (по Чахмахчеву В.А.), соответствуют системам, генерировавшимся в зоне слабого мезокатагенеза (MKj-- MKg).

4. Обобщение результатов исследований общих физико-химических свойств нефтей, их геологическая интерпретация и математическая обработка проводились по трем нефтепромысловым районам: Над-ворнянскому, Долинскому и Бориславскому.

В Надворнянском НГ1Р установлено увеличение с глубиной плотности ( Гипл = 0,52), уменьшение отношения алканы/цикланы ( Г»ПТ1 =

КОр• Лир»

-0,52). Содержание же бензиновой фракции с глубиной коррелируется хуже ( Гкор.= -0,12).

В Долинском НПР наблюдается аналогичная зависимость показателей с глубиной. Плотность увеличивается ( ГКОр#= 50), содержание бензиновой фракции и отношение алканы/цикланы уменьшаются < Гкор.= -46и Гкор.= -0,37).

В Бориславском НПР отмечается менее четкая коррелируемость показателей с глубиной: плотность ( ГКОр#= -0,27), бензиновая фракция ( Г КОр,= 0,35), отношение алканц/цикланы ( ГКОрв--0,20). Этот факт связывается нами с худоими условиями для сохранности залежей в верхних частях разреза Бориславского НПР.

5. В результате выполненных исследований выявлены основные закономерности изменения свойств флюидов, заключающиеся в следующем:

- приуроченность утяжеленных нефтей плотностью до 0,888 -0,922 г/см3, обедненных легкими фракциями до 2,22-6,23% к поперечным разломам или периклинальным частям залежей;

- уменьшение плотности нефти, содержания смол, увеличение содержания бензиновой фракции и метановых УВ снизу вверх по стратиграфическому разрезу, вызванное широким развитием миграционных процессов и образованием легких нефтей фильтрованного типа в залежах вышележащих горизонтов (зоны надвигов Скибовых Карпат, Рип-не, Старая Копальня);

- наличие на больших глубинах (4000-5000 м) в отдельных структурах, примыкающих к Складчатым Карпатам (Кременецкая, Пи-говская, Довбушанская, Быстрицкая), слабо превращенных нефтей с преобладанием цикланов над алканами, изоалканов над н-алканами и низким содержанием моноциклических ароматических УВ (до 4-7%).

6. Установлено, что генетическая однотипность флюидов Предкарпатского прогиба не исключает значительного их разнообразия, проявляющегося в особенностях состава бензиновой фракции и вызванного многообразием вторичных факторов, влияющих на них. Сравнение флюидов проводилось по отношениям УВ: алканы/цикланы, н-алканы/изоалканы, циклогексаны/циклопентаны, алканыНС^ +SC^/ S3» + £Cg, этилбензол/мета-ксилол, и К^ .

Анализ структурно-тектонических, термобарических факторов и фазово-генетических типов залежей в совокупности с геохимическими показателями позволили выделить вторичные факторы, влияющие на состав флюидов и определить характерные для них значения показателей :

- катагенез (КмеТ4= 1,5-1,61, алканы £С5 0,46-0,68, этилбензол/мета-ксилол = 0,27-0,42, K-L = 2,82);

- мало превращенные нефти Шмет = 0,06-0,09, алканы

Ее, £Cg/SCrj; + 2Cg = 0,30-0,61, этилбензол/мета-ксилол = 0,61 -0,86, KL = 0,80-1,20);

- миграция нефтяных УВ (Кмет = 0,46-0,65, алканы +2С^/ SCn? +H0q = 1,0-1,26; этилбензол/мета-ксилол = 0,77-0,93);

- миграция легких УВ в процессе переформирования залежей (Кмет.= 0,8-2,18; алканы 2С5 + £С6/£С? +£С8 = 0,04-0,09; этил-бензол/мета-ксилол = 0,22-0,33);

- растворимость жидких УВ в сжатых газах = 0,8 - 1,5 ,

Mw X • алканы +ECg/ECr, + £Сq = 0,32-0,75; этилбензол/мета-ксилол = 0,24-0,26);

- гибридизация в залежах нефтяных и газоконденсатных систем

Кмет.= 1.03-1,34; алканы 1С5 ч-ЕС^Е^ + SC8 = 0,30-0,34; этилбензол/мета-ксилол = 0,25-0,34);

- гипергенез (Кмет<= 0,33-1,03; алканыECg +2Cg/2Cr, +SCg = 0,40-0,85; этилбензол/мета-ксилол = 0,23-0,93).

7. Графическое изображение диагностических УВ отношений бензиновых фракций нефтей и газоконденсатов в виде зависимостей: циклогексан/н-гексан = / (метилциклогексан/н-гептан), бензол/н-гексан = / (циклогексан/метилциклопентан), бензол/н-гексан (толуол/н-гептан), циклогексан/метилциклопентан = f. (метилцикло-гексан/ 2диметилциклопентаны) позволило установить, что их состав соответствует флюидам нефтяных и газоконденсатнонефтяных типов залежей. Следовательно, газоконденсаты региона "вторичного" происхождения и образовались в результате растворения легких фракций нефтей в сжатых газах. Этот вывод значительно повышает перспективы поисков залежей нефти в прогибе.

8. Особенности составов бензиновых фракций нефтей в отдельных скважинах Гвиздецкого, Пневского, Долинского и Северо-Долин-ского месторождений, проявляющиеся в аномально высоких значениях отношений УВ, свойственных "первичным" газоконденсатным системам, позволяют прогнозировать наличие ниже этих месторождений залежей "первичных" газоконденсатов. Тектонически эти залежи приурочены к полосе, граничащей с Внешней зоной прогиба.

Наличие мало превращенных нефтей в структурах, примыкающих к Складчатым Карпатам, позволяет прогнозировать наличие в этой части прогиба залежей жидких УВ.

9. Существование нефтей разной степени преобразованности свидетельствует о генерации УВ в разных катагенетических зонах. Нефти северо-восточной части, примыкающий к платформе и более погруженной в инверсионную стадию развития, генерировались в зоне сильного мезокатагенеза Шд- МК4. Нефти юго-восточной части, примыкающей к Складчатым Карпатам и частично вовлеченной в инверсию, генерировались в зоне слабого и умеренного мезокатагенеза MKj-M^. Исходя из этого дается раздельный прогноз нефте- и газоносности в регионе.

10. Геохимически подтверждается существование двух этапов формирования залежей в прогибе - донадвигового и посленадвигового (переформирование). На донадвиговом этапе формировались преимущественно крупные залежи нефти и газоконденсата за счет вертикальной и латеральной миграции УВ в пределах осадочного бассейна. На посленадвиговом этапе в результате дробления и частичного разрушения залежей возникают условия для переформирования залежей в форме вертикальной миграции (перетоки) УВ.

II. На основании геохимических исследований произведена оценка перспектив нефтегазоносности региона и виделены отдельные структуры, рекомендуемые для постановки глубокого поисковоразве-дочного бурения. С точки зрения дальнейших поисков залежей нефти в глубокозалегающих горизонтах рекомендуются структуры, примыкающие к Складчатым Карпатам и расположенные ниже Кременецкой, Пигов-ской, Довбушанской, Пасечнянской, Рипнянской, Танявской, Стынав-ской, Заводовской, Стрельбичской складок. С точки зрения поисков залежей ^газоконденсата рекомендуются структуры расположенные ниже Пневского, Гвиздецкого, Долинского, Северо-Долинского месторождений.

Таким образом, в диссертации защищаются следующие основные положения:

I. Нефти и газоконденсаты Внутренней зоны Предкарпатского прогиба являются генетически едиными и соответствуют химическим типам Aj и Аг>. Генетическая однотипность УВ флюидов не исключает значительного их разнообразия по составу, вызванного вторичными процессами миграции, катагенеза, гипергенеза, гибридизации УВ в недрах.

2. Геохимически обосновано существование двух этапов (донад-вигового ипосленадвигового) формирования и переформирования залежей в регионе и генерации УВ в разных катагенетических зонах.

3. Прогноз преимущественно нефтяных и реже газоконденсатонеф-тяных скоплений зон слабого и умеренного мезокатагенеза, а на отдельных участках, граничащих с Внешней зоной прогиба - наличие первичных газоконденсатных систем на глубинах более 4000-5000 м.

Библиография Диссертация по геологии, кандидата геолого-минералогических наук, Плужникова, Валерия Леонидовна, Ивано-Франковск

1. Аксенов А.А., Чахмахчев В.А., Твердова Р.А. и др. Геохимические особенности нефтей Алжирской Сахары. Геология нефтии газа, 1982, № 6, с.55-61.

2. Бестужев М.А. Исследование "парафинов" нефтей. В кн.: Органическая геохимия. М.Шедра, 1970, вып.2, с.3-19.

3. Богомолов А.И., Панина К.И., Баталии О.Е. Термокатали-ческие превращения полициклических нафтеновых углеводородов в связи с вопросами их генезиса. Геохимический сборник, I960, № 6, с.194-21I.

4. Ботнева Т.А. ,Шулова Н.С., Молодых Г.Н. Критерии прогноза качественного состава нефтей и газов. Тр. Всесоюзн. научн.-исслед. геол. развед. нефт. ин-та, 1981, вып.223. - 164 с.

5. Брей Е.Е., Эванс Е.Д. Распределение н-парафинов как ключ к распознанию материанских отложений. В кн.: Симпозиум по химическим подходам к опознанию материнских пород нефти. Л. Гостоптехиздат, 1962, с.7-25.

6. Брод И.О., Еременко Н.А. Основы геологии нефти и газа. -М.: Гостоптехиздат, 1954. 480 с.

7. Брод И.О., Левинсон В.Г. Происхождение нефти и нефтега-зонакопление. М.:Гостоптехиздат, 1955. - 240 с.

8. Брянская Э.К., Оленина З.К., Петров Ал.А. Анализ прямо-генных бензинов методом газожидкостной хроматографии с применением капиллярных колонок. В кн.:Методы анализа органических соединений нефти, их смесей и производных. М.:Наука, 1969,с.7-13,

9. Вассоевич Н.Б. 0 происхождении нефти. Вестн. МЕУ. Сер. геол., 1962, № 3, с.Ю-30.

10. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти. Изв. АН СССР. Сер. геол.,1967, № II, с.137-142.

11. Бассоевич Н.Б., Амосов Г.А. Геологические и геохимические улики образования нефти за счет живого вещества. В кн.: Генезис нефти и газа. М.:Недра, 1967, с.5-22.

12. Вебер В.В. Фации отложений, благоприятные для образования нефти. В кн.: Генезис нефти и газа. М.:Недра, 1967,с.46-48.

13. Вебер В.В. Влияние фаций отложений на превращение органического вещества в процессе литогенеза. Тр. Всесоюз. науч.-исслед. геол. равед. нефт, ин-та, 1974, вып.157, с.3-10.

14. Вельте Д.Х. Генезис углеводородов в осадочных породах.-В кн.: Органическая геохимия. М.: Недра, 1970, с.140-150.

15. Вигдергауз М.С. Газовая хроматография как метод исследования нефти. М.: Наука, 1973. - 256 с.

16. Высоцкий И.В. Формирование нефтяных месторождений в складчатых областях. М.: Недра, 1971. - 392 с.

17. Вялов О.С. Краткий очерк истории развития Восточных Карпат и сопредельных областей. Тр. Льв. геол. об-ва. Сер. геол., 1953, вып.З, с.3-15.

18. Вялов О.С. История геологического развития Украинских Карпат. К.: Наук.думка, 1981. - 178 с.

19. Глушко В.В., Клиточенко И.Ф., Крамаренко В.Н. и др. Геология нефтяных и газовых месторождений Украинской ССР.-М.: Гостоптехиздат, 1963. 315 с.

20. Глушко В.В. Тектоника и нефтегазоносность Карпат и прилегающих прогибов. М.: Недра, 1968. - 264 с.

21. Глушко В.В. Геологическое строение и горючие ископаемые Украинских Карпат. М.: Недра, 197I. - 343 с.

22. Гончаров И.В,, Рыльков А.В. Изопреноидные углеводороды в нефтях Западной Сибири. Геология нефти и газа, 1982, № 4, с.23-27.

23. Гринберг И.В. Исследование химической природы и генетические соотношения органического вещества карпатских сланцев и нефтей. К.: Йзд-во АН УССР, 1957. 230 с.

24. Губкин И.М. Учение о нефти. М.: Наука, 1975. - 384 с.

25. Гунька Н.Н. Экранирующие горизонты и их влияние на распределение нефтяных и газовых залежей в крутых и подвернутых крыльях складок. Геология нефти и газа, 1983, № 2, с.27-29.

26. Двали М.Ф. Нефтематеринские свиты и принципы их диагностики. Тр. Всесоюзн. науч.-исслед. геол. развед. нефт. ин-та, 1963, вып.218. - 379 с.

27. Двали М.Ф. Возможные процессы, геологические условия и время первичной миграции углеводородов. В кн.: Генезис нефти и газа. М.: Недра, с.364,381.

28. Дементьев Л.Ф., Жданов М.А., Кирсанов А.Н. Применение математической статистики в нефтегазопромысловой геологии. М.: Недра, 1977. - 254 с.

29. Добрянский А.Ф. Геохимия нефти. Л.: Гостоптехиздат, 1948. - 476 с.

30. Добрянский А.Ф. Химия нефти. Л.: Гостоптехиздат, 1961.- 224 с.

31. Доленко Г.Н. Геология нефти и газа Карпат. Киев: Изд-во АН УССР, 1962. - 367 с.

32. Доленко Г.Н. Разломная тектоника Предкарпатского и Закарпатского прогибов и ее влияние на распределение залежей нефти и газа. Киев: Наук.думка, 1976. - 126 с.

33. Еременко Н.А. Геология нефти и газа. М.:Недра, 1968.- 385 с.35* Жузе Т.П. Роль сжатых газов как растворителей. М.: Недра, 1981. - 163 с.

34. Ильинская В.В. Особенности углеводородного состава нефтей палеозойских отложений Днепровско-Донецкой впадины. Тр. Всесоюзн. научн.-исслед. геол. развед. нефт. ин-та, 1978, вып.205, с.76-80.

35. Ильинская В.В. О влиянии геолого-геохимических факторов на состав реликтовых углеводородов нефтей и органического вещества пород. Геология нефти и газа, 1980, № 2, с.39-47.

36. Инструкция по определению химического типа нефтей методом газожидкостной хроматографии. М.: Миннефтепром, 1979. -14с.

37. Инструкция по прогнозированию фазового состояния углеводородов и типа залежей по составу легких фракций нефтей и конденсатов. М.: Миннефтепром, 1979. - 17 с.

38. Калинко М.К. Основные закономерности распределения нефти и газа в земной коре. М.: Недра, 1964. - 207 с.

39. Кальвин М. Химическая эволюция. М.: Мир, 1971. - 238с.

40. Карцев А.А. Основы геохимии нефти и газа. М.: Недра, 1969. - 269 с.

41. Конторович А.Э. Основы геохими нефти и газа. М.: Недра, 1969. - 269 с.

42. Конторович А.Э., Дробот Д.И., Преснова Р.И. Нормальные алканы в нефтях венда и кембрия Сибирской платформы. Геология нефти и газа, 1974, № 5, с.48-53.

43. Конторович А.Э., Неручев С.Г. Катагенез рассеянного органического вещества и нефтегазообразование. В кн.: Проблемы нефтеносности Сибири. Новосибирск: Наука, 1971, с.51-69.

44. Кор,пус В.И., Грибков В.В., Богомолов А.И. и др. Геохимические особенности нефтей и органического вещества пород юры и триаса месторождения Узень в связи с формированием залежей. -Геология нефти и газа, 1973, № 2, с.34-38.

45. Критерии прогноза качественного состава нефтей и газов.-Тр. Всесоюзн. научн.-исслед. геол. развед. нефт. ин-та, 198I, вып.223. 164 с.

46. Крупский Ю.З., Клименко А.А., Лозинский О.Е., Падва Г.А. Плужникова В.Л. Некоторые геолого-геохимические особенности нефтей и газоконденсатов Предкавказья. В кн.: Вопросы нефтяной геологии, гидрогеологии и геофизики Кавказа. Грозный, 1978,с.3-8.

47. Крупский Ю.З., Драбына Я.М., Плужникова В.Л. О возможности применения сернокислотной обработки призабойной зоны скважин в Предкарпатье. Нефтяная и газовая промышленность, 1980,$ 3, с.30-32.

48. Крупский Ю.З., Плужникова В.Л., Снарский А.Н. Применение комплекса геохимических, гидрохимических и других методов при разведке на разрабатываемых площадях: Тезисы докладов на научн.-технич. конф. Баку: Азинефтехим, 1980, с.9-10.

49. Кухтин И.Н. 0 времени образования залежей нефти и газа в Восточно-Карпатской нефтегазоносной области. Геология нефти и газа, 1962, № 10, с.38-41.

50. Ладыженский Н.Р. Геология и нефтегазоносность Советского Предкарпатья. Киев: Изд-во АН УССР, 1955. - 383 с.

51. Линецкий В.Ф. Миграция нефти и формирование ее залежей.-К.: Наук.думка, 1965. 200 с.

52. Лопатин Н.В. Образование горючих ископаемых. М.: Недра, 1983. - 191 с.

53. Максимов С.П. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа. М.: Недра, 1964. - 486 с.

54. Максимов С.П.,Ботнева Т.А., Радионова К.Ф* и др. Критерии генетического сопоставления нефтей и органического вещества. Тр. Всесоюзн. научн.-иеслед. геол. развед. нефт. ин-та, 1975, вып.175, с.5-15.

55. Максимов С.П., Сафонова Г.И. Изопреноидные УВ дополнительных критерий в определении генетического типа нефтей. -Геология нефти и газа, 1971, № 10, с.38-41.

56. Нефти СССР. Справочник. М.: Химия, 1975. - 616 с.

57. Новосилецкий P.M. Гидродинамические и геохимические условия формирования залежей нефти и газа Украины. М.: Недра, 1975. - 227 с.

58. Новосилецкий P.M. Геологические аспекты формирования залежей нефти и газа. В кн.: Тектонические условия нефтегазо-носности древних платформ. Тр. Всесоюзн. научн.-исслед. геолог, развед. нефт. ин-та, 1981, вып.231, с.21-27.

59. Петров Ал.А. Химия алканов. М.: Наука, 1974. - 243 с.

60. Петров Ал.А., Красавченко М.И., Михновская А.А. и др. Изопреноидные углеводороды в нефтях. В кн.: Новые методы иселедований состава нефтей* Тр. Всесоюз. научн.-исслед. геол. развед. нефт. ин.та, 1972, вып.119, с.96-108.

61. Петров Ал.А., Абрютина Н.Н. Определение индивидуального состава насыщенных углеводородов во фракции НК-200 °С. Там же, с.137-143.

62. Плужникова В.Л. 0 степени катагенетической превращен-ности нефтей Внутренней зоны Предкарпатского прогиба. Деп. в УкрНИИНТИ, № 1213 Ук-83. - 9 с.

63. Плужникова В.Л., Лазарева Н.С. Некоторые особенности физико-химических свойств нефтей Внутренней зоны Предкарпатского прогиба. Деп. в УкрНИИНТИ № Ш4 Ук-83. 10 с.

64. Превращение нефти в природе. Л.; Гостоптехиздат, 2958.- 416 с.

65. Радченко О.А. Геохимические закономерности размещения нефтегазоносных областей мира. Л.: Недра, 1965. - 314 с.

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

67. Сафонова Г.И. Катагенетические изменения нефтей в залежах. М.: Недра, 1974. - 151 с.

68. Сафонова Г.И., Милешина А.Г. Значение состава н-пара-финов нефтей для характеристики миграционных процессов. В кн.: Новые методы исследования нефтей. Тр. Всесоюз. научн.-исслед. геол. развед. нефт. ин-та, 1972, вып.119, с.181-192.

69. Снарский А.Н. Происхождение нефти и ее залежей. В кн.: Материалы дискуссии по проблеме происхождения и миграции нефти. Киев: Изд-во АН УССР, 1956, с.164-175.

70. Снарский А.Н. Геологические основы физики нефтяного пласта. Киев: Гостоптехиздат, 1961. - 248 с.

71. Снарский А.Н. Основные вопросы геологического строения и нефтеносности Альпийско-Карпатского предгорья: Автореф. дис.д-ра геол.-минерал, наук. Львов, 1952. 22с.

72. Снарский А.Н. Органическое происхождение нефти и проблемы глубинной нефти. Изв. ВУЗов. Нефть и газ, 1967, № II, с. 3-6.

73. Соколов В.А. Очерки генезиса нефти. М.: Гостоптех-издат, 1948. - 460 с.

74. Соколов В.А. Органическое и неорганическое образование углеводородов в природе. В кн.: Генезис нефти и газа. М.: Недра, 1967, с. II3-I33.

75. Соколов В.А. Процессы образования нефти и газа. В кн.: Происхождение нефти и газа и формирование их месторождений. М.: Недра, 1972, с.16-39.

76. Соколов В.А., Бестужев М.А., Тихомолова Т.В. Химический состав нефтей и природных газов в связи с их происхождением. -M.s Недра, 1972. 275 с.

77. Старобинец И.С. Геолого-геохимические особенности газоконденсатов. Л.: Недра, 1974. - 151 с.

78. Старобинец И.С., Брауде А.Н. Изучение относительной растворимости циклогексановых и циклопентановых углеводородов в сжатых газах. Докл. АН УзССР, 1971, № 3, с.38-39.

79. Старобинец И.С., Коробейник Г.С., Ломейко Н.Н. Прогнозирование фазового состояния залежей геохимическими методами.

80. В кн.: Методы нефтегазопоиековой геохимии. Тр. Всесоюз. науч,-исслед. ин-та ядер. геол. и геох., 1982, с.58-67.

81. Старобинец И.С., Коробейник Г.С. Низкокипящие ароматические углеводороды в рассеянных газах осадочных пород и их неф-тепоисковое значение. Геология нефти и газа, 1981, № 8,с.15-19.

82. Старобинец И.С., Чахмахчев В.А. Генетические типы и геохимические аспекты формирования газоконденсатных залежей. -В кн.: Органическая геохимия нефти, газов и органического вещества докембрия. М.: Наука, 1981, с.78-86.

83. Степанова Г.С. Фазовые превращения углеводородных смесей газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1974. - 321 с.

84. Субботин С.И. Глубинное строение Советских Карпат и прилегающих территорий по данным геофизических исследований. Киев: Изд-во АН УССР, 1955. - 258 с.

85. Татевский В.М. Физико-химические свойства индивидуальных углеводородов. М.: Гостоптехиздат, I960. - 412 с.

86. Успенский В.А. Введение в геохимию нефти. Л.: Недра, 1970. - 370 с.

87. Успенский В.А., Радченко О.А. Опыт оценки нефтематерин-ского потенциала пород, В кн.: Современные проблемы геологии и геохимии горючих ископаемых, М.: Наука, 1973, с.49-52.

88. Федоров С.Ф., Чахмахчев В.А., Яковлев Б.М. Формирование нефтяных и газоконденсатных залежей в Западном Предкавказье. -М.: Наука, 1968. 127 с.

89. Чахмахчев В.А., Виноградова Т.Л. Возможная роль диффузии в изменении состава легких углеводородов нефтей при миграциина примере месторождений Восточного Предкавказья). Геология нефти и газа, 1973, № II, с.19-25.

90. Чахмахчев В.А., Виноградова Т.Л., Крылова Т.А. Геохимические критерии оценки условий формирования газоконденсатных залежей. Геология нефти и газа, 1978, № 2, с.30-38.

91. Чахмахчев В.А., Виноградова Т.Л. Качественный прогноз нефтеносности по составу легких углеводородов. Геология нефти и газа, 1979, № 10, с.18-26.

92. Чахмахчев В,А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. М.: Недра, 1983. - 230 с.

93. Шевченко Е.Ф. Физико-химические свойства нефтей и газов Украины. М.: Недра, 197I, с.225-347.

94. Шевченко Е.Ф., Карпенко Г.М. Распределение и состав рассеянного органического вещества в отложениях Внутренней зоны

95. Предкарпатского прогиба^ В кн.: Геология и геохимия нефтегазоносных провинций Украины. Киев:Наук.думка, 1977, с.54-61.

96. Шиманекий В.К., Богомолов А.И. Геохимические закономерности в составе легких углеводородов нефтей и пути их образования.-В кн.: Генезис нефти и газа, М.: Недра, с.159-161.

97. Шиманекий В.К., Васильева В.Ф., Евсеев Г.П. и др. Особенности индивидуального состава конденсатов Уренгойского месторождения. Геология нефти и газа, 1977, № 10, с.64-68.

98. Шиманекий В .К., Шапиро А.И., Иванова В.В. Закономерности индивидуального состава аренов Cj-q низкокипящих фракций РОВ пород Западной Сибири. Геология нефти и газа, 1976, № 4, с.69-75.

99. Шубин Н.И. Особенности глубинного строения и перспективы открытия новых нефтяных и газовых месторождений на региональном профиле Межгорье-Тростянец. Изв. ВУЗов, 1979, № 8, с.3-8.

100. Элланский М.М. и др. Математические методы в газонефтяной геологии и геофизики. М.: Недра, 1972. - 208 с.

101. Bailey, N. J. L., Jobson, A. M., Rogers, M. A. Bacterial degradation of crude oil, comparison of field experimentaldata. Chem. geology, 1973, v. 11, p. 203-221.

102. Godnek B. Przyczynek do dyskusji 0 tworzetiu sie prze-minach fitanu i pristanu warunkach geologiezny. Pzzeglad Geol., I976, N 6, s. 380-384.

103. Rashid M. Pristane-phytane ratiosin relation to source md diagenesis of ancient sediments from the Labrador shelf. -!hem. Geol., 1979, v. 25, p. Ю9-122.

104. Welte D.H. Uber die Beziehungen zwischen Erdolen und 3rdolmuttergesteinen. Erdol und Kohle, 1964, H. 6, Juni.б) фондовая

105. Глушко В.В. и др. Анализ геолого-геофизической изученности западных областей Украины с целью изучения перспектив их нефтегазоносности (Предкарпатский прогиб). Отчет по теме 1255, фонды /крНИГРИ. Львов, 1978. - 129 с.

106. Добровольский Я.И. и др. Закономерности размещения зале-кей нефти и газа во Внутренней зоне Предкарпатского прогиба на боль-лих глубинах. Отчет по теме № 1120, фонды УкрНИГРИ. Львов, 1973.- 141 с.

107. Ляшевич У.В., Кузьмик JI.M. и др. Анализ геолого-геофизических и промысловых материалов Долинского нефтепромыслового района с целью выявления резервов прироста запасов нефти и газа. -Отчет по теме № 25, фонды ЩИЛа. Ивано-Франковск, 1981. 180 с.

108. Муровцев А.С. и др. Оценка нефтегазоносности территории УССР по геохимическим показателям. Отчет по теме № 991, фонды УкрНИГРИ. Львов, 1972. - 182 с.

109. Рудович М.А., Порайко Д.Н. и др. Исследование физико-химических свойств нефтей Предкарпатья с целью контроля процессов разработки месторождений. Отчет по теме № 25, фонды ЩИЛа. Ивано-Франковск, 1983. - 89 с.

110. Шевченко Е.Ф. и др. Геохимическая характеристика нефтей и битумов новых месторождений УССР. Отчет по теме № 1008, фонды УкрНИГРИ. Львов, 1971. - 163 с.

111. Шевченко Е.Ф. и др. Изучение закономерностей в составе нефтей с целью установления зональности в распределении типов углеводородных флюидов на территории УССР. Отчет по теме № 1202, фонды УкрНШТИ. Львов, 1976. - 173 с.

112. Шевченко Е.Ф. Геохимические закономерности в составе газов и нефтей Украины. Отчет по теме № 849, фонды УкрНИГРИ. Львов, 1976. - 289 с.

113. Шубин Н.И. и др. Разработка научных обоснований подготовки ресурсов газа в новых поисковых объектах Карпатской нефтегазоносной области.-Отчет по теме № 67/77, фонды ИФИИГ. Ивано-Франковск, 1979. 394 с.