Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Геохимия низкомолекулярных углеводородов нефтей и конденсатов Надым-Тазовского междуречья и северных районов Широтного Приобья
ВАК РФ 25.00.09, Геохимия, геохимические методы поисков полезных ископаемых
Автореферат диссертации по теме "Геохимия низкомолекулярных углеводородов нефтей и конденсатов Надым-Тазовского междуречья и северных районов Широтного Приобья"
На правах рукописи
ФУРСЕНКО ЕЛЕНА АНАТОЛЬЕВНА
ГЕОХИМИЯ НИЗКОМОЛЕКУЛЯРНЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ НЕФТЕЙ И КОНДЕНСАТОВ НАДЫМ-ТАЗОВСКОГО МЕЖДУРЕЧЬЯ И СЕВЕРНЫХ РАЙОНОВ ШИРОТНОГО ПРИОБЬЯ (ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ)
25 00.09 - геохимия, геохимические методы поисков полезных ископаемых
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук
НОВОСИБИРСК 2008
□ОЗ167375
003167375
Работа выполнена в Институте нефтегазовой геологии и геофизики им А А Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук
Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,
профессор, академик РАН Конторович Алексей Эмильевич
Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,
профессор Гончаров Иван Васильевич
Ведущая организация: Российский государственный университет
нефти и газа им И М Губкина (РГУ нефти и газа, г Москва)
Защита состоится 17 апреля 2008 г в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 003 068 02 при Институте нефтегазовой геологии и геофизики им А А Трофимука СО РАН, в конференц-зале
Адрес проспект Ак Коптюга, 3, г Новосибирск, 630090 Факс (383)333-23-01
С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ИНГГ СО РАН
Автореферат разослан 14 марта 2008 г
Ученый секретарь диссертационного совета,
доктор геолого-минералогических наук Дахнова Марина Виссарионовна
кандидат геол -мин наук
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
В работе проведено геохимическое обобщение данных по составу низкомолекулярных углеводородов (УВ) СуА нефгей и конденсатов В качестве объектов исследования выбраны 529 проб нефгей и конденсатов из мезозойских отложений центральных и северных районов Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (ЗС НГБ)
Аналитические исследования состава нефгей являются важным звеном научного сопровождения поисков, разведки, транспорта и переработки углеводородного сырья Исследования западно-сибирских нефгей были начаты во ВНИГРИ, а затем продолжены в СНИИГГиМСе и Цешрапьной Тюменской лаборатории ТГУ Позднее их геохимическое изучение проводились многими научно-исследовательскими коллективами России (ВНИГНИ, ИГИРГИ, ИГГ АН СССР, ЗапСибНИГНИ, МГУ, ТПУ и др) К настоящему времени накоплены обширные массивы аналитических данных и опубликовано большое число работ по геохимии западно-сибирских нефгей и конденсатов Во многих российских и зарубежных работах показано, что наряду с данными о высокомолекулярных углеводородах-биомаркерах, состав УВ С5-С8 весьма информативен как при определении генотипа углеводородных флюидов, так и при оценке влияния на их состав вторичных процессов (катагенез, миграция, биодеградация)
В наши дни центр нефтедобычи в ЗС НГБ все более смещается из преимущественно нефтеносных районов Широшош Приобья на север Меняются не только территория и условия разработки месторождений углеводородного сырья, но совершенно иным становятся их физико-химические свойства, элементный, фракционный и углеводородный состав Поэтому нефтедобывающим, транспортным, перерабатывающим предприятиям необходимо одновременно адаптироваться к новым условиям добычи, оценивать качество углеводородных флюидов, их стоимость на мировом рынке, разрабатывать рациональные методы переработки В значительной мере это касается легкой фракции нефгей и конденсатов, наиболее востребованной в качестве топлива Для прогноза качества нефгей и конденсатов в пределах перспективных территорий весьма эффективным инструментом остается геохимическое исследование углеводородных флюидов, и в том числе состава УВ СуСз, проведение на их основе типизации нефгей и конденсатов Немаловажно также, что при геохимической характеристике нафтидов по составу высокомолекулярных УВ-биомаркеров, которые все более широко применяются в последние десятилетия, за рамками исследования довольно часто оказываются конденсаты, которые являются ценными компонентами углеводородных систем и играют важную роль при формировании и эволюции их месторождений С этих позиций изучение УВ С5-С8 позволяет наиболее полно характеризовать углеводородные флюиды разного фазового состава Именно на этих аспектах геохимических исследований автор сосредоточила свое внимание и в этом видит актуальность выполненной работы
Цель работы — выявить разнотипные по составу УВ С5-С8 нефти и конденсаты на севере Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна и дать оценку их изменениям под воздействием вторичных преобразований
Работа направлена на решение следующей задачи - изучить геохимию углеводородов С5-С8 нефтей и конденсатов северных районов Широтного Приобья и Надым-Тазовского междуречья Западной Сибири и на ее основе провести генетическую типизацию исследованных нефтей и конденсатов
Решение задачи было разбито на несколько этапов выполнить обзор исследований, посвященных геологии и нефтегазоносносги мезозойских отложений северных районов ЗС НГБ, а также геохимии нефтей и конденсатов к ним приуроченных, геолого-геохимической интерпретации данных по составу их низкокипящей фракции,
создать элекгоронный банк данных по составу УВ С5-С8 нефтей и конденсатов исследованного района и провести их геохимический анализ, сформировать эффективный набор генетических параметров по составу УВ С5-С8 и провести на их основе типизацию нефтей и конденсатов,
выявить пространственные закономерности изменения состава УВ С5-С8 исследованных нефтей и конденсатов,
провести сравнительный анализ состава нефтей и конденсатов разных генотипов, установить закономерности их стратиграфической и тектонической локализации, а также выявить генетическую природу разнотипных нефтей и конденсатов и возможные их источники
Фактический материал и методика исследования. В работе обобщены результаты аналитического исследования нефтей (443) и конденсатов (86), отобранных из мезозойских залежей на 122 месторождениях и 18 нефтегазоносных площадях в пределах Северного Приобья и Надым-Тазовского междуречья ЗС НГБ с большого диапазона глубин (от 1266 до 5034 м) и пластовых температур (от 27 до 153°С) на поисковом и разведочном этапах до ввода месторождений в разработку Формирование банка данных по составу исследованных нефтей и конденсатов проводилось под руководством АЭ Конгоровича при участии Л.С Борисовой, МА Вовк, ЕЛ Сгрехпеговой, ДА Дочкина и автора Электронный банк включает данные об условиях нахождения проб в залежи, их физико-химические характеристики (плотность, фракционный состав, содержание серы, смол, асфальтенов, парафинов), данные по составу УВ С5-С8, н-алканов Сщ, и ациклических изопренанов Физико-химические свойства определены по стандартным методикам Состав УВ С5-С8, н-алканов и изопреноидов получен методом газожидкосшой хроматографии нефракционированных нефтей и конденсатов Теоретическую основу для геохимических обобщений составляют современные представления по геологии, геохимии и нефтегазоносносги мезозойских отложений ЗС НГБ, о геолого-геохимической интерпретации данных по составу УВ С5-С8
Для всех парамефов выборки рассчитаны их статистические характеристики (среднее арифметическое, размах элементов выборки, парные коэффициенты корреля-
ции) При разделении нефтей и конденсатов на генотипы применялся кластерный анализ параметров по составу УВ О-С^. Для трех нефтегазоносных комплексов построены карпы изменения показателей по составу УВ С5-С8по площади исследованного района.
Защищаемые научные результаты:
1 Низкокипящие фракции исследованных нефтей и конденсатов имеют единый набор углеводородов состава С5-С8 Они близки по характеру распределения изомерных рядов алканов и гомологических рядов цшшанов и аренов Генетические параметры, рассчитанные по составу углеводородов С5-С8, являются эффективным инструментом для определения геохимических особенностей (генезис, влияние вторичных процессов) формирования нефтей и конденсатов
2 В соответствии с геохимической специализацией параметров по составу углеводородов С5-С8 (групповой состав, отношения алканы/ цикланы, циклопента-ны/ циклогексаны, м-ксилол/ о-ксилол, этилбензол/ сумма ксилолов, н-гептан/ ме-тилциклогексан и др) в исследованной выборке идентифицированы нефти и конденсаты преимущественно «морского», преимущественно «континентального» и «смешанного» генезиса Минимальные концентрации н-алкадав С5-С8 и низкие значения отношений алканы С5-С8/ цикланы С5-С8, н-гептан/ метилциклогексан и н-алканы С5-С8/ и-алканы С5-С8 характеризуют группу биодеградированных нефтей и конденсатов
Научная новизна и личный вклад. В диссертационной работе на новом информационном уровне проанализирован обширный материал по составу УВ С5-С8 нефтей и конденсатов северных районов ЗС НГБ В работе предлагается новый подход к типизации нефтей и конденсатов, который включает использование методов математической статистики и данных по составу УВ С5-С8, что позволяет разделять исследованные углеводородные флюиды на семейства, выявлять пространственную приуроченность выделившихся семейств, их генотип Впервые построен набор карт распределения характеристик состава УВ С5-С8, что дает возможность проследить закономерности их изменения в пределах исследованной территории Карты использованы в ИНГГ СО РАН как инструмент для прошоза нефтей и конденсатов с определенными свойствами в перспективных, но малоизученных районах и нефтегазоносных комплексах
Теоретическая и практическая значимость. I [редложена схема генетической типизации нефтей и конденсатов по составу УВ С5-Сн Данные по геохимии УВСгО, нефтей и конденсатов были использованы в научно-исследовательских работах по оценке перспектив нефтетазоносга ЗС НГБ с целью прогноза качества углеводородных флюидов и разработки оптимальных моделей их транспортировки и переработки
Реализация работы. Материалы диссертации и методические подходы к интерпретации информации по составу УВ С5-С8 нефтей и конденсатов, успешно использовались при выполнении работ ИНГГ СО РАН в рамках исследовательских проектов РАН ("Осадочные бассейны и их ресурсный потенциал"),
МПР РФ (программа "Поиск"), а также научно-исследовательских работ, выполненных по заказам ведущих российских и зарубежных нефтегазовых компаний
Апробация работы и публикации. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на 18 международных и всероссийских конференциях в Москве, Санкт-Петербурге, Новосибирске, Томске, Тюмени, Хашы-Мансийске в период с 1997 по 2007 г Автор представлял результаты своих исследований на XXXI Международном геологическом конгрессе (Rio de Janeiro, 2000) и на XXI Международном конгрессе по органической геохимии (Krakdw, Poland, 2003) По теме диссертации опубликовано 37 работ, в том числе 6 статей в рецензируемых журналах из списка ВАК
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав и заключения, содержит 360 страниц, 76 рисунков, 34 таблицы, приложение (69 страниц, в том числе 12 рисунков, 19 таблиц) Список использованной литературы включает 315 наименований
Работа выполнена в лаборатории геохимии нефти и газа ИНГГ им А А Трофиму-ка СО РАН под научным руководством академика АЭ Конторовича, которому автор выражает глубокую признательность за поддержку и высокую требовательность За консультации и помощь в подготовке работы автор искренне благодарна JIС Борисовой, а также Е В Бекреневой, С Ю Беляеву, JIМ Бурштейну, ДА Дочкину, С В Ершову, ИВ Жилиной, А В Истомину, ЕА Костыревой, Д В Косякову, В О Красавчикову, П С Лапину, Н И Ларичкиной, В Р Лившицу, В И Москвину, А Н Фомину, Т М Хамхоевой, Т Л Халиной, Б Н Шурыгину и др
1. КРАТКИЙ ОЧЕРК ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СЕВЕРНЫХ РАЙОНОВ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ
В первой главе по опубликованным и фондовым материалам ведущих специалистов (СЮ Беляев, ММ Биншток, ВНБородкин, О И Бостриков, ВС Бочкарев, Ю В Брадучан, А М Брехунцов, Л М Буршгейн, В С Вышемирский, Л Н Гирш-горн, ФГ Гурари, ВII Девятое, ДВ Дробышев, АЕ Еханин, ЮН Занин, НП За-пивалов, KB Зверев, AM Казаков, В А Казаненков ВПКазаринов, ЮН Карошдин, АЭ Конгорович, В А Конгорович, НX. Кулахмегов, АР Курчи-ков, ГП Мясникова, АЛ Наумов, А А Нежданов, ИИ Нестеров, Б Л Никигенко, В В Огибенин, Л С Озеранская, Н Н Ростовцев, М Я Рудкевич, А В Рыльков, В Н Сакс, ФК Салманов, В Г Смирнов, Б П Сгавицкий,ВС Сурков, АА Трофи-мук, АС Фомичев, ЭЭ Фотиади, Г Г Шемин, В И Шпильман, А В Шпильман, Б Н Шурыгин, А.З Юзвицкий, Г С Ясович и др) дана характеристика стратиграфии, тектоники, нефтегазоносности, основных нефтематеринских отложений и истории формирования месторождений нефти и газа на севере ЗС НГБ
2. ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ГЕОХИМИИ НЕФТЕЙ И КОНДЕНСАТОВ СЕВЕРНЫХ РАЙОНОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Вторая глава посвящена истории развития взглядов и современным представлениям о генезисе углеводородных флюидов в мезозойских отложениях ЗС НГБ, которые нашли свое отражение в работах В Е Андрусевича, О А Арефьева, А И Богомолова, Т А Ботневой, В С Вышемирского, MA Галишева, СИ Голышева, ИВ Гончарова, ФГ Гурари, H H Гурко, M В Дахновой, H П Запивалова, А Э Конторовича, А И Ларичева, С Г Не-ручева, ИИ Нестерова, О Л Нечаевой, Л С Озеранской, Ал А Петрова, M Я Рудкевича, А В Рылькова, Ф К Салманова, В С Соболева, ЕВ Соболевой, И С Старобинца, ОФ Стасовой, В А Успенского, А С Фомичева, В А Чахмахчева, В К Шиманского, А В Шпильмана, В И Шпильмана и др Особое внимание уделяется применению при геохимических исследованиях нефтей и конденсатов параметров по составу УВ C5-Cs
3. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ ПО ХИМИИ НИЗКОМОЛЕКУЛЯРНЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ С5-С8 НЕФТЕЙ И КОНДЕНСАТОВ
В третьей главе в соответствии с работами российских (В Е Андрусевич, О А Арефьев, А И Богомолов, H Б Вассоевич, В В Вебер, И В Гончаров, Г H Гордадзе, АН Гусева, АФ Добрянский, M H Забродина, АН Изосимова, АЭ Конторович, ГП Курбский, Л С Озеранская, А А Петров, АН Резников, Г И Сафонова, ЕВ Соболева, ОФ Стасова, И С Старобинец, В А Успенский, Л И Хотынцева, В А Чахмахчев, В К Шиманский и др ) и зарубежных исследователей (Е Е Брэй (Е Е Bray), ЕД Эванс (ED Evans), ДУ Джемисон (GW Jamieson), Г И Хальперн (HI Halpern), ДжМ Хант (JM Hunt), КБ Куне (СВ Koons), ФД Манго (FD Mango), КД МакОлиф (CD McAuliffe), У Одден (W Odden), ГТ Фи-липпи (GT Philippi), А Рахман (A Rahman), MA Роджерс (MA Rogers), К Ф M Томпсон (К F M Thompson), Ванг Tao (Wang Tao), A Янг (A Young) и др ) приводится номенклатура, физические и химические свойства УВ C5-Cg, обсуждаются их источники и условия генерации, тенденции изменения параметров по составу УВ С5-С8 в зависимости от интенсивности воздействия вторичных факторов и возможности их применения для геохимических обобщений
4. ОБЪЕКТ, МАТЕРИАЛ И МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ
В четвертой главе дана характеристика объекту исследования, обсуждаются методика аналитического изучения состава нефтей и конденсатов, методы и подходы к интерпретации аналитических данных Этот вопрос кратко освещен в соответствующем разделе во вводной части автореферата
5 ГЕОХИМИЯ НИЗКОМОЛЕКУЛЯРНЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ С5-С8 ИССЛЕДОВАННЫХ НЕФТЕЙ И КОНДЕНСАТОВ
5Л. Распределение отдельных гомологических рядов и индивидуальных углеводородов С5-С8 в исследованных нефтях и конденсатах
В низкокипящей фракции нефтей и конденсатов из 69 углеводородов С5-С8 максимумом концентрации характеризуется мегилцикпогексан и н-алканы (главным образом н-гексан и н-гешан) Три-, этил- и гемзамещенные углеюдороды идентифицируются в следовых количествах или отсутствуют Исследованные пробы близки по групповому составу УВ C5-Q Однако, в конденсатах по сравнению с нефтями выше содержания изоалканов, а н-алканов - меньше В нефтях по сравнению с конденсатами выше концентрации легких аренов В конденсатах по сравнению с нефтями меньше незамещенных углеводородов, и больше их моно- и дизамещенных изомеров
Легкие фракции нефтей и конденсатов состоят в основном из монозамещенных углеводородов Значительно ниже концентрации незамещенных и, далее, дизамещенных УВ С5-С8 Содержания тризамещенных УВ C5-Cg очень невелики Среди незамещенных и монозамещенных УВ C5-Q преобладают алканы, далее в порядке убывания концентрации следуют циклогексаны (ЦТ) и цшшопентаны (ЦП) Бензола и монозамещенных аренов еще меньше Дизамещенные УВ Q-Q образуют рад цикланы > арены (ксилолы) > алканы Тризамещенные УВ C5-Q - это преимущественно ЦП и незначительное количество алканов
5.2. Пространственные закономерности распределения генетических параметров по составу низкокипящих углеводородов С5-С8 исследованных нефтей и конденсатов
Нефти с высоким содержанием УВ C5-Q (>16%) из нижнесреднеюрских отложений тяготеют к северу и северо-востоку, но часть таких проб локализуется на юго-заладе исследованного района Верхнеюрские нефти с высокими концентрациями легких фракций распространены на юго-востоке В нижнемеловых отложениях зона распространения таких нефтей смещена на северо-запад, хотя в некоторых пробах на юго-востоке исследованного района также повышены содержания УВ C5-Q
По содержанию в нефтях и конденсатах легких аренов исследованная территория делится на три зоны Две области с высокими их концентрациями (>10,0% на фракцию) локализуются на юго-западе, северо-востоке и востоке Между ними выделяется зона распространения углеводородных флюидов с пониженным содержанием легких аренов Для нижнесреднеюрских отложений это довольно узкая полоса на юго-западе района исследования, а д ня верхнеюрских - она значительно шире Нефти и конденсаты с низкими концентрациями легких фенов характерны для некоторых юрских залежей на востоке и северо-востоке исследованной территории. В залежах ю нижнего мела нижи концентрации легких аренов во многих пробах на севфе Среднего Приобья В отличие от юрских проб, распределение концентраций легких фенов в углеводородных флюидах из нижнемеловых залежей характеризуется высокой контрастностью от 2,5% в центральной
части района исследования, до 20,0-22,5% на фракцию на востоке и до 30,0% на севере Д ля нижнемеловых авюжений зоны с максимумом концентрации легких фенов на севере и востоке совпадают с локализацией нефгей с низкими концентрациями УВ Су-О, что свидетельствует об их газоконденсатном генезисе (Сгаробинец, 1974) Известно также, что высокие концентрации легких аренов характеризуют преимущественно терраген-ный тип нефгематеринского ОВ и (или) высокозрелые нафтиды (Тиссо, Велье, 1981, Петров, 1984 и др) Для юрских нефгей и конденсатов вполне закономерно однонаправленное влияние обоих этих факторов Накопление каких аренов в некоторых нижнемеловых нефгях и ковдакшах можно обьжншь с одной стороны товдщйушсдадованносгыо от нижележащих залежей и вефгемагеринских оггшений (гшезиг), а с другой-зшящельшмшияни-ем 1крераспредепения углеводородных компонентов при миграции.
Отчетливо проявляется геохимическая специализация генетических параметров по составу УВ С5-С8 Нефти и конденсаты на юге исследованной территории по сравнению с северными районами характеризуются высоким отношением алканы/ цикланы (> 1,5), которое сочетается с повышенными значениями показателей н-гептан/ мстипЦГ, ЭБ/ сумма ксилшов, ЦП/ ЦТ (> 0,9, ОД и 0,9, соответственно) К северу и северо-восток растет отношение м-ксилол/ о-ксилол. Такое распределение генетических параметров по составу УВ О-С^ согласуется с представлениями о распространенности разнотипных нефгей в ЗС НГБ (Конторович и др, 1967а, 1975, Конторович, Стасова, 1978 и др) Д ля Среднего Приобья характерны углеводородные флюиды, генерированные аква-генным ОВ, что чежо проявляется и в значениях генегаческих параметров по составу УВ С^О, Известно, что в нижнесреднеюрских нефгсматеринских тшшах высока роль террагеннош ОВ, в особенности на северо-востоке и востоке бассейна. Поэтому на севере ЗСНГБ на составе углеводородных флюидов сказывается вклад тсррагснного ОВ, а также значительная его окисленность Высокие концентрации легких аренов внефгях и конденсатах северных и северо-восточных районов, также свидетельствуют об их преимущественно террагенной природе Смещение на север зон распространения аквагенных нефгей и конденсатов верхнеюрских и нижнемеловых залежей, по сравнению с нижнесреднеюр-скими, может быть связано с аккумуляцией в них углеводородных флюидов, образованных за счет аквагенного ОВ баженовской свиты и ее аналогов
На севере ЗС НГБ катагенез ОВ выше, по сравнению с ее южными территориями Обычно при усилении катагенеза в составе нефгей и конденсатов одновременно возрастают концентрации алканов и аренов при снижении роли цикланов Однако в бензинах нефгей и конденсатов на севере исследованной территории содержание легких аренов и цикланов выше, по сравнению с углевородными флюидами Среднего Приобья, а доля алканов в них понижена Следовательно, на облик углевородных флюидов как на юге, так и на севере исследованного района в первую очередь оказала влияние специфика нефгематеринского ОВ
5.3. СЕМЕЙСТВА НЕФТЕЙ И КОНДЕНСАТОВ ПО ДАННЫМ КЛАСТЕРНОГО АНАЛИЗА, ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИХ СТРАТИГРАФИЧЕСКОЙ И ТЕКТОНИЧЕСКОЙ ПРИУРОЧЕННОСТИ
По результатам кластерного анализа все изученные нефти и конденсаты разделены на 6 групп (семейств) Самым представительным является семейство I (130 нефгей, 40 конденсатов) В семейства III, IV и VI обособилось 84, 71, 79 (соответственно) нефтейи8,4,13 (соответственно) конденсатов Меньше всего проб в семействах П (52 нефти, 4 конденсата) и V (27 нефгей, 9 конденсатов) Большинство нефтей и конденсатов семейств I, Ш и IV отобраны из берриас-агпских шепьфовых отложений, а остальные - из юрских залежей Нефти и конденсаты семейства V тяготеют к залежам верхней части нижнего мела. Пробы семейств П и VI равномерно распределены по разрезу Нефти и конденсаты семейств I и VI распространены на севере и северо-востоке исследованного района (Ямало-Карская региональная депрессия) Единичные пробы этих семейств отобраны в пределах Красноселькупской моноклизы, а некоторые пробы семейства I локализуются на юго-западе (север Хантейской гемиан-теклизы и Красноленинской мегамоноклизы) Углеводородные флюиды семейства IV обособились на юге (север Хантейской гемиантеклизы и Красно; книжкой мегамоноклизы, юг Красноселькупской моноклизы, юг Южно-Надымской мегамоноклизы), а нефти и конденсаты семейств П и Ш - на юге и юго-востоке исследованного района (север Красноленинской мегамоноклизы и Хантейской гемиантеклизы, юг Южно-Надымской мегамоноклизы) Несколько проб семейства П обнаружены в сред-неюрских залежах Медвежье-Нугинского мегавада и Северного свода (Ямало-Карская региональная депрессия), на севере Красноселькупской моноклизы Единичные пробы семейства Ш приурочены к залежам на Среднепурском наклонном мегапрогибе, на юго-западе Надымской гемисинеклизы, на севере Среднепурскош наклонного мега-прогиба. Углеводородные флюиды семейства V распространены практически по всей исследованной территории
В семейства I и VI выделились нефти низкой и средней плотности (в среднем 838 и 836 кг/ м3, соответственно) В этих нефгах низки содержания серы (в среднем 0,3% и 0,1%, соответственно) Нефти семейств П-У средней и высокой плотности (в среднем 865,857,866,879 кг/ м3, соответственно) Нефти семейств П и Ш - малосерни-стыс и сернистые (в среднем 0,8% и 0,6%, соответственно), семейства IV - средне- и высокосернистые (в среднем 1,0%), семейства V - мало- и среднесернистые (в среднем 0,5%) Содфжание смол в исследованных нефтях невысокое (<10,0%), однако в семействе II и Ш (около 10% выборки), IV и V (около 20% выборки) встречаются пробы с повышенным (>10,0%) содержанием смол Меньше всего асфальтенов в нефтях семейства VI (в среднем 0,3%) и I (в среднем 0,5%) В нефтях семейств П-У концентрация асфальтенов выше (в среднем 1,7,1,5, 2,1,3,6 и 1,1%, соответственно) Нефти семейств 1-У - малопарафинисше (в среднем 4,3,3,6,3,5,3,6 и 3,0%, соответственно) В семейство VI обособились в равной мере как малопарафинисше, так и высокопа-рафинистые нефти (в среднем 7,0%) Содержание УВ С5-С$ в большинстве исследованных нефгей невысоко (<20,0%), однако единичные пробы семейств П-У и около 30% от выборки семейств I и VI характеризуются выходом низкокипящей фракции >30,0%
Плотность конденсатов семейств I, Ш-У1 не превышает 800 кг/м3, но 10% проб этих семейств (в основном из юрских отложений) и юрские пробы семейства II тяжелее Содержание серы обычно ниже 0,1% на конденсат Концентрация смол в конденсатах составляет <1,0%, но в единичных пробах (в основном из юрских отложений) семейств I, Ш и в 50% конденсатов семейства VI концентрация смол >1,5% Конденсаты практически не содержат асфаяышы (<0,2%) В конденсатах семейств I, Ш-У1 выход легкой фракции >30,0% В конденсатах семейства П, IV (около 50% выборки), VI (около 10% выборки) и в единичных пробах семейства I легких углеводородов меньше
В составе УВ С5-С8 нефтей и конденсатов семейств 1-1У алканы преобладают над цикланами, а относительное содержание легких аренов невысоко, за исключением конденсатов семейства II и проб семейств V и VI В них цикланы преобладают над алканами, причем ЦТ больше чем ЦП (табл 1) В конденсатах семейства II очень высоки концентрации легких аренов Несколько меньше, но также выше по сравнению с другими семействами содержания легких аренов в пробах семейства VI По распределению алканов С^С^ особо выделяются нефти и конденсаты семейства V В них мало легких н-алканов (в ряде проб отсутствуют), а максимум концентрации среди алканов приходится на монометилалканы, относительно повышены содержания гемзамещенных алканов
Таблица 1. Генетические параметры по составу углеводородов С5-С8 _исследованных нефтей и конденсатов_
Параметры | Тип флюида Семейство I Семейство II Семейство III Семейство IV Семейство V Семейство VI
н-алканы н (19,6-43,4)/31,9 (10,0-55,9)/37,5 (12,0-40,2)/30,5 (34,6-50,5)/41,5 (0,0-8,8)/3,4 (11,7-39,8)/23,2
О к (19,4-42,3)/29,3 (17,1-19,0)/18,3 (21,5-35,5)/27,6 473, 32,0 (№,6-13,8)/4,0 (6,6-27,9)/21,8
г £ и-алканы н к (19,1-30,4)/24,2 (19,8-35,3)/ 26,5 (3,7-31,2)/25,1 (9,6-10,7)/ 9,9 (18,4-35,4)/ 25,8 (24,2-36,4)/29,1 (22,1-36,5)/27,9 34,1,41,7 (0,7-35,5)/ 25,8 (7,6-41,6)/31,9 (5,8-30,0)/ 17,5 (15,1-33,6)/21,6
а >> ЦП н (5,5-22,7)/15,3 (2,4-27,5)/17,7 (9,4-28,2)/20,0 (9,3-22,0)/15,5 (2,0-40,0)/ 26,4 (4,4-27,3)/11,1
I 1 к (6,2-19,2)/12,« (4,5-5,8)/5,2 (15,9-28,8)/213 11,7,14,2 (17,9-31,0)/25,8 (6,2-23,0)/12,8
ЦГ н (12,1-35,7)/21,4 (2,7-20,6)/12,5 (9,2-25,5)/17,7 (6,1-14,0)/10,9 (7,0-65,7)/38,1 (183-463)/ 33,6
£ « Ь- а к (17,2-37,3)/ 26,4 (29,6-38,6)/35,0 (12,6-22,7)/19,1 5;8,10,4 (27,2-60,4)/ 35,; (26,5-40,0)/32,9
£ арены н (0,2-22,6)/ 7,2 (1,6-79,7)/ 7,1 (0,5-15,6)/ 6,2 (0,1-1 М)/4^2 (0,0-90,1)/ 6,4 (2,7-45,4)/14,6
а к тЯГМ 5,2 (27.3-37,7)/31,7 (1,3-4,7)/2,9 1,1,1,7 (0,6-12,4)/2,9 (3,5-203)/10,9
алканы/ н (0,8 - 2,3)/1,6 (0,9-3,8)/2,1 (0,8-2,8)/1,6 (1,8-4,6)/ 2,8 (0,0-0,8)/ 0,4 (0,4-1,9)/0,9
цикланы к (0,9-2,8)/1,5 (0,6-0,8)/0,7 (1,1-2,0)/1,5 4,7,3,0 (0,1-1,0)/0,5 (0,7-1,3)/1,0
н-алканы/ н (0,9-2,2)/1,4 (0,1-3,2)/1,6 (0,4-1,7)/1,2 (1,1-2,1)/1,5 (0,0-03)/0,1 (0,4-2,8)/1,4
и-алканы к (0,6- 1,7)/1,2 (1,6-1,9)/1,8 (0,7-13)/1,0 1,4, 0,8 (0,0-0,4)/0,1 (0,2-1,5)/ 1,1
ЦП/ ЦГ н (0,2 - 1,5)/0,8 (03-3,1)/1,4 (0,6-2,9)/1,2 (0,8-2,3)/1,5 (0,0-1,4)/0,7 (0,1-1,0)/ 03
к (03-0,7)/0,5 (8,1-0,2)/0,2 (0,9-1,7)/1,2 2,0, 1,4 (0,4-1,1)/0,7 (0,2-0,7)/ 0,4
м-ксилол/ н (1,1-5,6)/2,1 (0,9-2,8)/1,5 (1,1-3,0)/1,7 (1,1-2,7)/1,4 (0,0-3,6)/ 2,2 (1,3-9,5)/3,5
о-ксилол к (1 6-7,81/3,7 (4,5-4,9)/ 4,7 (1,5-3,3)/2,2 13,1,2 (1,1-18,9)/ 4,8 (2,3-37,6)/5,7
н-гептан/ н (0,3 -1,8)/ 0,8 (0,3-2,1)/1,4 (0,2-1,8)/1,0 (1,2-3,1)/1,9 (0,0-0,2)/ 0,0 (0,2-1,2)/ 0,4
метилЦГ к (0,1-1,0)/0,5 (03-0,5)/0,4 (0,7-1,4)/1,0 2,5, 1,2 (0,0-0,1)/ 0,0 (0,1-0,5)/0,4
ЭБ/ сумма н (0,1 - 0,6)/ 0,2 (0,1-1,0)/ 0,5 (0,0-0,5)/0,3 (0,2-0,8)/ 0,5 (0,0-0,3)/ 0,1 (0,0-0,4)/ 0,1
ксилолов к (0,0-0,2)/ОД (0,0-0,1)/0,1 (0,1-03)/0,2 0,5, 03 (0,0-0,3)/ 0,1 (0,0-0,2)/ 0,1
в числителе указан разброс параметра, в знаменателе - его среднее значение, и - нефти, к - конденсаты, ЦП - циклопентаны, ЦТ - циклогексаны, ЭБ - этилбензол
В составе цикланов в исследованных нефгях и конденсатах максимум концентрации приходится на метилЦП (среди ЦП) и метилЦГ (среди ЦТ, а в большинстве проб среди всех УВ Q-Cg) Содержания триметилЦП, этил- и гемзамещенных цикланов очень низки Концентрации транс-ЦП (за исключением 1,3-димепшЦП) значительно выше по сравнению с цис-ЦП Среда легких аренов преобладают толуол (семейства I, Ш, IV) и м-ксилол (семейства П, V, VI) Во многих пробах отсутствуют бензол и этиябензол
В пробах выделившихся семейств монозамещенных УВ Cy-Q больше, чем незамещенных, которые в свою очередь существенно преобладают над ди- и тризамещенными УВ Но в нефгах семейств П и IV незамещенных УВ Q-Q больше, чем монозамещенных В пробах семейства V мою- и дизамещенные УВ преобладают над незамещенными
Среди незамещенных и монозамещенных УВ C5-Cg алканы преобладают над цикланами, а концентрация аренов очень низкая Исключение составляют конденсаты П и пробы VI семейств, в которых относительное содержание метилЦГ выше по сравнению с монозамещенными алканами В нефгях и конденсатах семейства V ЦТ больше, чем н-алканов В составе дизамещенных УВ С5-С8 больше цикланов, главным образом за счет ЦП В конденсатах I и в пробах VI семейств ЦТ преобладают над ЦП Более 90% тризамещенных углеводородов составляют ЦП, а остальная часть - алканы В конденсатах тризамещенных алканов больше, чем в нефгях
5.4. СТАТИСТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕЙ И КОНДЕНСАТОВ
Анализ парных коэффициентов корреляции (при уровене значимости 0,05) между УВ Q-Cg, параметрами по их составу, условиями нахождения проб в залежи (глубина отбора пробы, температура пласта) и физико-химическими характеристиками исследованных нефтей и конденсатов выявил следующие зависимости
• углеводороды C5-Q взаимосвязаны значимыми в основном положительными и достаточно высокими коэффициентами корреляции, за исключением компонентов, концентрации которых очень низки
• концентрации легких аренов (в нефгях и конденсатах) и ЦТ (в нефгях) увеличиваются, а содержания алканов и цикланов Q-Q в конденсатах уменьшаются с глубиной и вмещающих отложений Наиболее сильные корреляционные связи с геологическими условиями нахождения проб в залежи наблюдаются для отношений ЦП/ ЦТ и н-алканы/ и-алканы
• углеводороды С5-С8 связаны значимыми отрицательными коэффициентами корреляции с физико-химическими свойствами нефтей и конденсатов Зависимость между составом УВ Cy-Q и содержанием серы, парафинов, смол и асфальтов наиболее четко проявляется для нефтей семейств I, III и IV
• Отношение ЦП/ ЦТ имеет высокие положительные коэффициенты корреляции (| г |>0,50) с отношениями н-гепган/ метилЦГ, алканы/ цикланы, этилбензол/ сумма ксилолов Отношение этилбензол/сумма ксилолов связано высокими положительными коэффициентами корреляции с отношениями н-гептан/ метилЦГ, алканы/ цикланы
• Содержание н- и и-алканов С5-С& тем выше, чем выше в углеводородных флюидах общее содержание алканов и чем меньше цикланов (в основном за счет ЦГ) С ростом количества и-алканов в некоторых пробах растет содержание ЦП Чем больше в нефтях и конденсатах и-алканов, тем меньше в них аренов
• Высоки положительные коэффициенты корреляции между отношением УВ С5-С</ УВ Ст-Св (показатель миграции) и концентрацией н- и и-алканов, отношением алканы/ цикланы
• При увеличении значений параметров зрелости нефтей и конденсатов (мономе-тилзамещенные УВ СуСУ эшшмещенные УВ С5С& коэффициенты целости В 1С Шиман-ского (Кш), В А Чахмахчева (Кч), К Томпсона (И)) в них становится больше н-алканов И наоборот, высокие отрицательные коэффициенты корреляции между параметрами зрелости и содержанием в нефтях циклопентанов указывают на уменьшение их концентрации с увеличением зрелости углеводородных флюидов
6. ГЕНЕТИЧЕСКАЯ ПРИРОДА НЕФТЕЙ И КОНДЕНСАТОВ ОТДЕЛЬНЫХ СЕМЕЙСТВ
Особенности состава УВ С5-С8 нефтей и конденсатов позволяют отнести к единому генотипу пробы семейств I, II и III, а семейства IV, V и VI выделить как самостоятельные генотипы
Нефти и конденсаты семейств IV и VI четко различаются по групповому составу УВ С5-С8 В пробах семейства IV повышены концентрации легких алканов и ЦП, а в пробах семейства VI самые высокие содержания ЦГ и легких аренов Углеводород ные флюиды семейства IV характеризуются самыми высокими в выборке значениями отношений алканы/ цикланы, ЦП/ ЦГ, н-гептан/ мегилЦГ, ЭБ/ сумма ксилолов и м-ксилол/ о-килол при низком отношении прислан/ фшан (табл. 1,2), что свидетельствует об аквагенном типе исходного нефтематеринскош ОВ Для проб семейства VI значения перечисленных выше параметров по составу УВ С^Сз низкие при высоких отношениях пристан/ фитан (табл 1, 2), что позволяет предположить их преимущественно террагенный генезис Параметры состава УВ С5-С8 нефтей и конденсатов семейств 1-Ш имеют в среднем промежуточные значения по сравнению с теми же показателями семейств IV и VI, поэтому можно предположить их смешанный генезис Семейства нефтей и конденсатов в зависимости от усиления в их составе роли аквагеннош ОВ образуют ряд 1У>Ц>Ш>1>У1, что согласуется с их пространственной локализацией
Весьма неоднозначно трактуется присутствие в углеводородаых флюидах аренов Повышенные концентрации аренов обычно свидетельствуют не только о террагекном типе нефтематеринского ОВ, но часто характерны для высокозрелых нефтей и конденсатов Катагенез углеводородных флюидов приводит к увеличению концентрации как легких аренов так и н-алканов при этом в них становится меньше легких цикланов Исследованные пробы с высокими концентрациями легких аренов (в том числе семейство VI) характеризуются пониженными содержаниями легких алканов и повышенными -
Таблица 2. Параметры по составу н-алканов и ациклических изопренанов С^ _исследованных нефгей и конденсатов_
Семейство Тип флюида н-алканы Сщ-Сго (в % на нефть, конденсат) Кизо = (Рг+РЬ)/ (нС17+нС„) н-алкан ы/ изопреноиды СР1 Рг/РЬ н-С27/ н-Сп
I и (3,6-14,0)/6,1 (0,0-1,1)/ 0,5 (4,5-22,1)/10,4 (0,4-1,3)/1,0 (0,6-9,8)/1,9 (0,1-0,8)/ 0,4
к (3,1-12,6)/ 7,7 (0,1-0,8)/0,4 (8,3-26,5)/16,6 (0,5-2,5)/1,1 (1,2-12,0)/4,5 (0.0-0.7)/ 0,2
II и (3,2-6,9)14,7 (0,0-1,4)/ 0,6 (4,7-17,3)/ 9,0 (0,8-1,3)/ 0,9 (0,7-1,5)/1,0 (0,2-0,6)/ 0,3
к (6,7-13,4)/9,0 (0,2-0,3)/0,3 (9,4-17,3)/13,7 (0,9-1,2)/1,1 (3,7-5,0)/ 4,4 (0,1-0,3)/ 0,2
III II (1,8-8,3)/4,8 (0,0-2,4)/ 0,7 (2,9-18,3)/ 8,5 (0,8-1,1)/1,0 (0,2-2,8)/1,3 (0,1-2,2)/0,4
(0,8-6,8)/3,1 (0,3-0,7)/ 0,1 (12,3-127,6)/ 27,6* (1,0-1,4)/1,2 (1,7-8,0)/ 3,5 (0.0-0,2)/0.0
IV н (3,3-6,8)/4,4 (0,0-1,1)/0,6 (7,6-17,7)/11,0 (0,5-1,1)/0,9 (0,5-1,3)/0,8 (0,1-0,6)/ 0,3
V к (0,3-9,6)/ 3,3 (0,0-45,0)/0,6* (0,1-16,0)/3,4* (0,9-1,1)/1,0 (0,9-6,8)/2,3 (0,0-7,0)/1,2
11 (0,2-4,5)/1,7 (0,4-1,5)/0,9 (1,8-10,4)/4,9 1,1, 1,0 (2,0-6,0)/ 3,3 (0,0-9,4)/0,1
VI К , (4,3-19,8)/9,0 (0,1-0,7)/ 0,3 45,0.730,2)/,12^7 (1,0-1,3)/1,1 (1,0-15,0)/.4,1 (0,0-1,7)/ 0,5
н (4,4-13,9)/8,2 (0,2-1,3)/0,4 (7,8-19,4)/13,6 (1,0-1,4)/1,1 (2,5-10,5)/ 5,1 (0,0-0,8)/ 0,2
в числителе указан разброс параметра, в знаменателе - его среднее значение, Рг - пристан, РЬ - фитан
* - при расчете среднего аномальные значения параметра не учитывались,
цикланов С5-С8 Близкие значения параметров катагенеза нефтей и конденсатов, рассчитанных по составу УВ С5-С8 (Кч (Чахмахчев, 1983), Кш (Шиманский, 1984), И (Тотрвоп, 1979) и др), указывает на незначительные различия в их зрелости Практически все исследованные пробы характеризуются амодальным распределением н-алканов Ст, а содержание н-алканов резко уменьшается с ростом их молекулярной массы Такое распределение н-алканов в исследованных пробах вместе с СР1~1 показывает, что зрелость исследованных нефтей и конденсатов соответствует главной зоне нефтеоб-разования Высокие концентрации легких аренов могут свидетельствовать также об остаточном типе углеводородных флюидов Но одновременно с увеличением роли аренов в легких фракциях в таких нефтях и конденсатах повышается содержание высокотемпературных фракций, смол и асфальте-нов, высокомолекулярных н-алканов и др Остаточный тип нефтей и конденсатов с повышенной концентрацией легких аренов в целом не подтверждается данными по их физико-химическому составу Следовательно, специфика состава УВ С5-С8 исследованных нефтей и конденсатов, и в том числе концентрация в них легких аренов, обусловлены в первую очередь генезисом исходного нефтематеринского ОВ
Однако некоторые особенности состава ряда исследованных нефтей и конденсатов показывают на влияние на их состав миграции Пробы, кото-
рые характеризуются высокой плотностью, температурой начала кипения, в которых одновременно мало УВ С5-С8, высоки концентрации легких аренов (> 20,0% на фракцию), низки содержания или отсутствуют ЦП, низки отношения бензол/ толуол и УВ С5_(/ УВ С7 8, повышено отношение циклогексан/ циклопентан, можно отнести к остаточному типу Среди нижнемеловых нефтей встречаются пробы со следовыми концентрациями легких аренов и, соответственно, аномально высокими отношениями алканы/ арены и цикла-ны/ арены, что может быть признаком фильтрованных углеводородных флюидов
Особыми свойствами в изученной выборке отличаются нефти и конденсаты семейства V В них мало или отсутствуют н-алканы С5-С8, но одновременно повышены концентрации их moho-, ди- и гемзамещенных изомеров Показатели состава УВ С5-С8, в которых используются концентрационные характеристики алканов (алканы/ цикланы и н-гептан/ метилциклогек-сан) нефтей и конденсатов семейства V также самые низкие в исследованной выборке Наряду с этим в нефгях и конденсатах семейства V мало н-алканов Сюао и самые низкие для выборки отношения н-алканы Сщ/ ациклические изопренаны и высокий во многих пробах Кизо (табл. 2) Такие характеристики углеводородного состава нафтидов свидетельствуют о влиянии на их состав биодеградации Вывод о биодирадированности нефтей и конденсатов семейства V согласуется с их приуроченностью к преимущественно неглубоким, с низкими пластовыми меловым обложениям. Отношения ЦП/Ц" и м-ксилол/ о-ксилол, рассчитанные для сшейсгва V, не выходят за диапазоны их разброса, характеризующие исследованную коллекцию Причем, нефти и конденсаты сшейсгва V, тяготеющие к зоне распространения семейства IV по этим параметрам и отношению присган/ фитан можно охарактеризовать как преимущественно морские А пробы семейства V, территориально тяготеющие к районам локализации семейства VI, вероятно, являются ушешдородаыми флюидами преимущественно кошинснтального или смешанного генезиса
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В диссертационной работе проанализированы данные по составу YBC^Q нефтей и конденсатов северных районов ЗС НГБ Благодаря применению современных компьютерных программ, проведен комплексный анализ распределения в нефгях и конденсатах УВ С5-С8, а углеводородные флюиды разделены на генотипы Анализ состава и геохимические параметры исследованных нефтей и конденсатов, их статистические характеристики, позволяют сделать следующие выводы
1. Индивидуальный углеводородный состав нефтей и конденсатов и расчетные параметры образуют значительные по объему массивы данных Надежным способом д ля их комплексного обобщения являются методы математической статистики а) результаты корреляционного анализа состава легких фракций, физико-химических свойств нафтидов и условий нахождения проб в залежи (глубина, температура пласта)
показывают, что УВ Q-Q образуют единую взаимосвязанную систему, состав которой жестко контролируется историей конкретной нефти (конденсата) Следовательно, параметры нижокипящей фратдаи можно широко использовать д ля решения обратной задачи органической геохимии - выяснения условий образования и эволюции углеводородных флювдов,
б) эффективным методом автоматической классификации проб нефгей и конденсатов является кластерный анализ Оптимальным набором параметров для проведения кластерного анализа являются показатели по составу УВ С5-С8 групповой состав, отношения алканы/ цикланы, ЦП/ ЦТ, н-алканы/ и-алканы, ЭБ/ сумма ксилолов, ЦТ/ алканы, ЦП/ и-алканы, н-гептан/ метилЦГ, м-ксилол/ о-ксииол
2. Низкокипящие фракции, независимо от фазового состояния содержащих их флюидов, близки по распределению изомеров алканов и гомологов цикланов и аренов
а) концентрационный ряд алканов как правило имеет вид н-алканы>мономепш-»диме1вд-»>триметилалканы Среди циклонов максимумом концентрации характеризуются мегалЦП и метилЦГ Транс-ЦП значительно больше по сравнению с иис-ЦП Тримегил-, этил- и гемзамещенные УВ часто не идентифицируются или их очень мало
в) в составе легких аренов в исследованных пробах преобладают толуол и (или) м-ксилол Во многих пробах отсутствуют бензол и этилбензол
г) в качестве заместителей в сгруюуре УВ C5-Q обычно присутствуют СН3- и, реже, С2Н5- Концентрации монозамещенных УВ в среднем выше, чем незамещенных, а они существенно преобладают над ди- и тризамещенными Среди моно- и незамещенных УВ Q-Q значительно больше алканов, чем цикланов, а концентрации аренов невелики Среди дизамещенных УВ Q-Q больше цикланов, главным образом за счет ЦП Триза-мещенные УВ С5-С8 - это в основном ЦП, и среди них очень мало тризамещенных алканов
3. Концентрация УВ С5-С8 в конденсатах в 2-3 раза выше, чем в нефтях В конденсатах по сравнению с нефгями как правило меньше легких аренов, а на фоне увеличения содержания легких и-алканов меньше н-алканов. В ковденсагах по сравнению с нефгями больше moho-, ди- и тризамещенных алканов, и меньше незамещенных Такие различия можно объяснить особенностями формирования конденсатов, и в первую очередь растворимостью индивидуальных соединений в углеводородных газах
4. В результате кластерного анализа исследованные пробы разделились на 6 семейств, которые различаются как по составу УВ C5-Q, так и по физико-химическим свойствам, по составу н-алканов С1Ш. и ациклических изопренанов Специфика их состава в первую очередь обуславливается типом нефгемагеринского ОВ (табл 3)
5. Семейства нефгей и конденсатов представляют разные генотипы
а) нефти и конденсаты семейства IV, приурочены к отложениям разного возраста, локализуются на юге исследованного района, имеют преимущественно «морской» генезис Вероятно, их источником было глубоководноморекое планкгоно- и бакгериогенное ОВ баженовской свиты.
б) пробы семейства VI, встречаются во всех нефтегазоносных комплексах на севере и северо-востоке исследованного района, имеют преимущественно «континентальный» генезис Их источником могло быть прибрежно-морское и озерно-аллювиальное ОВ нижнесреднеюрских отложений,
Таблица 3. Критерии диагностики типа исходного нефтематеринского органического вещества по составу углеводородов С5-Са
Параметры Тип исходного нефтематеринского ОВ
аквагенное террагенное
циклогексаны/ циклопентаны >0,9 <0,7
этилбензол/ сумма ксилолов >0,3 <0,2
н-гептан/ метилциклогексан >1,2 0,3 - 0,8
м-ксилол/ о-ксилол <2,0 >3,0
алканы/ цикланы >2,0 0,8 -1,5
в) углеводородные флюиды семейств 1-Ш имеют смешанный генезис, обусловленный как соответствующим типом нефтематеринского ОВ, так и возможным смешением углеводородных компонентов при формировании залежей
г) нефш и конденсаты семейства V биоде! радированы. Критериями д иагностики биодаради-рованных углеводородных флюидов являются следующие показатели по составу УВ О-Ся алканы/ цнкланы (<0,8), н-гептан/ метилциююгексан (<0,4), н-алканы/ и-алканы (<0,5), концентрации н-алканов С~С8 (<10,0% на сумму углеводородов С5-Ся) Признаком био-дсградации служит увеличение в составе нафгидов концентраций моно- и дизамещенных алканов при низеких содержаниях (или отсутствии) н-алканов Генетические показатели по составу УВ С5-С& в расчете которых не используются концентрации алканов, сохраняют свою информативность в биодеградированных нефгях и конденсатах
6. Исследованные нефти и конденсаты являются катагеннозрелыми Близкая зрелость углеводородных флювдов обусловила перекрывание интервалов разброса показателей катагенеза по составу их легкой фракции для разных семейств, и, следовательно, исключает возможности их разделения по уровню зрелости
7. Группирование однотипных нефгей и конденсатов в пределах единых районов локализации независимо сгг приуроченности залежей к отложениям разного возраста свидетельствует о преобладании вертикальной направленности при миграции, основными путями которой могли быть зоны разуплотнения горных пород или тре-щиноватости в приразломных зонах Не смотря на то, что в формировании залежей нефти и газа, несомненно, важную роль играли миграционные процессы, никаких значимых закономерностей в распределении параметров миграции исследованных углеводородных флюидов не обнаружено Вероятно, выравнивание их составов (и низкокипящей фракции в том числе) происходит за счет разнонаправленного влияния факторов миграции и многостадийности массопереноса углеводородных смесей Поэтому выявление закономерностей изменения состава нефгей и конденсатов под воздействием миграции на региональном уровне представляется малоэффективным
Наиболее четко такие закономерности должны проявляться при сравнении генетически близких углеводородных флюидов из разных залежей в пределах многопласговых месторождений
Итак, сравнительный анализ состава УВ С5-С8 нефтей и конденсатов, их сопоставление с физико-химическими свойствами нафтидов, параметрами по составу н-алканов Сцц. и ациклических изопренанов, с условиями нахождения проб в залежи, позволяют уверенно идентифицировать генотип углеводородных флюидов, а в ряде случаев влияние на их состав вторичных процессов, что немаловажно для прогноза качества нефтей и конденсатов и выяснения условий формирования месторождений
Основные публикации по теме диссертации
1 Фурсенко Е А Генетическая диагностика нефтей северных районов Среднего Приобья Западной Сибири по составу низкокипящих углеводородов Q-Cy/ Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ Тез докл международной конференции - СПб ВНИГРИ, 1999 - С 76-78
2 Борисова Л С, Лившиц В Р, Фурсенко Е А. Новый подход к выделению генетических семейств нефтей// Органическая геохимия нефгепроизводящих пород Западной Сибири Тез докл науч совещания-Новосибирск ИГНГСОРАН, 1999 - С 177-180
3 Bonsova LS, Livshic VR., Fursenko EA Geochemistry of low-boilmg hydrocarbons fiorn oils of the Northern Middle Ob Region (West Siberia) [CD]// 31st International Geological Congress Abstracts -Brasil, Rio de Janeiro, 2000
4 Фурсенко EA. Генетическая диагностика нефтей северных районов Среднего Приобья Западной Сибири по составу низкокипящих углеводородов С5-С// Докл РАН -2000 -Т 374 - №3 -С 382-384
5 Борисова Л С, Конгорович А Э, Фурсенко ЕЛ. и др Геохимия нефтей северных районов Среднего Приобья//Геология и геофизика.-2000 -№11 -С 1594-1607
6 Борисова Л С, Фурсенко Е А, Сгрехлегова ЕII Геохимия низкомолекулярных углеводородов нефтей глубокогогруженных горизонтов Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна// Критерии оценки нефгегазоносносга ниже промышленного освоенных глубин и определения приоритетных направлений геолого-разведочных работ Сб науч докл,книга1 -Пермь КамНИИКИГС,2001 -С 99-106
7 Bonsova L.S, Fursenko Е. A. Geochemistry of and genesis of light hydrocarbons of oils and condensates in the Jurassic and Cretaceous of northern West Siberia// Hydrocarbon Systems Analysis in the Circum-Arctic Area Abstracts AAPG European Region Conference - StPb VNIGRI, 2001 -C 10-12
8 <1^рсш1юЕАВшяшвкгаагшгзат(отдабенмш>к<^ ты/Гест,-№10-C.84-88.
9 Fursenko E, A Geochernistiy of light hydrocarbons from the Cretaceous oils of West Siberia [CD]// The 21a International Meeting on Organic Geochemistry Abstracts - Krakow, Poland, 2003
10 Фурсенко EA Геохимия низкокипящих углеводородов C5-C8 нефтей и конденсатов из меловых отложений Западной Сибири как показатель их генезиса// Генезис нефти и газа Тез докл международной конференции -М ГЕОС,2003 -С 449-450
11 Борисова Л С, Фурсенко ЕА Геохимия низкомолекулярных углеводородов Су-Q нефтей и конденсатов Западной Сибири// Геология и геофизика. - 2004 - №7 - С 861 - 872
12 Борисова Л С, Данилова ВП, Костырева Е.А., Фурсенко ЕА, Фомин АН, Конгорович А.Э Геохимия верхнеюрских (баженовская свита) и неокомских нефтей северного Приобья (Западная Сибирь)// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений -2004 - № 10 - С 51 - 56
13 Ермилов О M, Карогодин Ю H, Конгорович А Э, Фурсенко Е А. и др Особенности геологического строения и разработки уникальных залежей газа Крайнего Севера Западной Сибири - Новосибирск Изд-во СО РАН, 2004 - 225 с
14 Fursenko ЕЛ. The low-boiling hydrocarbons C5-Cg as indicators of the oil evolution [CD]//32я International Geological Congress abstracts - Italy, Florence, 2004
15 Фурсенко ЕА, Борисова Л С Роль процессов биодеградации в формировании состава нефтей и конденсатов из нижнемеловых отложений Западной Сибири// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений -2006 -№5-6 -С 44-51
16 Pursenko ЕА, Bonsova L S, Kostyreva Е A, Ivanova ЕА Biodégradation of oils m cretaceous reservoirs of the West Sibenan petroliferous basin// The 22s1 International Meeting on OrganicGeochemistry Abstracts -Torque,England,2007 -P 855-856
_Технический редактор О М Вараксина_
Подписано к печати 28 02 2008 Формат 60x84/16 Бумага офсет №1 Гарнитура Тайме
_Печ л 0,9 Тираж 110 Заказ №3_
ИНГГ СО РАН, ОИТ, 630090, Новосибирск, пр-т Ак Коптюга, 3
Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Фурсенко, Елена Анатольевна
ВВЕДЕНИЕ.
Глава 1. КРАТКИЙ ОЧЕРК ПО ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СЕВЕРНЫХ РАЙОНОВ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ
НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ.
1.1. Стратиграфия мезозойских отложений.
1.2. Тектоника платформенного чехла.
1.3. Нефтегазоносность.
1.4. Основные нефтематеринские толщи и история формирования месторождений нефти и газа.
Глава 2. ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ГЕОХИМИИ НЕФТЕЙ И
КОНДЕНСАТОВ СЕВЕРНЫХ РАЙОНОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ.
Глава 3. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ ПО ХИМИИ НИЗКОМОЛЕКУЛЯРНЫХ
УГЛЕВОДОРОДОВ С5-С8 НЕФТЕЙ И КОНДЕНСАТОВ.
Глава 4. ОБЪЕКТ, МАТЕРИАЛ И МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ.
Глава 5. ГЕОХИМИЯ НИЗКОМОЛЕКУЛЯРНЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ С5-С
ИССЛЕДОВАННЫХ НЕФТЕЙ И КОНДЕНСАТОВ.
5.1. Распределение отдельных гомологических рядов и индивидуальных углеводородов Cs-Cs.
5.2. Пространственные закономерности распределения генетических параметров по составу углеводородов С5-С8 исследованных нефтей и конденсатов.
5.3. Семейства нефтей и конденсатов по данным кластерного анализа, закономерности их стратиграфической и тектонической локализации.
5.4. Статистические характеристики нефтей и конденсатов.
Глава 6. ГЕНЕТИЧЕСКАЯ ПРИРОДА НЕФТЕЙ И КОНДЕНСАТОВ
ОТДЕЛЬНЫХ СЕМЕЙСТВ.
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геохимия низкомолекулярных углеводородов нефтей и конденсатов Надым-Тазовского междуречья и северных районов Широтного Приобья"
В работе проведено геохимическое обобщение обширного материала по составу углеводородов С5-С8 нефтей и конденсатов. В качестве объектов исследования выбраны 529 проб нефтей и конденсатов из мезозойских отложений центральных и северных районов Западной Сибири.
С момента получения первых притоков конденсатного газа (Березово, 1953 г.) и первых пленок нефти (Колпашево, 1954 г.) и до превращения Западной Сибири в крупнейший газодобывающий и в один из крупнейших нефтедобывающих регионов мира, аналитические исследование состава углеводородных флюидов являлись важной задачей научного и аналитического сопровождения поисков, разведки, транспорта и переработки нефти и газа. Эти исследования были начаты во ВНИГРИ (А.И. Богомолов, К.И. Панина, Л.И. Хотынцева и др.), а затем продолжены в СНИИГГиМСе (А.Э. Конторович, О.Ф. Стасова, С.И. Голышев и др.) и Центральной Тюменской лаборатории ТГУ (позднее Главтюмень-геология) (А.П. Стовбун, М.А. Вовк, Н.А. Максимов, JI.C. Озеранская, Т.Д. Островская и др.). Позднее геохимическое изучение нефтей Западной Сибири проводилось многими другими научно-исследовательскими коллективами России (ВНИГНИ, ИГиРГИ, СНИИГГиМС, ИГГ АН СССР и др.). К настоящему времени опубликовано большое число работ по геохимии западно-сибирских нефтей и конденсатов, накоплены обширные массивы аналитических данных по их составу. В последние десятилетия для генетической классификации нефтей чаще всего применяют информацию о распределении в их составе высокомолекулярных углеводородов-биомаркеров, наследующих углеродный скелет и, отчасти, стереохимию биомолекул липидов живого вещества. Однако многими российскими (В.Е. Андрусевич, B.C. Вышемирский, И.В. Гончаров, Г.Н. Гордадзе, А.Н. Гусева, А.Н. Изоси-мова, А.Э. Конторович, JI.C. Озеранская, А.А. Петров, Е.В. Соболева, И.С. Старобинец, О.Ф. Стасова, В.А. Чахмахчев, В.К. Шиманский и др.) и зарубежными исследователями (W. Odden, H.L Halpem, J.M. Hunt, K.F.M. Thompson, F.D. Mango, M.A. Rogers, G.B. Koons, D.M. Jarvie и др.) показано, что индивидуальный состав низкокипящих фракций нефтей и конденсатов весьма информативен как при определении их генотипа, так и при оценке влияния на их состав вторичных процессов (биодеградация, катагенез, миграция).
В наши дни центр нефтедобычи в Западной Сибири все более смещается из преимущественно нефтеносных районов Широтного Приобья на север. Меняется не только территория и условия добычи углеводородного сырья, но совершенно иным становятся их физико-химические характеристики, элементный, фракционный и углеводородный состав. Соответственно, нефтедобывающим, транспортным, нефтеперерабатывающим и нефтехимическим предприятиям необходимо не только адаптироваться к новым условиям добычи углеводородных флюидов, но и оценивать их качество, стоимость на мировом рынке и выбор рациональных методов их переработки. В значительной мере это касается низкокипящей фракции нефтей и конденсатов, наиболее востребованной в современном мире в качестве топлива. Для прогноза качества нефтей и конденсатов в пределах перспективных, но малоизученных территорий весьма эффективным инструментом остается геохимическое исследование углеводородных флюидов, и в том числе состава углеводородов Cs-Q, и проведение на их основе типизации нефтей и конденсатов. Немаловажен и тот факт, что при геохимическом изучении нафтидов по составу высокомолекулярных углеводородов-биомаркеров за рамками исследования довольно часто оказываются конденсаты, которые являются ценными компонентами нефтегазовых систем и играют важную роль при формировании и эволюции месторождений углеводородного сырья. С этой точки зрения использование параметров по составу углеводородов Qs-Cg позволяет наиболее полно характеризовать углеводородные флюиды разного фазового состава. В соответствии с выше изложенным актуальным является как район исследования (северные территории Западной Сибири), так и собственно геохимическое изучение состава низкокипящих фракций нефтей и конденсатов.
Цель работы - выявить разнотипные по составу углеводородов Cs-Cg нефти и конденсаты на севере Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна и дать оценку их изменениям под воздействием вторичных преобразований.
Работа направлена на решение следующей задачи - изучить геохимию низкокипящих углеводородов Cs-Cg нефтей и конденсатов на территории Надым-Тазовского междуречья и Северного Приобья Западной Сибири и на его основе провести генетическую типизацию исследованных нефтей и конденсатов.
Решение поставленной задачи было разбито на несколько этапов: - выполнить обзор исследований, посвященных (1) геологии и нефтегазоносности мезозойских отложений северных районов Западной Сибири, а также геохимии нефтей и конденсатов к ним приуроченных; (2) применению параметров по составу углеводородов С5-С8 для геохимических обобщений. создать электоронный банк данных по составу низко молекулярных углеводородов С5-С8 нефтей и конденсатов района исследования и провести их геохимический анализ, сформировать эффективный набор генетических критериев по составу углеводородов С5-С8 нефтей и конденсатов и провести их генетическую классификацию; выявить пространственные закономерности распределения состава низкомолекулярных углеводородов Cs-Cr исследованных нефтей и конденсатов; провести сравнительный анализ состава нефтей и конденсатов разных типов, установить закономерности их стратиграфической и тектонической локализации, установить генетическую природу нефтей и конденсатов отдельных семейств и возможные их источники.
Фактический материал и методика исследования. В работе обобщены результаты аналитического исследования нефтей (443) и конденсатов (86), отобранных из мезозойских залежей на 122 месторождениях и 18 нефтегазоносных площадях в пределах На-дым-Тазовского междуречья и Северного Приобья Западной Сибири на этапе поисково-разведочных работ до ввода месторождений в разработку. Формирование банка данных по составу исследованных нефтей и конденсатов проводилось под руководством А.Э. Конторовича при участии JI.C. Борисовой, М.А. Вовк, Е.П. Стрехлетовой, Д.А. Дочкина и автора. Геохимическая характеристика исследованных нефтей и конденсатов опиралась на особенности распределения углеводородов Qj-Ск. Кроме того, привлекались данные по физико-химическому составу углеводородных флюидов (плотность, фракционный состав, содержание смол, асфальтенов, твердых парафинов и серы, температура начала кипения), по индивидуальному составу н-алканов С^ и ациклических изопренанов. Определение индивидуального состава углеводородов Cs-Cg, н-алканов Сщ+ и изопреноидов проводилось методом газожидкостной хроматографии нефракционированных нефтей и конденсатов. В качестве математического инструмента разделения исследованных неф-тидов на генетические семейства применялся кластерный анализ параметров по составу углеводородов С5-С8. В проведении кластерного анализа большую помощь автору оказал д. г.-м. н. В.Р. Лившиц. Геохимическая интерпретация аналитических данных опиралась на значительный объем обобщенной автором литературы, в которой обсуждаются проблемы геохимии нефтей и конденсатов, а также геолого-геохимические особенности их образования и последующей эволюции.
Защишаемьге научные результаты:
1. Низкокипящие фракции исследованных нефтей и конденсатов имеют единый набор углеводородов состава С5-Св. Они близки по характеру распределения изомерных рядов алканов и гомологических рядов цикланов и аренов. Генетические параметры, рассчитанные по составу углеводородов С5-С8, являются эффективным инструментом для определения геохимических особенностей (генезис, влияние вторичных процессов) формирования нефтей и конденсатов.
2. В соответствии с геохимической специализацией параметров по составу углеводородов Cs-Cjj (групповой состав; отношения алканы/ цикланы, циклопентаны/ циклогек-саны, м-ксилол/ о-ксилол, этилбензол/ сумма ксилолов, н-гептан/ метилциклогексан и др.) в исследованной выборке идентифицированы нефти и конденсаты преимущественно «морского», преимущественно «континентального» и «смешанного» генезиса. Минимальные концентрации н-алканов Cs-Cg и низкие значения отношений алканы Cs-Cx/ цикланы C5-Q, н-гептан/ метилциклогексан и н-алканы C^-C^l и-алканы Cs-Cs характеризуют группу биодеградированных нефтей и конденсатов.
Научная новизна. В диссертационной работе на новом информационном уровне систематизирован и проанализирован обширный объем данных о составе низкокипящей фракции нефтей и конденсатов Надым-Тазовского междуречья и Северного Приобья Западной Сибири. В работе предлагается новый подход к типизации нефтей и конденсатов, который включает использование методов математической статистики и данных по составу углеводородов С5-С8, что позволило разделить исследованные углеводородные флюиды на семейства, и выявить пространственную приуроченность выделившихся семейств нефтей и конденсатов, их генетическую природу. Впервые построен набор схематических карт распределения генетических параметров по составу низкокипящих углеводородов, которые дают возможность выявлять закономерности их изменения в пределах исследуемой территории. Подобные карты могут использоваться как инструмент для предсказания распространенности нефтей и конденсатов с определенными характеристиками в малоизученных районах, где нефтегазовые месторождения еще не открыты или находятся на этапе разведки.
Практическая значимость. Данные по геохимии низкокипящих углеводородов С5-С8 нефтей и конденсатов были использованы в научно-исследовательских работах, посвященных оценке перспектив нефтегазоности Западно-Сибирского осадочного бассейна с целью прогноза качества углеводородных флюидов и выработки оптимальных схем их транспортировки и переработки.
Реализация работы. Значительная часть материалов диссертации, а также методические подходы к интерпретации геохимической информации по составу низкокипящей фракции нефтей и конденсатов, успешно использовались при выполнении исследовательских проектов ИНГТ СО РАН, касающихся проблем нефтегазоносности Западной Сибири. Это работы, выполненные ИНГТ СО РАН в рамках исследовательских проектов РАН ("Осадочные бассейны и их ресурсный потенциал"), МПР РФ (программа "Поиск") и по заказам ведущих российских и зарубежных нефтегазовых компаний.
Апробация работы и публикации. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на 17 международных и всероссийских конференциях в Москве, Санкт-Петербурге, Новосибирске, Томске, Тюмени, Ханты-Мансийске в период с 1997 по 2005г. Автор представлял результаты своих исследований на XXXI Международном геологическом конгрессе (Rio de Janeiro, 2000) и на XXI Международном конгрессе по органической геохимии (Krakow, 2003). По теме диссертации опубликовано 37 работ, в том числе 6 статей в рецензируемых журналах из списка ВАК.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав и заключения. Она содержит 360 страниц текста, 76 рисунков, 34 таблицы, 2 приложения (69 страниц, в том числе 12 рисунков, 19 таблиц). Список использованной литературы включает 315 наименований.
Заключение Диссертация по теме "Геохимия, геохимические методы поисков полезных ископаемых", Фурсенко, Елена Анатольевна
-260-ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В диссертационной работе на новом информационном уровне проанализирован обширный объем данных о составе низкокипящих углеводородов Cs-Cg нефтей и конденсатов Надым-Тазовского междуречья и Северного Приобья Западной Сибири. Благодаря применению современных компьютерных программ, позволяющих быстро и эффективно получать статистические характеристики исследуемых объектов, проведен комплексный анализ распределения в нефтях и конденсатах легких углеводородов, а исследованные нафтиды разделены на генетические семейства. При помощи программ Surfer и GridMaster построены схематические карты распределения генетических параметров по составу углеводородов Cs-Cg, которые дают возможность выявлять закономерности их изменения по площади исследованного района в пределах отдельных нефтегазоносных комплексов. Подобные карты могут использоваться как инструмент для прогноза распространенности нефтей и конденсатов с определенными характеристиками на тех территориях, где залежи еще не открыты или находятся на этапе разведки.
Итак, сравнительный анализ состава и геохимических параметров исследованных нефтей и конденсатов, а также их статистические характеристики, позволяют сделать следующие выводы:
1. Индивидуальный углеводородный состав нефтей и конденсатов вместе с соответствующими расчетными параметрами (соотношения, коэффициенты и т.д.), предлагаемыми в геохимической литературе, образуют значительные по объему массивы аналитических данных. Наиболее надежным способом для комплексного обобщения таких данных являются методы математической статистики: а) в соответствии с результатами корреляционного анализа состава углеводородов С5-С8, физико-химических свойств исследованных нафтидов и геологических условий (глубина отбора пробы, температура пласта) их нахождения в залежах, низко-кипящие компоненты нефтей и конденсатов образуют единую взаимосвязанную систему, существование которой, по-видимому, обуславливается тем, что состав низко-кипящей фракции (и состав нафтидов в целом) достаточно жестко контролируется историей конкретной нефти (конденсата). Следовательно, параметры по составу низко-кипящих углеводородов Cs-Cg могут широко использоваться для решения обратной задачи органической геохимии - выяснения условий образования и эволюции углеводородных флюидов; б) на примере исследованной коллекции показано, что надежным методом автоматической классификации проб нефтей и конденсатов является кластерный анализ. Немаловажное значение при применении кластерного анализа имеет корректный отбор наиболее информативных характеристик, по которым проводится классификация. Для исследованной выборки в качестве оптимального набора параметров для кластерного анализа были выбраны следующие характеристики состава углеводородов С5-С8: групповой состав (н-алканы, и-алканы, циклопентаны, циклогексаны и арены, в % на сумму легкокипящих углеводородов C5-Cg), алканы/ цикланы, циклопентаны/ циклогексаны, н-алканы/ и-алканы, этилбензол/ сумма- ксилолов, циклогексаны/ алканы, циклопентаны/ и-алканы, н-гептан/ метилциклогексан, м-ксилол/ о-ксилол.
2. Большинство исследованных низкокипящих фракций, независимо от фазового состояния содержащих их нафтидов, близки по углеводородному составу: а) практически во всех исследованных пробах концентрационный ряд алканов С5-С8 имеет вид: н-алканы > монометилалканы » диметилалканы »> триметилалка-ны. Среди легких циклапов в исследованных пробах в максимальной концентрации обычно присутствуют метилциклопентан (среди циклопентанов) и метилциклогексан (среди циклогексанов, а в большинстве проб среди всех углеводородов Cs-Cs). Концентрации транс-ориентированных циклопентанов (за исключением 1,3-диметилциклопентана) значительно выше по сравнению с цис-циклопентапами. Содержания триметил-, этил- и гемзамещенных алканов и цикланов незначительны, а некоторые из них в большинстве проб фиксируются в следовых количествах или отсутствуют. в) в составе легких аренов в исследованных нефтях и конденсатах преобладают толуол и (или) м-ксилол. В значительном количестве проб не идентифицируется бензол и этилбензол. г) в замещенных углеводородах С5-С8 в качестве заместителей участвуют чаще всего метильные и, значительно реже, этильные радикалы. Концентрации монозамещенных в среднем выше, чем незамещенных, а они в свою очередь существенно преобладают над ди- и тризамещенными углеводородами C^-Cg. Среди незамещенных и монозамещенных углеводородов С5-С8, как правило, значительно больше алканов, чем цикланов, а концентрации аренов очень невелики. В составе дизамещенных углеводородов С5-С8 преобладают цикланы, главным образом за счет циклопентанов. Подавляющая часть тризамещенных углеводородов C5-Q (90% и более) представлены цик-лопентанами, а остальные тризамещенные углеводороды относятся к и-алканам.
3. В общем случае нефти и конденсаты закономерно различаются по суммарному содержанию в них легких фракций: концентрация углеводородов состава С5-Св в конденсатах, как правило, в 2-3 раза выше, чем в нефтях. Однако в конденсатах по сравнению с нефтями меньше легких аренов, а на фоне относительного увеличения содержания легких и-алканов уменьшается концентрация н-алканов. В конденсатах по сравнению с нефтями меньше незамещенных углеводородов, и выше содержание моно- и дизамещенных изомеров. Тризамещенных алканов как правило больше в конденсатах чем в нефтях. Эти различия, по-видимому, связаны с особенностями формирования конденсатов, и в первую очередь со способностью индивидуальных углеводородов растворяться в углеводородных газах.
4. В результате автоматической классификации (кластерный анализ) исследованные пробы разделены на 6 групп (семейства I - VI), которые четко различаются не только по составу низкокипящей фракции, но и характеризуются специфическими особенностями в распределении физико-химических свойств и параметров по составу н-алканов Сю+ и ациклических изопренанов. В соответствии с современными представлениями по геохимии нафтидов специфика их состава в первую очередь обуславливается типом материнского органического вещества (морское, континентальное и т.д.) и окислительно-восстановительными условиями его захоронения.
5. Выделившиеся семейства нефтей и конденсатов характеризуют разные генетические группы: а) нефти и конденсаты семейства IV приурочены к отложениям разного возраста и локализуются преимущественно в южной части района исследования (территория Среднего Приобья). Это нафтиды преимущественно «морского» генезиса. Вероятно, их источником было накопившееся в обстановке относительно глубокого моря планк-тоно- и бактериогенное органическое вещество баженовской свиты; б) пробы семейства VI также как и «морские» нефти и конденсаты встречаются во всех нефтегазоносных комплексах, но зона их преимущественного распространения смещена на север и северо-восток района исследования. Это углеводородные флюиды преимущественно «континентального» генезиса. Возможным их источником было прибрежно-морское и озерно-аллювиальное органическое вещество васюган-ской, тюменской, тогурской свит и их аналогов; в) углеводородные флюиды семейства I - ПТ по генетическим критериям по составу углеводородов С5-С8 занимают промежуточное положение между группами «морских» и «континентальных» нефтей и конденсатов. Следовательно, они имеют смешанный генезис, который может быть обусловлен как соответствующим типом исходного материнского органического вещества, так и смешением углеводородных компонентов нафтидов при формировании залежей в процессе миграции. г) нефти и конденсаты семейства V биодеградированы. Их залежи приурочены к преимущественно неглубоким, с низкими пластовыми температурами (не выше 70-75°С) отложениям апт-альб-сеномана и берриас-готерива. Наиболее информативными критериями для диагностики биодеградированных нефтей являются следующие показатели по составу углеводородов С5-С8: алканы/ цикланы (< 0,75); н-гептан/ метилциклогексан (< 0,35); н-алканы/ и-алканы (< 0,50); концентрации н-алканов С5-С8 (<10% на сумму углеводородов С5-С8). Достоверным диагностическим признаком биодеградированных нафтидов может служить закономерное увеличение в их составе относительных концентраций моно- и дизамещенных изомеров гептана, гексана и октана при значительном снижении доли н-алканов. Следует отметить, что генетические показатели по составу низкокипящих углеводородов, в расчете которых не используются характеристики по составу алканов (циклопентаны/ циклогексаны, этилбензол/ сумма ксилолов, м-ксилол/ о-ксилол) сохраняют свою информативность и в биодеградированных нефтях и конденсатах.
6. Исследованные нефти и конденсаты в основной своей массе являются зрелыми нафтидами, состав которых сформировался в главной зоне нефтеобразования. Близкая зрелость углеводородных флюидов обусловила перекрывание интервалов разброса показателей зрелости по составу легкокипящей фракции для нефтей и конденсатов разных сехмейств, и, соответственно, исключает возможности для их разделения по уровню зрелости.
7. Группирование проб однотипных нефтей и конденсатов в пределах единых районов локализации независимо от приуроченности залежей к отложениям разного возраста является свидетельством преобладания вертикальной направленности при миграции, основными путями которой могли быть зоны разуплотнения горных пород или трещиноватости в приразломных зонах. Однако, не смотря на то, что в формировании залежей нефти и газа, несомненно, важную роль играли миграционные процессы, никаких значимых закономерностей в распределении по площади и по глубине параметров миграции исследованных углеводородных флюидов не обнаружено. Исключением являются аномально высокие концентрации легких аренов в некоторых нефтях и конденсатах. Вероятно, выравнивание составов углеводородных флюидов (и низкокипящей фракции в том числе) происходит за счет разнонаправленного влияния факторов миграции (фазово-ретроградные процессы, фильтрация и др.) и многостадийности массопе-реноса углеводородных смесей. Поэтому выявление закономерностей изменения состава нефтей и конденсатов под воздействием миграционных процессов на региональном уровне представляется малоэффективным. Наиболее четко такие закономерности должны проявляться при сравнении генетически близких углеводородных флюидов из разных залежей в пределах многопластовых месторождений.
Таким образом, сравнительный анализ состава низкокипящих фракций нефтей и конденсатов, сопоставление этих характеристик с физико-химическими свойствами нафтидов, параметрами по составу высокомолекулярных н-алканов и ациклических изопрена-нов, а также с геологическими условиями в залежах, позволяют довольно четко идентифицировать генотип нефтей, а в ряде случае и влияние на их состав вторичных процессов (в особенности биодеградации), что немаловажно для определения качества углеводородных флюидов или выяснения условий формирования месторождений нефти и газа в конкретных осадочных бассейнах.
Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Фурсенко, Елена Анатольевна, Новосибирск
1. Айвазян С.А., Бухнггабер В.М., ЕнюковИ.С., МешалкинЛ.Д. Прикладная статистика. Классификация и снижение размерности. - М.: Финансы и статистика, 1989. - 607 с.
2. Андреев П.Ф., Богомолов А.И., Добрянский А.Ф., Карцев А.А. Превращение нефти в природе. Л.: Гостоптехиздат, 1958. - 416с.
3. Андрусевич В.Е. Геохимия нефтей, конденсатов и газов северных районов Среднего Приобья// Геохимические критерии формирования зон нефтегазонакопления в* платформенных областях Сибири: Сб. науч. тр. СНИИГТиМС. Новосибирск, 1986. - С. 81-88.
4. Арефьев О.А., Гуляев Н.Д., Петров Ал.А. Сравнительное изучение углеводородного состава битумоидов баженовской свиты и нефтей Западной Сибири// Нефтеносность баженовской свиты Западной Сибири: Сб. науч. тр. ИГиРГИ,- М., 1980. С. 120-127.
5. Арефьев О.А., Забродина М.Н., Норенкова И.К. и др. Биологическая деградация нефтей// Изв. АН СССР. Сер. Геол. 1978. - № 9. - С. 134-139.
6. Арефьев О.А., Макушина В.М., Петров Ал.А. Асфальтены "показатели" геохимической типизации нефтей// Изв. АН СССР. Сер. геол. - 1980. - № 4. - С. 124-130.
7. Арье А.Г. Генерация и первичная миграция углеводородов в глинистых нефте-материнских толщах// Геология нефти и газа. 1996. - №7. - С. 4-11.
8. Арье А.Г. Особенности движения подземных вод нефтегазоносных бассейнов в свете геофлюидодинамики медленных потоков// Геология нефти и газа. 1995. -№11. -С. 33-39.
9. Арье А.Г. Роль межфазовых взаимодействий в процессе вторичной миграции нефти и газа// Геология нефти и газа. 1996. - № 2. - С. 9-16.
10. Баженова O.K. Образование нефти на небольших глубинах// Геология нефти и газа. 1990. -№ 7. - С. 2-7.
11. Барс Е.А. О роли подземных вод в процессе образования миграции нефти// Происхождение нефти и газа и формирование их месторождений. М.: Недра, 1972. -С. 514-516.
12. Белоконь Т.В., Фрик М.Г. Применение биомаркеров в нефтегазовой геологии// Обз. инф. Геол., методы поисков, разведки и оценки месторожд. топлив.-энерг. сырья. 1993.-№9.-47 с.
13. Беляев С.Ю., Деев Е.В., Ершов С.С., Зиновьев С.В. Структура юрского комплекса севера Широтного Приобья// Геология и геофизика. 1999. - Т.40. - №9. - С. 1355-1362.
14. Биншток М.М. О геологическом прогнозировании и прогнозировании сейсморазведкой ловушек литологического типа в отложениях неокома Западной Сибири// Геология нефти и газа. 1980. - № 7. - С. 18-21.
15. Богомолов А.И., Стригалева Н.В., Панина К.И. Состав и свойства березовской нефти Тюменской области// Тр. ВНИГРИ. JL: Гостоптехиздат, 1956. - Вып. 95: Геологический сборник № 2. - С. 400-404.
16. Богомолов А.И., Хотынцева Л.И., Панина К.И. Низкотемпературные каталитические превращения органических соединений над глинами (превращение стеариновой кислоты)// Тр. ВНИГРИ. Л.: 1960а. - Вып. 155: Геохимический сборник № 6. - С. 163-192.
17. Богомолов А.И., Панина К.И., Баталин О.Е. Термокаталитические превращения полициклических нафтеновых углеводородов нефти в связи с вопросами их генезиса// Тр. ВНИГРИ. Л., 1960б. - Вып. 155: Геохимический сборник № 6. - С. 194-212.
18. Богомолов А.И., Панина-К.И. Низкотемпературные каталитические превращения органических соединений над глиной. II. Превращение олеиновой кислоты// Тр. ВНИГРИ. Л., 1961а. - Вып. 174: Геохимический сборник.- С. 17-25.
19. Богомолов А.И., Панина К.И. Низкотемпературные каталитические превращения органических соединений над глиной. П1. Превращение восков// Тр. ВНИГРИ. -Л., 1961б. Вып. 174: Геохимический сборник.- С. 26-34.
20. Богомолов А.И., Хотынцева Л.И. Низкотемпературные каталитические превращения органических соединений над глиной. IV. Превращение элеостеарино-вой кислоты// Тр. ВНИГРИ. Л., 1963а. - Вып. 212: Геохимический сборник. - С. 66-76.
21. Богомолов А.И., Хотынцева Л.И. Низкотемпературные каталитические превращения органических соединений над глиной. V. Превращение абиетиновой кислоты/ Тр. ВНИГРИ. Л., 1963G. - Вып. 212: Геохимический сборник. - С. 77-86.
22. Богомолов А.И., Хотынцева Л.И. Низкотемпературные каталитические превращения органических соединений над глиной. VI. Превращение оксистеариновой кислоты// Тр. ВНИГРИ. Л., 1963в. - Вып. 212: Геохимический сборник. - С. 87-94.
23. Богомолов А.И., Шиманский В.К. Происхождение легких метановых углеводородов нефти в свете закономерностей их состава// Геохимия. 1966. - №1. - С. 115-120.
24. Богомолов А.И., Панина К.И. Низкотемпературные каталитические превращения нафтеновых кислот над глиной// Тр. ВНИГРИ. Л., 1969. - Вып. 279: Геохимический сборник. - С. 5-13
25. Богомолов А.И., Гайле А.А., Громова В.В. и др. Химия нефти и газа: Учебное пособие для вузов. СПб.: Химия, 1995. - 448 с.
26. Борисова J1.C., Конторович А.Э., Фурсенко Е.А. и др. Геохимия нефтей северных районов Среднего Приобья// Геология и геофизика. 2000. - № 11. - С. 1594-1607.
27. Борисова J1.C., Фурсенко Е.А. Геохимия низкомолекулярных углеводородов С5-С8 иефтей и конденсатов Западной Сибири// Геология и геофизика. — 2004. № 7. - С. 861-872.
28. Бородкин В.Н., Брехунцов A.M. Условия формирования и фации ачимовской толщи севера Западной Сибири// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 1999. - № 5. - С. 10-16.
29. Бостриков О.И., Фомичев А.С. Закономерности и масштабы нефегазообразо-вания и нефегазонакопления в апт-альб-сеноманских отложениях Западно-Сибирской плиты// Геохимия нефтегазоносных отложений: Сб. науч. тр. СНИИГГиМС. Новосибирск, 1991.-С. 83-89.
30. Ботнева Т.А., Сафонова Г.И., Смирнова JI.B. Геохимическая информативность индивидуального состава углеводородов бензиновых фракций нефтей// Геология нефти и газа. 1978. - № 4. - С. 35-39.
31. Ботнева Т. А. Генетические основы классификации нефтей. М.: Недра, 1987. - 195 с.
32. Ботнева Т.А., Нечаева O.JL, Шулова Н.С. Изменение фазового состояния и состава нефтей и конденсатов в глубоких частях бассейнов// Советская геология. -1988. -№ 1.-С. 20-29.
33. Бочкарев B.C., Федоров Ю.Н. Палеобатиметрия Западно-Сибирского бассейна на конец времени накопления баженовской свиты// Строение и нефтегазоносность ба-женитов Западной Сибири: Сб. науч. тр. ЗапСибНИГНИ.-Тюмень, 1985. С. 35-41.
34. Брадучан Ю.В., Гурари Ф.Г., Захаров В.А. и др. Баженовский горизонт Западной Сибири (стратиграфия, палеогеография, экосистема, нефтеносность). Новосибирск: Наука, 1986.-217 с.
35. Вассоевич Н.Б. Образование нефти в терригенных отложениях (на примере чокракско-караганских слоев Терского передового прогиба)// Тр. ВНИГРИ. JL, 1958. - Вып. 128: Вопросы образования нефти. - С. 9-220.
36. Вассоевич Н.Б., Бергер М.Г. К наименованию нефтей и их фракций по углеводородному составу// Геология нефти и газа. 1968. - № 12. - С. 38-41.
37. Вассоевич Н.Б. Исходное вещество для нефти и газа// Происхождение нефти и газа и формирование их месторождений. М.: Недра, 1972. - С. 39-70.
38. Вебер В.В., Гершанович Д.Е., Сазонов M.J1., Морозова С.Н. Образование газообразных углеводородов в современных шельфовых осадках тропической Атлантики// Геология нефти и газа. 1971. - № 10. - С. 49-53.
39. Вебер В.В., Сазонов M.JL, Морозова С.Н., Гершанович Д.Е. Генерация газообразных углеводородов в современных осадках Перуанского района Тихого океана// Геология нефти и газа. 1974. - № 10. - С. 56-62.
40. Вебер В.В. Диагенетическая стадия образования нефти и газа. М.: Недра, 1978. - 142 с.
41. Влияние вертикальной миграции флюидов на формирование залежей нефти и газа/ Ред. Н.Н. Ростовцев. Тр. ЗапСибНИГНИ. - М.: Недра, 1968. - Вып. 8. - 115 с.
42. Вышемирский B.C., Конторович А.Э., Трофимук А.А. Миграция рассеянных бигумоидов// Тр. ИГГ СО РАН.- Новосибирск: Наука, 1971. Вып. 142. - 167 с.
43. Вышемирский B.C., Доильницын Е.Ф., Перцева А.П. и др. Палеозойские нефти в Западной Сибири// Нефтегазовая геология и геофизика. 1973. - № 1. - С. 33-35.
44. Вышемирский B.C., Доильницын Е.Ф., Крылова В.Н., Перцева А.П. Соотношения в изотопном составе углерода нефтей и битумоидов Западной Сибири// Докл. АН СССР. 1975. - Т. 222. - № 5. - С. 1206-1209.
45. Вышемирский B.C., Доильницын Е.Ф., Рыжкова С.М., Ямковая JI.C. Влияние фаций нефтепроизводящих толщ на изотопный состав углерода нефтей// Влияние фаций на процессы нефтеобразования: Сб. науч. тр. ИГиГ СО АН СССР. Новосибирск, 1980.- С. 42-55.
46. Вышемирский B.C., Конторович А.Э. Эволюция образования углеводородных газов в истории Земли// Геология и геофизика. 1998. - Т. 39. - № 10. - С. 1392-1401.
47. Галишев М.А., Гурко Н.Н., Кондакова Т.Н. Типизация нефтей Западной Сибири как отражение особенностей исходного ОВ и их эволюции под влиянием вторичных процессов// Актуальные вопросы геохимии нефти и газа: Сб. науч. тр. ВНИГРИ. Л., 1984. - С. 27-40.
48. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности ЗападноСибирской низменности/ Ред. Н.Н. Ростовцев. М.: Госгеолтехиздат, 1958. - 391 с.
49. Геология и нефтеносность Западно-Сибирской низменности/ Ред. Д.В. Дробышев, В.П. Казаринов/ Тр. ВНИГРИ. Л.: Гостоптехиздат, 1958. - Вып. 114. - 274 с.
50. Геология и полезные ископаемые России. Т.2. Западная Сибирь/ Ред. А.Э. Конторовича, B.C. Суркова. СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 2000. - 477 с.
51. Геология СССР. Т. 44 Западно-Сибирская низменность/ Ред. Н.Н. Ростовцев. М.: Недра, 1964. - 275 с.
52. Гидион В.Я. Сейсмостратиграфическая характеристика неокомских отложений Среднего Приобья// Геофизические методы при обосновании объектов нефтепоиско-вых работ в центральных районах Западной Сибири: Сб. науч. тр. ЗапСибНИГНИ. -Тюмень, 1988. С. 56-62.
53. Гиршгорн Л.Н. Рифтогенные структуры севера Западной Сибири// Бюл. Моск. об-ва испытателей природы. Отдел, геол. 1988. - Вып. 5. - Т. 63. - С. 20-33.
54. Голышев С.И., Конторович А.Э., Стасова О.Ф. Геохимия стабильных изотопов углерода в нефтях Сибири// Стабильные изотопы в геохимии: Тез. докл. VIII всесоюзного симпозиума. М., 1980. - С. 26-29.
55. Голышев С.И. Применение стабильных изотопов углерода в геохимических исследованиях// Современные методы исследования нефтей. JL: Недра, 1984. - С. 405-423.
56. Голышев С.И., Лебедева Л.В. Особенности изотопного состава углерода палеозойских и мезозойских нефтей Западной Сибири// Геохимия. 1984. - №9. - С. 1327-1334.
57. Гончаров И.В. О связи углеводородного состава с физико-химическими характеристиками нефтей (на примере нефтей Западной Сибири)// Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1982. - Вып. 174: Молекулярная геохимия нефтегазоносных отложений Западной Сибири.-С. 27-35.
58. Гончаров И.В., Лебедева Л.П. О катагенезе нефтей// Геохимия. 1984. - № 12. -С. 1873-1881.
59. Гончаров И.В. Некоторые закономерности в составе конденсатов Западной Сибири// Геология и геофизика. 1985. - № 6. - С. 53-60.
60. Гончаров И.В. Состав бензиновых углеводородов нефтей Западной Сибири// Геология нефти и газа. 1985. - № 12. - С. 39-44.
61. Гончаров И.В. Геохимия процессов миграции нефтяных компонентов// Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1985. - Вып. 200: Основные проблемы геологии Западной Сибири.-С. 62-71.
62. Гончаров И.В. Геохимическая классификация нефтей Западной Сибири// Геохимия процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления в мезозойских отложениях Западной Сибири: Сб. науч. тр. ЗапСибНИГНИ Тюмень, 1986. - С. 39-53.
63. Гончаров И.В. Геохимия нефтей Западной Сибири. М., Недра, 1987. - 181 с.
64. Гончаров И.В., Бабичева Т.А., Бодак А.Н. и др. Состав нефтей многопластовых месторождений Западной Сибири// Геохимия сложнопостроенных месторождений нефти и газа: Сб. науч. тр. ЗапСибНИГНИ Тюмень, 1988. - С. 34-44.
65. Гордадзе Г.Н., Чахмахчев В.А. Закономерности и прикладное значение изменения углеводородного состава конденсатов при разработке месторождений// Геология нефти и газа. 1994. - № 4. - С. 19-22.
66. Гордадзе Г.Н. Геохимия легких углеводородов при поисках месторождений нефти и газа. Автореф. дис. д-ра геол.-мин. наук М., ИГиРГИ. - 1995.
67. Гордадзе Г.Н., Матвеева И.А. Сравнительная информативность геохимических показателей по аренам состава Cs и высокомолекулярным биомаркерам// Геология нефти и газа. 1995. - № 1. - С.35-39.
68. Гордадзе Г.Н. Термолиз органического вещества в нефтепоисковой геохимии.- М.: ИГиРИ, 2002. 336 с.
69. Гордадзе Г.Н., Чахмахчев В.А., Тихомиров В.И. Геохимическая типизация газоконденсатов нижнемеловых пластов Ямбургского месторождения Западной Сибири// Нефтехимия. 2004. - Т. 44. - № 3. - С. 171-179.
70. Гурари Ф.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности Обь-Иртышского междуречья. JL: Гостоптехиздат, 1959. - 174 с.
71. Гурари Ф.Г. О поисках нефти и газа в мезозое Западно-Сибирской низменности// Труды СНИИГГиМС. JL: Гостоптехиздат, 1961. - Вып. 17: Материалы по геологии, гидрогеологии, геофизике и полезным ископаемым Западной Сибири. - С. 15-31.
72. Гурари Ф.Г., Ростовцев Н.Н., Трофимук А.А. и др. Геология и нефтегазонос-ность Западно-Сибирской низменности новой нефтяной базы СССР. - М.: Изд-во АН СССР, 1963.-201 с.
73. Гурари Ф.Г., Запивалов Н.П., Конторович А.Э. и др. Закономерности изменения состава мезозойских нефтей Западно-Сибирской низменности// Геология нефти и газа.- 1964а. -№ 12.-С. 23-26.
74. Гурари Ф.Г., Запивалов Н.П., Нестеров И.И. Нефтегазоносность отложений платформенного чехла. Характеристика нефтегазосодержащих толщ// Геология СССР. Т. 44. Западно-Сибирская низменность, ч. П, гл. П. М.: Недра, 1964б. - С. 87-147.
75. Гурари Ф.Г., Нестеров И.И., Ростовцев Н.Н. Методика составления карт прогнозов нефтегазоносности// Тр. ЗапСибНИГНИ. М., 1965. - Вып. 1: Геологическое строение и нефтегазоносность Западно-Сибирской низменности. - С. 180-192
76. Гурари Ф.Г., Микуленко К.И., Старосельцев B.C. и др. Тектоника мезозойско-кайнозойского чехла Западно-Сибирской плиты// Тр. СНИИГГиМС. Новосибирск:, 1971.-Вып. 100.- 149 с.
77. Гурари Ф.Г., Ехаиии А.Е. Закономерности размещения углеводородных залежей в нижне-среднеюрских отложениях Западно-Сибирской плиты// Геология и геофизика. 1987. - № 10. - С. 19-26.
78. Гурари Ф.Г., Будников И.В., Девятов В.П. и др. Стратиграфия и палеогеография ранней и средней юры Западно-Сибирской плиты// Региональная стратиграфия нефтегазоносных районов Сибири: Сб. науч. тр. СНИИГГИМС. Новосибирск, 1988а. - С. 60-75.
79. Гурари Ф.Г., Вайц Э.Я., Москвин В.И. и др. Условия формирования и методика поисков залежей нефти в аргиллитах баженовской свиты. М.: Недра, 1988б. - 199 с.
80. Гурари Ф.Г. Клиноформы особый тип литостратонов// Геология и геофизика. -1994.-№4.-С. 19-26.
81. Гурко Н.Н., Галишев М.А. К вопросу о генезисе нафтеновых нефтей// Геохимия. 1981. -№ 10.-С. 1591 - 1598.
82. Гурко Н.Н., Васильева В.Ф., Кудрявцева Е.И. Индивидуальный состав нефтей и конденсатов Западной Камчатки// Геология нефти и газа. 1994. - № 4. - С. 22-25.
83. Гурко Н.Н., Васильева В.Ф. Индивидуальный состав легких бензиновых фракций термодиффузионного разделения природного конденсата Уренгойской площади// Геология нефти и газа. 1995. - № 2. - С. 35-37.
84. Гурова Т.И., Казаринов В.П. Литология и палеография Западно-Сибирской низменности в связи с нефтегазоносностью. М.: Гостоптехиздат, 1962. - 296 с.
85. Гущин В.А, Рыльков А.В. Геохимические особенности формирования двухфазных залежей углеводородов на севере Западной Сибири// Геология нефти и газа. — 1987. -№ 6.-С. 19-23.
86. Дахнова М.В. Изменение свойств нефтей по разрезу Усть-Балыкского месторождения// Изв. высш. уч. зав. Нефть и газ. 1966. - № 10. - С. 3-4.
87. Дахнова М.В. Причины образования сернистых нефтей в Широтном Приобье// Тр. ВНИГНИ. М., 1971. - Вып. 108: Особенности геологического строения и прогнозирования нефтегазоносности некоторых районов СССР. - С. 71-75.
88. Дахнова М.В., Гаврилов Е.Я., Гуриева С.М. Особенности изотопного состава серы нефтей мезозойских отложений Западной Сибири// Проблемы нефти и газа Тюмени. Науч. тех. сб. - Тюмень, 1977. - Вып. 33. - С. 10-14.
89. Девятов В.П., Казаков A.M. Морская нижняя и средняя юра Западной Сибири// Геология и нефтегазоносность триас-среднеюрских отложений Западной Сибири: Сб. науч. тр. СНИИГГиМС: Новосибирск, 1991. - С. 40 - 54.
90. Дедеев В.А., Куликов П.К. Основы процессов нефтегазонакопления (на примере Западной Сибири). JL: Наука, 1977. - 144 с.
91. Добрянский А.Ф. Геохимия нефти. JL: Гостоптехиздат, 1948.-477 с.
92. Ермилов О.М., Карогодин Ю.Н., Конторович А.Э. и др. Особенности геологического строения и разработки уникальных залежей газа Крайнего Севера Западной Сибири. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2004. - 141 с.
93. Ершов В.А., Носова B.C., Ярославцева Т.В. и др. Региональные особенности компонентного состава нефтей Западной Сибири// Геология нефти и газа. 1990. -№ 1. - С. 39-42.
94. Ершов С.В. Закономерности вертикального и латерального размещения залежей нефти в неокомских клиноформах Северного Приобья Западной Сибири// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений 2004. - № 10. - С. 12-19.
95. Еханин А.Е. Перспективы поиска залежей разного фазового состава в нижне-среднеюрском нефтегазоносном надкомплексе Западной Сибири// Геология нефти и газа. 1990. - № 4. - С. 2-4.
96. Жамбю М. Иерархический кластер-анализ и соответствия. М.: Финансы и статистика, 1988. - 342 с.
97. Жузе Т.П., Сергеевич В.И., Бурмистрова В.Ф., Есаков Е.А. О растворимости углеводородов в воде в пластовых условиях//ДАН СССР. 1971. - Т. 198. - № 1. - С. 206-209.
98. Жузе Т.П. Сжатые газы как растворители. М.: Наука, 1974. - 111 с.
99. Забродина М.Н., Арефьев О.А., Макуншна В.М., Петров А.А. Химические типы нефтей и превращение нефтей в природе// Нефтехимия. 1978. - Т.18. - № 2. - С. 280-290.
100. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности/ Ред. А.А. Трофимук, Э.Э. Фотиади, Ф.Г. Гурари// Тр. СНИИГГиМС. М.: Недра, 1972. - Вып. 131. - 312 с.
101. Занин Ю.Н., Замирайлова А.Г., Меленевский В.Н., Давыдов Д.Ю. О двух вещественно-генетических типах черных сланцев баженовской свиты// Докл. РАН. -1999.-Т. 368.-№ 1.-С. 91-94.
102. Запивалов Н.П. Геохимическая характеристика нефтепроявлений в мезозое юго-восточной части Западно-Сибирской низменности// Вестник ЗСГУ и НТГУ. -Томск: Изд-во ТГУ, 1960. № 3. - С. 36-43.
103. Запивалов Н.П., Шпильман К.А. Свойства мезозойских нефтей ЗападноСибирской низменности// Вестник ЗСГУ и НТГУ. Томск: изд-во ТГУ, 1963. - № 3. - С. 22-33.
104. Запивалов Н.П., Зубарев Е.М., Минько В.А. и др. Палеозойская нефть в Новосибирской области// Геология нефти и газа. 1975. - № 2. - С. 14-19.
105. Захаренко В.А., Делонг И.О., Берман С.С., Петров А.А. Равновесные соотношения циклогексановых углеводородов состава С9 при 300 и 500°К// Нефтехимия. -1967. Т. 7. - № 3. - С. 360-363.
106. Зверев К.В., Казаненков В.А. Седиментогенез отложений ачимовской толщи Северного Приобья// Геология и геофизика. 2001. - Т. 42. - №4. - С. 617-630.
107. Изосимова А.Н., Чалая О.Н., Андреев И.Н. Характер изменения индивидуального углеводородного состава бензиновых фракций нефтей и конденсатов под влиянием вторичных процессов// Геология и геофизика. 1987. - № 1. - С. 71-79.
108. Изосимова О.Н., Чалая О.Н. Реликтовые углеводороды в органическом веществе и нефтях Западной Якутии. Новосибирск: Наука, 1989. 124 с.
109. Иларионов С.А., Бойко О.В., Оборин А.А. и др. Микробиологическая активность глубоких горизонтов земной коры// Разведка и охрана недр. 2000. - № 7-8. - С. 31 -35.
110. Казаков A.M., Девятов В.П. Стратиграфия нижней и средней юры севера Западной Сибири// Стратиграфия и палеонтология докембрия и фанерозоя Сибири: Сб. науч. тр. СНИИГГиМС. Новосибирск, 1990. - С. 110-118.
111. Казаринов В.П. Мезозойские и кайнозойские отложения Западной Сибири. -М.: Гостоптехиздат, 1958. 324 с.
112. Казаринов В.П. Этажи нефтегазоносности в мезозойских осадках Западной Сибири// Проблемы сибирской нефти. Новосибирск: изд-во СО АН СССР, 1963. - С. 58-69.
113. Карогодин Ю.Н. О номенклатуре продуктивных толщ и нефтегазоносных горизонтов Западной Сибири// Нефтегазовая геология и геофизика. 1966. - № 7. - С. 4-10.
114. Карогодин Ю.Н. Ритмичность осадконакопления и нефтегазоноеность (Западная Сибирь). М.: Недра, 1974. - 176 с.
115. Карогодин Ю.НЧ. Источник углеводородов гигантских скоплений нефти в неокомских отложениях Западной Сибири// Докл. РАН. 1994. - Т. 334. - № 4. - С. 84-487
116. Карогодин Ю.Н., Ершов С.В., Сафонов B.C. и др. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири: системно-литмологический аспект. Новосибирск: Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГИМ, 1996. 265 с.
117. Карогодин Ю.Н., Казаненков В.А., Рыльков С.А., Ершов С.В. Северное Приобье Западной Сибири. Геология и нефтегазоноеность неокома. Новосибирск: Изд-во СО РАН филиал «ГЕО», 2000. - 198 с.
118. Каррер П. Курс органической химии. JL: Гос. н.-т. изд-во хим. литературы, I960, - 1215 с.
119. Колганова М.М., Конторович А.Э. Некоторые черты геохимии ванадия и никеля в осадочных породах и нефтях// Тр. СНИИГГиМС. Л., 1966. - Вып. 47: Геология нефтегазоносных районов Западно-Сибирской низменности. - С. 184-197.
120. Колганова М.М., Фомичев А.С., Юдина Н.Т. Распределение и преобразование битумоидов в нижнесреднеюрских отложениях Западно-Сибирской плиты// Геология и геофизика. 1989. - № 3. - С. 41-49.
121. Конторович А.Э., Стасова О.Ф. К геохимии нефтей Западно-Сибирской низменности// Геология и геофизика. 1964. - № 2. - С. 13-24.
122. Конторович А.Э., Стасова О.Ф., Фомичев А.С. Нефти базальных горизонтов осадочного чехла Западно-Сибирской низменности// Тр. СНИИГГиМС. Новосибирск, 1964.- Вып. 32: Геология и нефтегазоноеность районов Сибири. - С. 27-39.
123. Конторович А.Э., Бабина Н.М, Богородская Л.И. и др. Нефтепроизводящие толщи и условия образования нефти в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности// Тр. СНИИГГиМС. Л.: Недра, 1967а. - Вып. 50. - 223 с.
124. Конторович А.Э., Берман Е.Л., Богородская Л.И. и др. Геохимия юрских и нижнемеловых отложений Западно-Сибирской низменности// Тр. СНИИГГиМС. -М.: Недра, 1971. Вып. 36,- 252 с.
125. Конторович А.Э., Полякова И.Д., Стасова О.Ф. и др. Органическая геохимия мезозойских нефтегазоносных отложений Сибири// Тр. СНИИГГиМС. -М.: Недра, 1974а. Вып. 164. - 192 с.
126. Конторович А.Э., Богородская Л.И., Мельников Н.В. Анаэробное преобразование органического вещества в древних морских осадках// Изв. АН СССР. Сер. геол. 1974б. - № 9. - С. 112-123.
127. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра, 1975. - 679 с.
128. Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности// Тр. СНИИГГиМС. М.: Недра, 1976. - Вып. 229. - 250 с.
129. Конторович А.Э., Растегин А. А. Прогноз фазового состояния углеводородов в залежах// Тр. СНИИГГиМС. Новосибирск, 1976. - Вып. 220: Применение математических методов и ЭВМ при поиске и разведке месторождений нефти и газа. - С. 27-38.
130. Конторович А.Э., Стасова О.Ф. Типы нефтей в осадочной оболочке Земли// Геология и геофизика. 1978. - № 8. - С. 3-13.
131. Конторович А.Э., Олли И.А., Биджаков В.И. и др. Геохимические критерии прогноза нефтегазоносности палеозойских отложений юго-востока ЗападноСибирской плиты// Тр. СНИИГГиМС. Новосибирск, 1980б. - Вып. 275. - С. 4-24.
132. Конторович А.Э., Петере К.Е., Молдован Дж.М. и др. Углеводороды-биомаркеры в нефтях Среднего Приобья (Западная Сибирь)// Геология и геофизика. -1991.-№10.-С. 3-33.
133. Конторович А.Э. Сурков B.C., Трофимук А.А. и др. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 2. Западно-Сибирский бассейн. Новосибирск: ОИГГМ, СНИИГГиМС, 1994. - 200 с.
134. Конторович А.Э., Андрусевич В.Е., Афанасьев С.А. и др. Геология и условия формирования гигантской Талинской зоны газонефтенакопления в континентальных отложениях нижней юры// Геология и геофизика. 1995g. - Т. 36. - № 6. - С. 5-28.
135. Конторович А.Э., Меленевский В.НМ Занип Ю.Н. и др. Литология, органическая геохимия и условия формирования основных типов пород баженовской свиты (Западная Сибирь)// Геология и геофизика. 1998а. - Т. 39. - № 11. - С. 1477-1491.
136. Конторович А.Э., Данилова В.П., Егорова Л.И. и др. Геолого-геохимические критерии прогноза нефтегазоносности нижнеюрских алшовиально-озерных отложений Западно-Сибирского бассейна//Докл. РАН. 1998б. - Т. 358. - № 6. - С. 799-802.
137. Конторович А.Э., Борисова JI.C., Данилова В.П. и др. Геохимия верхнеюрских и неокомских нефтей Среднего Приобья// Современные проблемы геологии нефти и газа.- М: Научный мир, 2001б. С. 120-124.
138. Конторович В.А., Беляев С.Ю., Конторович А.Э. и др. Тектоническое строение и история развития Западно-Сибирской геосинеклизы в мезозое и кайнозое// Геология и геофизика. 2001а. - Т. 42. - № 11-12. - С. 1832-1845.
139. Корчагина Ю.И., Киреева П.Н., Хаджакулиев Я.А. К вопросу о первичной миграции микронефти// Методы оценки нефте- и газоматеринского потенциала седи-ментитов. -М., 1982.-С. 123-127.
140. Кордус В.И. Геохимические аспекты миграции углеводородов в газовой фазе и формирование залежей нефти и газа// Теоретические и экспериментальные исследования механизмов миграции углеводородов. J1., 1980. - С. 39-53.
141. Костырева Е.А. Геохимия и генезис палеозойских нефтей юго-востока Западной Сибири // Геология и геофизика. 2004. - Т. 45. - № 7. - С. 843-853.
142. Красноярова Н.А., Серебренникова О.В., Николаева T.J1. и др. Состав углеводородов, металлопорфиринов и сернистых соединений в нефтях из нижнеюрских отложений юго-востока Западной Сибири// Нефтехимия. 1999. — Т. 39. - № 1. - С. 23-27.
143. Кругликов Н.М., Нелюбин В.В. Модель формирования многопластовых месторождений нефти и газа// Моделирование нефтегазообразования: Сб. науч. тр. ИГиРГИ. -М.: Наука, 1992.-С. 73-79.
144. Кузнецов Ю.А., Косыгин Ю.А. Основные черты тектоники и магматизма Сибири// Геология и геофизика. 1962. - № 5. - С. 3-13.
145. Кулахметов Н.Х., Никитин В.М., Ясович Г.С., Валицкий Ю.И. Особенности корреляции шельфовых отложений неокома Среднего Приобья с применением сейсморазведки МОГТ// Геология нефти и газа. 1979. - № 8. - С. 15-20.
146. Курбский Г.П. Геохимия нефтей Татарии. М.: Наука, 1987. - 167 с.
147. Курчиков А.Р. Гидрогеотермический режим Западно-Сибирского мегабас-сейна// Подзем, воды Востока России: материалы 15 Всерос. совещ. по подзем, водам Сибири и Дальнего Востока. Тюмень, 1997. - С. 30-31.
148. Ларин В.И. О новой малоизвестной закономерности формирования залежей нефти и газа// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.- 2003. № 1.-С. 29-33.
149. Ларичев А.И., Фомичев А.С., Ларичкина Н.И. и др. Состав и свойства нефтей северо-западной части Нижневартовского свода// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2004. № 6. - С. 13-20.
150. Ларская Е.С. О формировании залежей нефти и газа// Советская геология. -1986. -№ 8. -С. 23-31.
151. Лопатин Н.В., Емец Т.П., Симоненкова О.И., Эрбен Ж.-П. Баженовская нефтяная генерационно-аккумуляционная система на западе Хантейской антеклизы// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 1998. - №5. - С. 2-27.
152. Медведев Н.Я., Кос И.М., Ларичев А.И.и др. Геохимические особенности нефтей баженовской свиты северо-западной части Сургутского свода// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 1999. - № 11. - С. 14-18.
153. Мехтиева В.Л., Берман С.С., Соколова И.М., Петров А.А. Бактериальное окисление бензинов в экспериментальных условиях// Геохимия. 1985. - № 7. - С. 1045-1051.
154. Наливкин В.Д. О морфологической классификации платформенных структур// Геология нефти и газа. 1962. - № 8. - С. 24-28.
155. Наливкин В.Д., Дедеев В.А., Иванцова В.В. и др. Сравнительный анализ нефтегазоносности и тектоники Западно-Сибирской и Турано-Скифской плит// Тр. ВНИГРИ. Л.: Недра, 1965. - Вып. 236. - 323 с.
156. Наумов А.Л. К методике реконструкции шельфа дна Западно-Сибирского раннемелового бассейна// Геология и геофизика. 1977. - № 5. - С. 44-48.
157. Наумов А.Л., Онищук Т.М., Дядюк Н.П. и др. О литологических залежах углеводородов на севере Западной Сибири// Геология нефти и газа. 1979. - № 8. - С. 15-20.
158. Нежданов А.А., Огибенин В.В. Материалы к региональной стратиграфической схеме нижней-средней юры Западной Сибири// Биостратиграфия мезозоя Западной Сибири: Сб. науч. тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1987. - С. 17-27.
159. Немченко Н.Н., Ровенская А.С., Гиршгорн Л.Ш. Прогноз фазового состояния углеводородов на больших глубинах в Западной Сибири// Геология нефти и газа. 1989.-№ 11.-С. 2-8.
160. Неручев С.Г. Взаимосвязь между стадийностью нефтегазообразования и размещением нефти и газа в бассейнах// Осадочно-миграционная теория образования нефти и газа. М.: Наука, 1978. - С. 65-75.
161. Неручев С.Г., Рогозина Е.А., Шиманский В.К. и др. Справочник по геохимии нефти и газа. СПб.: Недра, 1998. - 576 с.
162. Нестеров И.И. Об условиях формирования нефтяных и газовых месторождений// Тр. ЗапСибНИГНИ. М.: Недра, 1967. - Вып. 3: Закономерности размещения и условия формирования нефтяных и газовых месторождений в Западно-Сибирской низменности. - С. 256-259.
163. Нестеров И.И., Ростовцев Н.Н., Рудкевич М.Я. О районировании ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции// Геология нефти и газа. 1967. - № 10. - С. 14-18
164. Нестеров И.И. Критерии прогноза нефтегазоносности// Тр. ЗапСибНИГНИ. -М., 1969.-Вып. 15.-336 с.
165. Нестеров И.И, Потеряева В.В. К методике оценки ресурсов нефти и газа новых нефтегазоносных территорий// Геология нефти и газа. 1971. - № 6. - С. 5-10.
166. Нестеров И.И., Тян А.В., Салманов Ф.К., Ушатинский И.Н. Условия формирования залежей и оценка перспектив нефтегазоносности// Тр. ЗапСибНИГНИ. -М., 1970. Вып. 41: Салымский нефтеносный район. - С. 191-222.
167. Нестеров И.И. Новый тип коллектора нефти и газа// Геология нефти и газа. 1979. - № 10. - С. 26-29.
168. Нестеров И.И. Искусственное формирование залежей нефти и газаII Вестник РАН. 1992. - Т. 64. - № 2. - С. 115-122.
169. Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Бочкарев B.C. и др. Формирование бассейнов Западной Сибири в связи с эволюцией литосферы// Осадочные бассейны и нефтегазоноеность. М., 1989. - С. 29-38.
170. Нестеров И.И., Ушатинский И.Н. Аномальные разрезы баженовской толщи Западной Сибири// Бассейны черносланцевой седиментации и связанные с ними полезные ископаемые: тезисы докладов Международного Симпозиума. Новосибирск, 1991. - С. 71-72.
171. Нечаева O.JL, Ботнева Т.А., Дахнова М.В.и др. Современные представления об информативности показателей генетической типизации нефтей// Обз. инф. Геол., методы поисков, разведки и оценки месторожд. топлив.-энерг. сырья. 1998. - № 3. - С. 1-53
172. Палеобиофации нефтегазоносных волжских и неокомских отложений Западно-Сибирской плиты/ Ред. А.В. Гольберт, А.Э. Конторович. М.: Недра, 1978. - 87 с.
173. Панкина Р.Г., Дахнова М.В. Об изотопном составе серы нефтей ЗападноСибирской низменности// Тр. ВНИГНИ. М., 1973. - Вып. 139: Геохимические критерии цикличности процессов нефтегазообразования. - С. 229-238.
174. Панченко А.С. Современная миграция углеводородов в свободной фазе// Тр. Сев. Кавк. НИИ прир. газов. - 1972. - Вып. 5. - С. 30-37.
175. Петров Ал.А., Захаренко В.А., Брянская Е.К. Закономерности в составе бензиновых фракций как отражение процессов метаморфизма нефтей// Генезис нефти и газа. М.: Недра, 1967. - С. 141-146.
176. Петров А.А. Химия нафтенов. М.: Наука, 1971. - 388с.
177. Петров Ал.А., Бальян Х.В., Трощенко А.Т. Органическая химия. М.: Высшая школа, 1973. - 623 с.
178. Петров Ал.А. Углеводороды ряда метана в нефтях// Тр. ВНИГНИ. М.: Недра, 1974. - Вып. 4: Проблемы геологии нефти. - С. 21-28.
179. Петров Ал.А. Химия алканов. М.: Наука, 1974. - 244 с.
180. Петров Ал.А. Углеводороды нефти. М.: Наука, 1984. - 263 с.
181. Петров Ал.А. Нефти ранних этапов генерации// Геология нефти и газа. -1988. № 10. - С. 50-53.
182. Петров Ал.А. Геохимическая типизация нефтей// Геохимия. 1994. - № 6. -С. 876-891.
183. Плохинский Н.А. Биометрия. Новосибирск: Изд-во СО АН СССР, 1961. -364 с.
184. Плуман И.И., Запивалов Н.П. Условия образования битуминозных аргиллитов волжского яруса Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции// Изв. АН СССР. Сер. геол. 1977,-№9.-С. 111-117.
185. Полякова И.Д., Кроль JI.A., Перозио Г.Н., Предтеченская Е.А. Литолого-геохимическая классификация разрезов и седиментациопная модель баженовской свиты// Геология и геофизика. 2002. - Т. 43. - № 3. - С. 240-251.
186. Потапов В.М. Органическая химия. Пособие для учителей. М.: Просвещение, 1970.-390 с.
187. Радченко О.А. Геохимические закономерности размещения нефтяных областей мира. М.: Недра, 1965. - 314 с.
188. Резников А.Н. О геохимическом превращении нефтей в зоне катагенеза// Геология нефти и газа. 1967. - № 5. - С. 24-28
189. Решения Пятого Межведомственного регионального стратиграфического совещания по мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины/ Ред. И.И. Нестеров и др. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1991. - 54 с.
190. Решение VI Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойским отложений Западной Сибири/ Ред. Ф.Г. Гурари и др. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2004. - 95 с.
191. Ровнина Л.В., Родионова М.К., Садовникова Т.К. и др. Комплексные исследования стратиграфии юры и нижнего мела Западной Сибири. М.: Наука, 1978. - 138 с.
192. Розанова Е.П. Использование углеводородов микроорганизмами// Успехи микробиологии. М.: Наука, 1967. - С. 61-96.
193. Розанова Е.П., Кузнецов С.И. Микрофлора нефтяных месторождений. -М.: Наука, 1974.-197 с.
194. Ростовцев Н.Н. Западно-Сибирская низменность// Тр. ВНИГРИ. Л., 1956. -Вып. 96, т. 1: Очерки по геологии СССР (по материалам глубокого бурения). - С. 54-110.
195. Ростовцев Н.Н., Нестеров И.И. Западно-Сибирская низменность — новая нефтяная база СССР// Геология нефти и газа. 1965. - № 7. - С. 1-8.
196. Рудкевич М.Я. Тектоника Западно-Сибирской плиты и ее районирование по перспективам нефтегазоносности// Тр. ЗапСибНИГНИ. М.: Недра, 1969. - Вып. 14. - 278 с.
197. Рудкевич М.Я., Озеранская Л.С. Классификация нефтей и конденсатов Западно-Сибирского бассейна по составу их легкой фракции// Осадочно-миграционная теория образования нефти и газа. М.: Наука, 1978. - С. 128-144.
198. Рудкевич М.Я., Озеранская Л.С. Нефтегазогеологическое районирование (на примере Западно-Сибирского бассейна)// Изв. АН СССР. Сер. геол. 1982. - № 1. -С. 104-115.
199. Рудкевич М.Я., Озеранская Л.С., Чистякова Н.Ф. и др. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна. М.: Недра, 1988. - 304 с.
200. Рыльков А.В. Районирование территории Западно-Сибирской низменности по сернистости нефтей// Материалы научно-технической конференции молодых ученых и специалистов в Тюмени. Свердловск: Средне-Уральское науч. изд-во, 1967. - С. 17-31.
201. Рыльков А.В. Закономерности распространения и формирования типов нефтей в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности// Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1969. - Вып. 12. - 120 с.
202. Сакс В.Н., Ронкина 3.3., Шульгина Н.И. и др. Стратиграфия юрской и меловой системы Севера СССР. М.: Изд-во АН СССР, 1963. - 227 с.
203. Салманов Ф.К., Прозорович Г.Э. Условия формирования нефтяных залежей// Тр. ЗапСибНИГНИ. 1968. - Вып. 19: Сургутский нефтеносный район. - С. 131-166.
204. Салманов Ф.К., Мусин М.Х., Горшунов Е.П. Перспективы нефтегазоносности юрских и неокомских отложений центральных районов севера Западной Сибири// Советская геология. 1973. - № 5. - С. 12-21.
205. Сафонова Г.И. Катагенетические изменения нефтей в залежах. М.: Недра, 1974.- 151 с.
206. Серебренникова О.В., Мозжелипа Т.К., Шульга A.M. Структура и происхождение Сзо-гомологов нефтяных ванадилпорфиринов// Геохимия. 1987. - № 10. - С. 1494-1496.
207. Скоробогатов В.А. Генетические причины уникальной газо- и нефтеносности меловых и юрских отложений Западно-Сибирской провинции// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2003. - № 8. - С. 8-14.
208. Соболев B.C., Степина Л.Ф., Васильева В.Ф. Геологическая информативность параметров индивидуального состава нефтей в связи с их геохимической классификацией// Актуальные вопросы геохимии нефти и газа: Сб. науч. тр. ВНИГРИ Л., 1984. - С. 26-39.
209. Соболева Е.В., Строганов Л.В. Генетические особенности и перспективы поисков нефтяных скоплений на Ямале// Геология нефти и газа. 1993. - № 6. - С. 6-10.
210. Современные методы исследования нефтей (Справочно-методическое пособие)/ Ред. А.И. Богомолов, М.Б. Темянко, Л.И. Хотынцева Л.: Недра, 1984. - 431 с.
211. Соколов В.А. Процессы образования и миграции нефти и газа. М.: Недра, 1965.-275 с.
212. Соколов В.А. Теоретические основы образования и миграции нефти и газа// Генезис нефти и газа. М.: Наука, 1968. - С. 4-24.
213. Соколова И.М., Абрютина Н.Н., Русинова Г.В. и др. Углеводородный состав и геохимическая характеристика нефтей Верхне-Коликъеганского месторождения Западной Сибири// Геохимия. 1994. - № 3. - С. 441-452.
214. Ставицкий Б.П., Курчиков А.Р., Конторович А.Э., Плавник А.Г. Гидрохимическая зональность юрских и меловых отложений Западно-Сибирского бассейна// Геология и геофизика. 2004. - Т. 45. - № 7. - С. 826-832.
215. Старобинец И.С. Геолого-геохимические особенности газоконденсатов.* -Л.: Недра, 1974. 152 с.
216. Старобинец И.С., Кульбаева А.Г., Нормухамедова М.А. О распределении моноциклических ароматических углеводородов в нефтях и конденсатах и о процессах их накопления// Геология нефти и газа. 1980. - № 10. - С. 32-37.
217. Старобинец И.С., Гудзенко В.Т. Условия формирования многопластовых скоплений углеводородов по геохимическим данным// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2007. - № 3. - С. 35-53.
218. Стасова О.Ф. Геохимическая характеристика нефтей Нижне-Вартовского свода// Тр. СНИИГГиМС. Л., 1966. - Вып. 47: Геология нефтегазоносных районов Западно-Сибирской низменности. - С. 167-177.
219. Стасова О.Ф. Типы мезозойских нефтей Западнй Сибири// Тр. ИГГ СО АН СССР. Новосибирск, 1977. - Вып. 288: Рассеянное органическое вещество горных пород и методы его изучения. - С. 83-88.
220. Стасова О.Ф., Андрусевич В.Е. Типы нефтей и конденсатов в мезозойских отложениях севера Западно-Сибирской плиты// Тр. СНИИГГиМС. Новосибирск, 1981. -Вып. 288: Органическая геохимия мезозойских и палеозойских отложений Сибири. - С.29-36.
221. Стасова О.Ф., Андрусевич В.Е. Геохимические особенности нефтей баженовской свиты// Геология и геофизика. 1988. - № 4. - С. 22-29.
222. Стасова О.Ф., Ларичев А.И., Ларичкина Н.И. Типы нефтей юрских резервуаров юго-восточной части Западно-Сибирской плиты// Геология нефти и газа. -1998. -№ 7. С. 4-11.
223. Сурков B.C. Тектоническое районирование кайнозойско-мезозойского платформенного чехла Западно-Сибирской плиты// Советская геология. 1970. - № 4. -С.80-89.
224. Сурков B.C., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. М.: Недра, 1981. - 143 с.
225. Сурков B.C., Жеро О.Г., Канарейкин Б.А. и др. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской плиты. М.: Недра, 1986. - 148 с.
226. Сурков B.C., Смирнов JI.B., Жеро О.Г. Раннемезозойский рифтогенез и его влияние на структуру литосферы Западно-Сибирской плиты// Геология и геофизика. -1987.-№9.-С. 3-11.
227. Сурков B.C., Гурари Ф.Г., Смирнов JI.B. и др. Нижнесреднеюрские отложения Западно-Сибирской плиты, особенности их строения и нефтегазоносность// Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. Новосибирск: Наука, 1991. - С. 101-110.
228. Сурков B.C., Смирнов JI.B. Тектонические события кайнозоя и фазовая дифференциация углеводородов в готерив-сеноманском комплексе ЗападноСибирского бассейна// Геология нефти и газа. 1994. - № 11. - С. 3-6.
229. Сурков B.C., Казаков A.M., Девятов В.П. и др. Перспективы нижнесредне-горских отложений Ямало-Ненецкого автономного округа// Геология нефти и газа. -1998. -№11. С. 8-20.
230. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. М.: Мир, 1981. -499 с.
231. Тихомолова Т.В., Пустильникова С.Д., Петров Ал.А. О составе бензинов, полученных при термокатализе жирных кислот// Генезис нефти и газа. М.: Наука, 1968. - С. 88-94.
232. Тихомолова Т.В., Гордадзе Г.Н. О равновесии углеводородов в нефтях и температурах их образования// Геология нефти и газа. 1971. - № 8. - С. 48-49.
233. Трофимук А.А., Вышемирский B.C. Проблема нефтеносности палеозоя Западно-Сибирской низменности// Геология нефти и газа. 1975. - № 2. - С. 1-7.
234. Трушкевич Р.Т. .Модель ловушек в ачимовеких отложениях (валанжин-берриас) севера Западной Сибири// Геология нефти и газа. 1994. - № 2. - С. 21-23.
235. Угольная база России. Том П. Угольные бассейны и месторождения Западной Сибири. Кузнецкий, Горловский, Западно-Сибирский бассейны, месторождения Алтайского края и республики Алтай/ Ред. В.Ф. Череповский. М.: ООО «Геоинформцентр», 2003. - 604 с.
236. Указания к работе с обзорной картой Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции масштаба 1:1 500 000. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1981.-251 с.
237. Указания к работе с обзорной картой Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции масштаба 1:1 500 000. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1985. 251 с.
238. Ушатинский И.Н. Литология и перспективы нефтегазоносности юрско-неокомских битуминозных отложений Западной Сибири// Советская геология. 1981. - № 2. - С. 11-22.
239. Фомин А.Н., Конторович А.Э., Красавчиков В.О. Катагенез органического вещества и перспективы нефтегазоносности юрских, триасовых и палеозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна// Геология и геофизика. 2001. - Т. 42. -№ 11. - С. 1875-1887.
240. Фрост А.В. Роль глин при образовании нефти в земной коре// Успехи химии. 1945. - Т. 14 - № 6. - С. 501-509.
241. Фрост А.В. Содержание в нефтях гексанафтенов как мера температуры образования нефти// Нефтяное хозяйство. 1946. - № 3-4- С. 36-39.
242. Фурсенко Е.А. Генетическая диагностика нефтей северных районов Среднего Приобья Западной Сибири по составу низкокипящих углеводородов Сэ-Су// Докл. РАН. 2000. - Т. 374. - №3. - С. 382-384.
243. Фурсенко Е.А., Борисова Л.С. Роль процессов биодеградации в формировании состава нефтей и конденсатов из нижнемеловых отложений Западной Сибири// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2006. - № 5-6. - С. 44-51.
244. Хант Дж. Геохимия и геология иефти и газа. М.: Мир, 1982. - 703 с.
245. Хотынцева Л.И., Богомолов А.И. Превращение высших алифатических ке-тонов на алюмосиликатах (превращение стеарона на глубине)// Тр. ВНИГРИ. Л., 1973. - Вып. 342: Геохимическое исследование нефтей. - С. 95-102.
246. Чахмахчев В.А., Виноградова Т.Л. Возможная роль диффузии в изменении состава легких углеводородов нефтей при миграции (на примере месторождений Восточного Предкавказья)// Геология нефти и газа. 1973. - № 11. - С. 19-26.
247. Чахмахчев В.А., Пунанова С.А., Жарков Н.И. Фильтрация нефти и преобразование ее состава в пористых средах// Геология нефти и газа. 1981. - № 11. - С. 23-28.
248. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. М.: Недра, 1983.-230 с.
249. Чахмахчев В.А., Буркова В.Н., Жарков Н.И. и др. Изменение состава вана-дилпорфиринов при фильтрации нефти через пористые среды// Геохимия. 1985. -№3.-С. 381-386.
250. Чахмахчев В.А. О достоверности методов геохимической корреляции нафтидов по их углеводородному составу// Научно-прикладные аспекты геохимии нефти и газа: Сб. науч. тр. ИГиРГИ. М., 1991. - С. 9 - 19.
251. Чахмахчев А.В., Сузуки Н., Чахмахчев В.А. Углеводороды биомаркеры при геохимической оценке перспектив нефтегазоносности Ямала// Геохимия. - 1995. -№ 5. - С. 665-676.
252. Черноморский В.Н., Клишин А.И., Вассимирский В.И. Особенности геологического строения и перспективы нефтегазоносности ачимовской толщи неокома Среднего Приобья// Межвузовский тематический сб. ТюмИИ. Тюмень, 1977. -Вып. 64.-С. 31-38.
253. Шапиро А.И. Индивидуальный состав легкокипящих углеводородов рассеянного органического вещества, теряющихся в условиях обычной экстракции (исследования фракции ниже 125°С)// Тр. ВНИГНИ. 1971,- Вып. 294. - С. 26-40.
254. Шемин Г.Г., Нехаев А.Ю., Рябкова Л.В. и др. Высокоразрешающая стратиграфия нефтегазоносных отложений нижней и средней юры северных районов Западной Сибири// Геология и геофизика. 2001. - т. 42. - № 5. - С. 749-765.
255. Шиманский В.К. Возможности определения возраста нефти по параметрам ее состава// Актуальные вопросы геохимии нефти и газа: Сб. науч. тр. ВНИГРИ. -Л., 1984. С. 96-103.
256. Шиманский В.К., Богомолов А.И. Геохимические закономерности в составе легких углеводородов нефти и пути их образования// Генезис нефти и газа. М.: Недра, 1967.-С. 159-165
257. Шиманский В.К. Геохимические закономерности в составе легких углеводородов нефти. Автореф. дис. канд. геол.-мин. наук. Л., 1968. - 22 с.
258. Шиманский В.К., Васильева В.Ф., Евсеев Г.П. и др. Особенности индивидуального углеводородного состава конденсатов Уренгойского месторождения// Геология нефти и газа. № 10. - 1977. - С. 64-68.
259. Шпильман В.И., Мухер А.Г. Особенности формирования пласта АСп в Са-лымском нефтеносном районе// Геология и геофизика. 1988. - № 12. - С. 44-48.
260. Шпильман В.И., Мясникова Г.П., Трусов Л.Л. Перерывы при формировании неокомских клиноформ в Западной Сибири// Геология нефти и газа. 1993. - № 6. - С. 2-5.
261. Шурыгин Б.Н., Никитенко Б.Л., Девятов В.П. и др. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Юрская система. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал ТЕО", 2000.-480 с.
262. Шурыгин Б.Н., Никитенко Б.Л., Ильина В.И. Новые материалы по стратиграфической схеме нижней и средней юры Западной Сибири// Геология и проблемы поисков новых крупных месторождений нефти и газа в Сибири. Часть L Новосибирск, 1996. - С. 64-67.
263. Юзвицкий А.З. Фомичев А.С.; Бостриков О.И. Западно-Сибирский угленосный бассейн// Отечественная геология. 2000. - № 2. - С. 25-33.
264. Erdman J. G. Some chemical aspects of petroleum genesis as related to the problems of source bed recognition// Ceochem. et Cosmochim. Acta. 1961. - V. 22. - № 16. - P. 7-24.
265. Bailey N.J.L., Jobson A.M., Rogers M.A. Bacterial degradation of crude oil: comparison of field and experimental data// Chem. Geol. 1973. - V. 3. - № 11. -P. 203-221.
266. Bray E.E., Evans E.D. Distribution of n-paraffins as a clue to recognition of source beds// Ceochem. et Cosmochim. Acta. 1961. - № 22 - P. 2-15.
267. Halpern Henry I. Development and applycations of light-hydrocarbon-based star diagrams// AAPG Bulletin. 1995. - V. 79. - № 6. - P. 801-815.
268. Hunt J.M. How gas and oil form and migrate// World oil. 1968. -V. 167. - № 4. -P. 148-150.
269. Hunt J.M. Origin of gasoline range alkanes in the deep sea// Nature. 1975. -V.254. - № 3. - P. 411-413.
270. Hunt J.M., Jamieson G.W. Oil and organic matter in source rocks of petroleum// AAPG Bulletin. 1956. - V. 40. - № 3. - P. 477. - 488.
271. Mango F.D. The origin of cycloalkanes in petroleum// Geochimica et Cosmo-chimica Acta. 1994. - V. 54. - P.23-27.
272. Mango F.D. The origin of light hydrocarbons in petroleum: a kinetic test of the steady-state catalytic hypothesis// Geochimica et Cosmochimica Acta. 1990. - V. 54. - P. 1315-1323.
273. Mango F.D. The stability of hydrocarbons under the time-temperature conditions of petroleum genesis// Nature. 1991. - V. 352. - P. 146-148.
274. McAuliffe C.D. Solubility in water of paraffin, cycloparaffin, olefin, acetylene, cyclo-elefin and aromatic hydrocarbons// J. Phys. Chem. 1966. - V. 70. - № 46. - P. 1267-1275.
275. Peters K.E., Moldowan J.M. The biomarker guide: interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments. New Jersey: Prentice Hall, Englewood Cliffs, 07632, 1993. - 363 p.
276. Philippi G.T. On the depth, time and mechanism of original the heavy to medium-gravity naphtenic crude oils// Geoch. et Cosmoch. Acta. 1977. - vol. 41. - №1. - P. 33-52.
277. Philippi G.T. On the depth, time and mechanism of petroleum generation// Geoch. et Cosmoch. Acta. 1965. - № 29. - P. 1021-1049.
278. Rahman A. Reservoir correletion studies using C4 through Cg hydrocarbons// Chemistry in Industry Proceeding: Conference of the Bahrain Society of Engineers. 1992. -P. 285-300.
279. Rogers M.A., Koons C.B. Generation of light hydrocarbons and establishment of normal paraffin preferences in crude oils// Advances in chemistry series. 1971. - V. 103. - P. 67-80.
280. Shimoyama A., Johns W.D. Catalytic conversion of fatty acids to petroleum-like paraffins and their maturation// Nature Phys. Sci. 1971. - V. 232. - № 33. - P. 140-144.
281. Tompson K. Light hydrocarbons in subsurface sediments// Geochimica et cos-mochimica acta. 1979. - V. 43. - № 5. - P. 657-672.
282. Wang Tao et al. Natural gas geological theory and practice of China. Beijing, China: Petroleum Industry Press, 1996. - 291 p.
283. Young A., Monagham P., Schweisberger R.T. Calculation of ages of hydrocarbons on oils// AAPG Bulletin. 1977. - V. 61. - № 4. - P. 573-600.1. ФОНДОВЫЕ РАБОТЫ
284. РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК СИБИРСКОЕ ОТДЕЛЕНИЕ ИНСТИТУТ НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОЛОГИИ И ГЕОФИЗИКИ им. А. А. ТРОФИМУКА1. На правах рукописи1. ЮШа'8 10845
285. ФУРСЕНКО Елена Анатольевна
286. ГЕОХИМИЯ НИЗКОМОЛЕКУЛЯРНЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ НЕФТЕЙ И КОНДЕНСАТОВ НАДЫМ-ТАЗОВСКОГО МЕЖДУРЕЧЬЯ И СЕВЕРНЫХ РАЙОНОВ ШИРОТНОГО ПРИОБЬЯ (ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ)2500.09 геохимия, геохимические методы поисков полезных ископаемых1. ТОМ 2
-
Фурсенко, Елена Анатольевна
-
кандидата геолого-минералогических наук
-
Новосибирск, 2008
-
ВАК 25.00.09
- Особенности геологического строения и перспективы газонефтеносносности литологических ловушек ачимовской толщи надым-пур-тазовского района
- Геологическое моделирование строения неокомских отложений Северного Приобья и прогноз их нефтегазоносности
- Прогноз нефтегазоносности средне-верхнеюрских отложений юго-востока Пур-Тазовской нефтегазоносной области
- Раздельный прогноз и формирование углеводородных систем Западной Сибири
- Научное обоснование перспектив нефтегазоносности триас-юрских отложений на территории Надым-Пур-Тазовского междуречья
