Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геохимия серы в связи с проблемой нефтегазоносности

ВАК РФ 04.00.13, Геохимические методы поисков месторождений полезных ископаемых

Содержание диссертации, доктора геолого-минералогических наук, Дахнова, Марина Виссарионовна

Список рисунков.

Список таблиц.

Введение.

Глава 1. Происхождение серы нефтей и формирование ее изотопного остава.

1.1. Вариации содержания серы и состав сераорганических соединений в нефтях.

1.2. Существующие представления об образовании сераорганических соединений.

1.3. Факторы, определяющие изотопный состав серы нефтей.

1.3.1. Генетические факторы.

1.3.2. Вторичные факторы.

Глава 2. Изотопный состав серы как критерий генетических корреляций нефтей.

2.1. Закономерности изменения изотопного состава серы в разных по геологическому строению регионах.

2.1.1. Пермский регион (Польша).

2.1.2. Тимано-Печорский регион.

2.1.3. Западно-Сибирский регион.

2.1.4. Прикаспийский регион.

2.2. Информативность изотопного состава серы как генетической характеристики нефтей в разных геологических условиях.

Глава 3. Проблема генезиса сероводорода и прогноза его содержания в углеводородных скоплениях.

3.1. Распространение и пути образования сероводорода в осадочной толще.

3.2. Механизмы генерации сероводорода при термохимической рудукции сульфатов.

3.3. Закономерности изменения концентрации сероводорода в газах и особенности состава сероводородсодержащих флюидов в глубокозалегающих сульфатно-карбонатных комплексах отложений.

3.3.1. Амударьинский регион

3.3.2. Тимано-Печорский регион.

3.3.3. Прикаспийский регион.

3.4. Факторы, контролирующие масштабы генерации сероводорода при TCP.

3.5 Модель генерации и накопления сероводорода в глубоко залегающих сульфатно-карбонатных комплексах отложений и критерии прогноза содержания сероводорода в углеводородных скоплениях.

3.6 Прогноз содержания сероводорода в свободных газах глубокозалегающих сульфатно-карбонатных комплексов Прикаспийского, Тимано-Печорского и Амударьинского регионов.

Введение Диссертация по геологии, на тему "Геохимия серы в связи с проблемой нефтегазоносности"

Применяемые аббревиатуры: ИСС - изотопный состав серы, ИСУ -изотопный состав углерода, TCP - термохимическая сульфатредукция.

Актуальность проблемы. Настоящая работа касается двух основных аспектов использования геохимии серы, важных для прогноза нефтегазоносности. Один из них - моделирование условий формирования залежей углеводородов; другой - прогноз распространения сероводорода в углеводородных скоплениях.

Необходимым элементом моделирования условий формирования углеводородных залежей является генетическая типизация нефтей открытых скоплений и их корреляция с потенциальными материнскими породами, что необходимо для обоснования прогноза нефтегазоносности. При таких корреляциях используется широкий набор генетических параметров состава нефтей, включая изотопные.

Сейчас уже стало очевидным, что все известные генетические метки нефтей могут перестать быть таковыми под влиянием тех или иных вторичных факторов. Поэтому оценка генетической информативности параметров состава нефтей, в том числе изотопного состава серы (ИСС), в разных геологических условиях является актуальным направлением исследований при изучении условий формирования залежей углеводородов.

Присутствие сероводорода в регионах снижает ценность углеводородного сырья в виду высокой реакционной способности и токсичности этого компонента природных газов. В то же время при значительных масштабах накопления кислых газов сам сероводород представляет промышленный интерес, так как может быть использован для получения серы, серной кислоты и других ценных химических продуктов.

Для обеспечения безопасности поисково-разведочных работ, определения направлений использования сероводородсодержащих газов, оценки рентабельности и планирования объемов переработки "газовой серы" необходим прогноз содержания сероводорода в газах.

Хорошо известные закономерности распространения сероводорода позволяют осуществлять лишь самый общий качественный региональный прогноз его наличия или отсутствия в продуктивных горизонтах. Критерии локального прогноза и количественных оценок степени осерненности газов в

10 неизученных зонах не разработаны, что во многих случаях лимитирует проведение поисково-разведочных работ. Поэтому исследования, направленные на выявление и обоснование таких критериев, актуальны.

Цель работы. 1.Оценить информативность ИСС для генетических корреляций нефтей в разных геологических условиях и разработать принципы использования этого параметра при таких корреляциях. 2. Разработать модель генерации и накопления кислых газов в глубокопогруженных сульфатно-карбонатных комплексах отложений и критерии локального прогноза распространения сероводорода с количественной оценкой его содержания в газах. Задачи исследований:

-установить основные закономерности в изменении ИСС нефтей в разных геолого-геохимических условиях и выделить основные факторы, контролирующие вариации этого показателя;

-выявить закономерности распределения сероводорода в глубокопогруженных сульфатно-карбонатных комплексах отложений;

-разработать теоретическую модель абиогенной генерации сероводорода путем: (а) анализа термодинамики и кинетики процессов термохимической сульфатредукции (TCP); (б) сопоставления прогнозов теоретической модели с эмпирическими данными.

-найти способ количественных прогнозных оценок содержания сероводорода в газах.

Научная новизна проведенных исследований заключается в следующем: -определены границы применимости ИСС как генетической характеристики нефтей в разных геологических условиях и обоснованы принципы использования этого показателя при генетических построениях, базирующиеся на корреляции ИСС нефтей с условиями накопления потециальных материнских пород;

-предложена модель генерации и накопления H2S в глубокопогруженных сульфатно-карбонатных комплексах отложений, освещающая ряд малоизученных сторон этой проблемы: (а) причины резких колебаний концентрации H2S в газах однотипных по литологическому составу (карбонатных) ловушек, находящихся в одинаковых температурных условиях; (б) температурные условия, необходимые для развития процессов абиогенной

11 генерации НгЭ в природных обстановках; (в) критерии локального прогноза сероводорода и количественной оценки его содержания в газах.

Практическая значимость работы. Разработка и применение новых принципов использования ИСС нефтей при изучении условий формирования залежей позволяет повысить обоснованность прогноза нефтегазоносности.

Впервые предложенные методы локального прогноза сероводорода, в том числе количественного, основанные на разработанной модели его генерации и накопления, имеют исключительно важное значение для определения стратегии поисково-разведочных работ в карбонатных толщах, выбора соответствующей технологии проводки скважин, мер по охране окружающей среды и обеспечению безопасности работ, для оценки запасов углеводородов и газовой серы и планирования комплексного использования сырья.

Реализация результатов работы. Теоретические разработки автора диссертации использованы при геохимическом обосновании перспектив нефтегазоносности территорий в Тимано-Печорском и Прикаспийском регионах и в Пермском регионе Польши. Заключения и карты с прогнозом нефтегазоносности, в том числе с прогнозом распространения сероводорода в углеводородных скоплениях, переданы в организации, ведущие нефтегазопоисковые работы в этих регионах.

Апробация работы. Основные положения диссертации опубликованы. Они были представлены на: VI, X, XI Всесоюзных симпозиумах по стабильным изотопам в геохимии (Москва, 1976, 1984, 1986 г.г.), 27-м Международном геологическом конгрессе (Москва, 1984), 14, 17 и18 Международных конгрессах по органической геохимии (Париж, 1989; Доностия - Сан-Себастьян, 1995; Маастрихт, 1997); 3 и 57 Международных конференциях ЕАЕС (Флоренция, 1991; Глазго, 1995) и др.

Фактические материалы, положенные в основу диссертации, собраны автором в ходе выполнения научных программ, разрабатывавшихся во ВНИГНИ с 1970 по 1998г. В работе использованы результаты определений изотопного состава серы 200 образцов нефтей и конденсатов из 100 месторождений, сероводорода из 23 месторождений, 200 образцов эвапоритов из разрезов 80 скважин, более 200 определений изотопного состава углерода нефтей и ОВ пород, выполненных в лаборатории стабильных изотопов ВНИГНИ. Эта лаборатория до 1988 г. возглавлялась доктором

12 геолого-минералогических наук Р.Г.Панкиной, которой автор глубоко благодарен за передачу опыта исследований и сотрудничество. Часть определений ИСС проведена в ЦНИГРИ и ВНИИГаза. Кроме того, в работе использованы аналитические материалы и другая геолого-геохимическая информация, собранная из опубликованных и фондовых источников.

Автор глубоко благодарен сотрудникам, принимавшим участие в проведении изотопных исследований: С.М.Гуриевой, А. 3. Скороходу, Л.Е.Пальцевой, З.В.Ермолаевой, Р.Б.Зайдман, М.А.Стрелковой; оказавшим помощь советами и консультациями: доктору биологических наук А.А.Ивлеву, докторам геолого-минералогических наук О.Л.Нечаевой, Н.К.Фортунатовой , кандидату биологических наук В.Л.Мехтиевой и всем сотрудникам участвовавшим в подготовке и оформлении работы: Е.Н.Шкутник, Е.С.Назаровой,, Е.В.Пугачевой, Т.П.Жегловой, Э.В.Храмовой, Л.В.Смирновой.

13

Заключение Диссертация по теме "Геохимические методы поисков месторождений полезных ископаемых", Дахнова, Марина Виссарионовна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

Диссертация представляет собой обобщение в области геохимии серы, имеющее важное значение для прогноза нефтегазоносности.

Анализ особенностей геохимии нефтяной и газовой серы в единой системе и в связи с двумя прцессами ее глобального цикла - микробиальной и термохимической сульфатредукцией - позволил разработать более обоснованные подходы к моделированию условий формирования углеводородных скоплений и прогнозу содержания в них НгЭ.

Установлено, что влияние условий сульфатредукции в бассейнах накопления одновозрастных нефтематеринских отложений на ИСС нефтей значительно больше, чем предполагалось ранее. Оно может перекрыть различия 8343 разновозрастных нефтей, связанные с неодинаковым ИСС исходных сульфатов. Поэтому генетические корреляции нефть-нефть, нефть-материнская порода по абсолютным значениям 8343 ненадёжны.

В диссертации предложены новые принципы использования информации об ИСС при генетических корреляциях, в основе которых лежит выявленная нами зависимость этого параметра от условий накопления нефтематеринских отложений.

В соответствии с этими принципами критерием корреляций являются не абсолютные значения 6343, а закономерности их изменения в конкретном регионе с учетом фациальных характеристик пород. Для большей надежности корреляции наряду с ИСС предлагается использовать ИСУ нефтей.

Применение этих принципов повышает обоснованность корреляции нефтей с теми или иными комплексами отложений или очагами генерации, не требуя, при этом, детального изучения ОВ материнских пород.

Характер связи между двумя изотопными показателями помогает подразделять нефти на разные генетические группы и выбирать для детального исследования с целью уточнения корреляции лишь отдельные образцы из этих групп.

Использование изотопных кратериев позволяет осуществлять корреляции нефтей даже в тех случаях, когда в результате сильных вторичных преобразований в них не сохранились или потеряли генетическую информативность биомаркеры.

ИСС сероводорода, в отличие от ИСС нефтей, не зависит от

157 фациальных характеристик пород. Он связан с глубинами погружения вмещающих его отложений и ИСС содержащихся в них сульфатов. Последние являются основным непосредственным источником серы для образования сероводорода в процессе термохимических реакций с углеводородами.

На основании изучения условий генерации и накопления сероводорода в глубокопогруженных сульфатно-карбонатных комплексах отложений получены следующие результаты.

1. Выявлены закономерности распространения кислых газов в сульфатно-карбонатных комплексах отложений, которые позволяют объяснить причины резких колебаний концентрации сероводорода в углеводородных скоплениях при однотипном литологическом составе резервуарных пород и одинаковых температурных условиях. Показано, что наиболее благоприятные условия для накопления сероводорода создаются: (1) при непосредственном контакте карбонатного резервуара с сульфатными породами, основным источником серы сероводорода, или при наличии включений таких пород в самом резервуаре; (2) при преимущественно карбонатном составе не только самой ловушки, но и окружающих ее пород, что имеет место в крупных зонах распространения карбонатных отложений, таких как карбонатные платформы или барьерно-рифовые системы, в пределах которых наилучшие условия для накопления сероводорода обеспечиваются в центральных (для первых) и в тыловых (для вторых) частях зон. В этом случае градиенты изменения концентрации сероводорода в газах при его диффузии из залежей а, следовательно, и скорости процесса, меньше, чем в случае контакта карбонатной ловушки с терригенными породами, в которых сероводород связывается в виде пирита.

Практическое значение полученных результатов заключается в возможности районирования регионов, в которых распространены сульфатно-карбонатные отложения, на зоны с большей и меньшей концентрацией сероводорода в газах еще до бурения и открытия залежей.

2. На онове термодинамического анализа вероятных реакций TCP предложена модель генерации сероводорода при непосредственном взаимодействии сульфатов с углеводородами, которая наиболее полно объясняет характерные особенности состава природных сероводородсодержащих систем и предсказывает ранее неизвестные признаки процесса. Эта модель может быть использована для обоснованного

158 выбора критериев диагностики и прогноза зон развития TCP, а, следовательно, и зон распространения высокосернистых газов.

3. Найдена зависимость максимальных концентраций сероводорода в газах от резервуарных температур при разном составе углеводородов, что дает возможность оценить кинетику процесса в зависимости от температур в разных по предполагаемой продуктивности зонах (нефтегазоносные, газонефтеносные, газоносные) и прогнозировать максимальный уровень осерненности газов в этих зонах и отдельных локальных объектах.

4. Разработаны критерии локального прогноза серо-водорода.

5. Дан прогноз содержания сероводородов в газах ряда регионов бывшего СНГ.

Основные защищаемые положения работы.

1. Принципы использования ИСС при выяснении условий формирования нефтяных залежей, в основе которых лежит выявленная связь этой характеристики нефтей с условиями накопления материнских отложений. В соответствии с этими принципами: подразделение нефтей на генетические группы проводится на основании анализа связи между ИСС и ИСУ нефтей;

- корреляция нефтей с потенциальными материнскими отложениями осуществляется на основании анализа закономерностей изменения значений ô34S в зависимости от условий накопления этих отложений;

- абсолютные значения 834S используются для корреляции нефтей из разновозрастных отложений при одинаковом фациальном типе этих отложений;

- ИСС используется для генетических корреляций только за пределами зон развития TCP.

2. Модель генерации и накопления кислых газов в глубокозалегающих сульфатно-карбонатных комплексах отложений, суть которой в следующем.

- Основной механизм генерации H2S (TCP) заключается в прямом термохимическом восстановлении сульфатов углеводородами;

Одним из основных факторов, определяющих минимальные температуры реализации TCP, является состав УВ, распространенных в

159 резервуарных породах. Увеличение доли Cs+B углеводородов снижает минимальный температурный предел;

- При благоприятных условиях консервации концентрация H2S в газах экспоненциально зависит от пластовых температур, т.е. контролируется скоростью его генерации;

- Оптимальные условия для накопления H2S обеспечиваются в карбонатных ловушках, которые (а) непосредственно контактируют с сульфатными породами, или содержат включения сульфатов в породах самой ловушки; б) удалены от контакта с терригенными породами;

3. Критерии прогноза содержания сероводорода в газах в глубоко залегающих сульфатно-карбонатных комплексах отложений.

Фациально-генетический тип карбонатных отложений, контролирующий сохранность сероводорода.

Обнаружение высокосернистых газов, с концентрацией H2S > 5% вероятно в карбонатных ловушках: (а) в тыловых частях барьерных рифовых систем; (б) в центральных зонах карбонатных платформ и крупных карбонатных тел типа атоллов.

Обнаружение газов с концентрацией H2S > 1% маловероятно в карбонатных ловушках: (а) во внешних зонах барьерных рифовых систем; (б) в краевых частях карбонатных платформ, вблизи их контакта с терригенными породами, (в) связанных с одиночными внутрибассейновыми рифами, конусами выноса, подводными поднятиями; (г) в зонах развития прибрежных терригенно-сульфатно-карбонатных отложений.

Температуры и прогнозируемый состав углеводородов, контролирующие реализацию процессов TCP и масштабы генерации H2S.

Минимальный температурный предел реализации TCP в предполагаемых зонах: (а) нефтегазонакопления - 60 -80°С, (б) газонефтенакопления - 90- 110°С, (в) накопления сухих газов - > 140° С. Для количественного прогноза максимальной концентрации сероводорода в газах локальных объектов с благоприятными условиями его консервации предлагается исполь-зовать найденные эмпирические кривые (палетки) степени осерненности газов от резервуарных температур при разном соотношений С1-4И Cs+B углеводородов в системе.

160

Библиография Диссертация по геологии, доктора геолого-минералогических наук, Дахнова, Марина Виссарионовна, Москва

1. Амурский Г.И., Гончаров Э.С., Жабрев И.П., Соловьев H.H. (1977). Происхождение сероводородсодержащих природных газов нефтегазоносных бассейнов. Сов. геология, N5, с.56-68.

2. Амурский Г.И, Гончаров Э.С., Соловьев H.H., Жабрев И.П. (1978). Закономерности размещения и условия формирования залежей водородсодержащих газов. Сов. геология, N 7, с. 3-16.

3. Амурский Г.И., Жабрев И.П., Максимов С.П., Соколов В.Л. (1980). Сероводородсодержащие газы условия и масштабы распространения. Геология нефти и газа, N 5, с. 11-18.

4. Амурский Г.И., Кулибакина И.Б., Соловьев H.H. (1984). Вертикальная зональность в образовании и аккумуляции сероводорода. Геология нефти и газа, N 1, с. 47-51.

5. Амурский Г.И., Соловьев H.H., (1979). Основные факторы, лимитирующие промышленное накопление сероводорода в природных газах. В кн.: Геология природного газа. Полезные компоненты природных газов -условия формирования и ресурсы. М., с. 72-78.

6. Анисимов Л.А. (1976). Геохимия сероводорода и формирование залежей высокосернистых газов. М. Недра, 160 с.

7. Анисимов Л.А. (1978), Условия абиогенного восстановления сульфатов в нефтегазоносных бассейнах. Геохимия, N. 11, с. 1692-1702.

8. Анисимов Л.А., Потапов А.Г. (1983). Геология, разведка и разработка залежей сернистых газов. М. Недра, 197 с.

9. Э.Анищенко Л.А. (1972) Распространение газов и закономерности изменения их свойств на территории Тимано-Печорской провинции. В кн. Геология и нефтегазоносность Северо-Востока Европейской части СССР. Сыктывкар, вып.2.

10. Анищенко Л.А., Удот В.Ф. (1981). Типы нефтей Тимано-Печорской провинции и факторы, обуславливающие их разнообразие. Тр. ин-та геологии Коми филиала АН СССР, вып. 35.

11. Атаханов К. (1988). Сероводород в газах юрско-неокомского комплекса Предкопетдагской нефтегазоносной области. В кн. Геохимические критерии формирования скоплений углеводородов и прогноза нефтегазоносности. М.: ВНИГНИ, с. 164-169.

12. Беленицкая Г.А., Голубчина М.Н., Гуревич М.С., Мишина Т.А. (1981). Изотопный состав серы и генезис сероводорода в природных газах Амударьинского бассейна. Литология и полезные ископаемые, N.2, с.118-138.

13. Беленицкая Г.А., Гуревич М.С. (1978). Закономерности распространения и критерии прогноза месторождений газовой серы. Советская геология, N 2, с. 3-20.

14. Белый В.М., Виноградов В.И. (1972). Изотопный состав серы и вопросы генезиса высококонцентрированных сероводородных газов нефтегазоносных областей. Геология нефти и газа, N 7, с. 37-41.

15. Валитов Н.Б. (1982). Связь месторождений сероводородсодержащих газов с зонами минерализации серы. Геология нефти и газа, N 9, с. 48-52.

16. Виноградов А.П., Гриненко В.А, Устинов В.И. (1962) Изотопный состав серы в отложениях Черного моря. Геохимия, N10, с.852-873.

17. Воробьева Н.С., Земскова З.К., Пунанов В.Г., Русинова Г.В., Петров Ал.А. (1992). Биометки нефтей Западной Сибири. Нефтехимия, т.32, с.405-420.

18. Гаврилов У.Я., Гончаров B.C., Теплинский Г.И. (1985). О генезисе газов Даулетабад-Донмезского газоконденсатного месторождения. Геология нефти и газа, N. 9, с. 35-39.

19. Гаврилов Е.Я., Гриненко В.А., Журов Ю.А., Карпов А.К., Теплинский Г.И. (1973). Особенности распределения изотопов аргона, серы и углерода в газах Оренбургского газоконденсатного месторождения. Геология нефти и газа, N8, с. 26-31.

20. Геология природных углеводородов Европейского Севера России. Сыктывкар, 1994, 180 с.

21. Гарецкий Р.Г., Кирюхин Л.Г., Капустин И.Н., Конищев B.C., 1990, Некомпенсированные прогибы Восточно-Европейской платформы. Минск, Наука и техника, 102 с.162

22. Геохимические особенности нефтегазоносности Прикаспийской впадины. (1985). Труды ВНИГНИ, вып. 251 (Под ред. К.В.Фомкина). 265 с.

23. Глестон С., Лейдлер К., Эйринг Т. (1948) Теория абсолютных скоростей реакций. М. ИИЛ, 379 с.

24. Гриненко В.А., Гриненко Л.Н. Геохимия изотопов серы. М. Наука, 1974, 272 с.

25. Гусева А.Н., Файнгерш Л.А. (1983) Связь тяжелых высокосернистых нефтей с зонами древнего гипергенеза. В кн.: Распрстранение и условия формирования тяжелых и сернистых нефтей. М. с. 38-44.

26. Дахнова М.В. (1971) Причины образования сернистых нефтей в Широтном Приобье. В сб. Особенности геологического строения и прогнозирование нефтегазоносности некоторых районов СССР. Тр. ВНИГНИ, вып.108.

27. Дахнова М.В., Гаврилов Е.Я., Гуриева С.М. (1977). Особенности изотопного состава серы нефтей мезозойских отложений Западной Сибири. Проблемы нефти и газа Тюмени, вып.33, с. 10-14.

28. Дахнова М.В., Панкина Р.Г., Кирюхин Л.Г., Мехтиева В.Л., (1984) Прогноз содержания сероводорода в газах подсолевых отложений Прикаспийской впадины. Геология нефти и газа, N.10, с. 43-46.

29. Дахнова М.В., Панкина Р.Г., Кораб 3., Глогочевский Я., Стшетельский Я. (1981). Идентификация зон генерации нефтей главного доломита цехштейна Пермского района ПНР по изотопному составу серы. Геология нефти и газа, N.3, с. 49-55.

30. Деменкова П.Я., Захаренкова Л.Н., Курбатская А.П. (1958) Некоторые данные о распределении ванадия, никеля, серы и азота по фракциям палеозойских нефтей Волго-Уральской области. Труды ВНИГРИ, вып. 123. Геохим. сб. N.5, с.59-72.

31. Деменкова П.Я., Захаренкова Л.Н.(1969) Порфирины в нефтях и битуминозных компонентах органического вещества пород мезозойских163отложений Западно-Сибирской низменности. Труды ВНИГРИ, вып. 279. Геохим. сб. N.10, с.44-58.

32. Еременко H.A. (1960) Изменение изотопного состава серы нефтей СССР по стратиграфическому разрезу. Геология нефти и газа, N11, с.9-11.

33. Еременко H.A., Панкина Р.Г. (1962) Изотопы серы в нефтях и газах месторождений Волго-Уральской области и других регионов Советского Союза. Геология нефти и газа, N9, с.43-48.

34. Еременко H.A., Панкина Р.Г. (1963) Изменение изотопного состава серы в нефтях и газах в зависимости от возраста вмещающих пород. В кн. "Химия земной коры". T.I. М. Наука, с.424-431.

35. Еременко H.A., Панкина Р.Г. (1971) Вариации 634S в сульфатах современных и древних морских водоемов Советского Союза. Геохимия, N1, с.81 -91.

36. Еременко H.A., Панкина Р.Г. (1972) Об эволюции солевого состава океана на основании 32S/34S сульфатной серы. В кн. Геохимия. Международный геол. конгресс. XXIV сессия. Докл. сов. геол. Проблема 10. М., Наука, с.36-42.

37. Зорькин Л.М., Старобинец И.С., Стадник Е.В. (1984). Геохимия природных газов нефтегазаносных бассейнов. М., Недра, 248 с.

38. Ивлев A.A., Дахнова М.В., Шкутник E.H. (1998). Механизмы генерации H2S при термохимической сульфатредукции в природных условиях. В кн. Геология, геохимия, геофизика и разработка нефти и газа. М., ВНИГНИ, с.162-170.

39. Ивлев A.A., Панкина Р.Г., Гальперн Г.Д. (1973) Термодинамика реакций осернения нефти. Геология нефти и газа, N.2, с.22-27.

40. Игумнов С. А. (1976) Изотопный обмен между сульфидной и сульфатной серой в гидротермальных растворах. Геохимия, N4, с.497-503.164

41. Калита М.А., Файнгерш Л.А. (1994). Растворимость сероводорода в воде при высоких давлениях и температурах (в многокомплектных газовых смесях). Геохимия, N11, с.1651-1659.

42. Карапетянц М.Х. (1975) Химическая термодинамика. М. Химия, 582 с.

43. Карцев A.A., Вагин С.Б., Дахнова М.В. (1968) К вопросу о генезисе серы в нефтях. В кн. "Генезис нефти и газа", М. Наука, с.205-209.Киреев В.А. (1970) Методы практических расчетов в термодинамике химических реакций. М. Химия, 519 с.

44. Кулибакина И.Б., Старосельский В.И. (1986). Распределение сероводородсодержащих газов в краевых зонах древних платформ. Сов. геология. N9, с.30-34.

45. Кулибакина И.Б., Чайковская Э.В. (1981). Вертикальная зональность распределения сероводородсодержащих газов. Изв. АН СССР. Сер. геол., N1, с.138-143.

46. Ларская Е.С., Загулова О.П., Храмова Э.В. (1988). Геохимическая зональность, динамика и масштабы процессов нефтеобразования в ордовикско-саргаевских отложениях Тимано-Печорской НГП. Геология нефти и газа, N1, с.39-42.

47. Лисицын А.П. (1988) Лавинная седиментация и перерывы в осадконакоплении в морях и океанах. М. Наука, 308 с.

48. Ломако П.М., Гушкович С.Н., Левшенко Т.В. (1980). Особенности размещения залежей сероводородсодержащего газа в Среднеазиатском регионе. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. М., ВИЭМС, N8, 42 с.

49. Лондон Э.Е., Бухалов A.C. (1973) Взаимосвязь в распределении кислых и углеводородных компонентов в природных сероводородсодержащих газах. Геология нефти и газа, N1, с.49-56.

50. Максимов С.П., Панкина Р.Г., Смахтина A.M., Гаврилов Е.Я. (1975) Стабилиные изотопы углерода, водорода и серы в свете проблемы гезиса нефти и газа. В сб. Происхождение сероводорода в газах Амударьинской синеклизы. Тр. ВНИГНИ, вып.174, с.122-134.

51. Нарижная В.Е. (1965) Геохимия природных газов Средней Азии. М., Наука, 286 с.

52. Нарижная В.Е., (1973). Геохимия природных назов Средней Азии. Автореф. докт. дисс.165

53. Панкина Р.Г. (1978), Геохимия изотопов серы нефтей и органического вещества. М. Недра, 248 с.

54. Панкина Р.Г. (1982) Изотопный состав серы, углерода и водорода конденсатов. В кн.: Геохимия и методы исследования конденсатов, нефтей и органического вещества горных пород. М., ВНИГНИ, вып.240, с.37-47.

55. Панкина Р.Г., Дахнова М.В. (1973) Об изотопном составе серы нефтей Западно-Сибирской низменности. В кн. Геохимические критерии цикличности процессов нефтегазообразования. М., Тр. ВНИГНИ, вып. 139, с.229-238.

56. Панкина Р.Г., Дахнова М.В., Гуриева С.М. (1986). Оценка условий формирования нефтяных залежей в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции по изотопным данным. Геология нефти и газа, N4, с.50-54.

57. Панкина Р.Г., Максимов С.П. (1964), Закономерности в изменении изотопного состава серы в связи с цикличностью процессов нефтеобразования. Геология нефти и газа, N12, с.8-12.

58. Панкина Р.Г., Мехтиева В.Л. (1981). Происхождение H2S и СО2 в углеводородных скоплениях. Геология нефти и газа, N12, с.44-48.166

59. Радченко O.A. О сернистых нефтях, их составе, генезисе и роли в массе мировой нефти. В кн. "Генезис нефти и газа". М. Недра, 1967, с. 209217.

60. Рудкевич М.Я., Озеранская Л.С., Чистякова Н.Ф., Корнев В.А., Максимов Е.М. (1988) Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна. М. Недра, 303 с.

61. Серебряков О.И. (1991) Онтогенез сероводорода природных газов месторождений Прикаспийской впадины. Автореф. доктор, дисс. М., 37 с.

62. Справочник химика. М. Госхимиздат. 1966.

63. Старобинец И.С. (1966). Газогеохимические показатели нефтегазоносности и прогноз состава углеводородных скоплений. М.,Недра, 200с.

64. Старобинец И.С. (1986). Газогеохимические показатели нефтегазоносности и прогноз состава углеводородных скоплений. М.,Недра, 200с.

65. Стабильные изотопы в геохимии нефти (1974). М.Недра. 200с, (Авт. Н.А.Еременко, Р.Г.Панкина, Т.А.Ботнева и др.).

66. Сурков B.C., Гурари Ф.Г., Жеро О.Г.; Смирнов Л.В., Казаков A.M., Девятов В. П. (1990). Прогноз крупных зон нефтегазоносности в нижнесреднеюрских отложениях Западно-Сибирской плиты. Советская геология, N8, с.21-26.

67. Тиссо Б., Вельте Д. (1981) Образование и распространение нефти. -М. Мир, 500с.

68. Успенский В.А., Радченко O.A. (1947) К вопросам генезиса типов нефтей. "Труды ВНИГНИ. Нов. сер.", вып. 19. 80 с.167

69. Эммануэль Н.К., Кнорре Д.Г. (1974). Курс химической кинетики. М. Высшая школа, 399 с.

70. Chakhmakhchev A., Suzuki N., (1995а). Aromatic sulfur compounds as maturity indicators for petroleums from the Buzuluk depression, Russia. Org. geo-chem., v.23, p. 617-625.

71. Chakhmakhchev A., Suzuki N., (19956). Suturate biomarkers and aromatic sulfur compounds in oils and condensates from different source rock lithologies of Kazakhstan, Japan and Russia. Org. geochem., v.23, p.p. 289-299.

72. Claypool G.E., Holser W.T., Kaplan I.R., Sakai H. and Zak I., (1980). The age curves of sulfur and oxygen isotopes in marine sulfate and their mutual inter-pretaion.Chem. Geol., v.28, p. 199-260.

73. Claypool G.E., Mancini E.A., (1989). Geochemical relationships of petroleum in Mesozoic reservoirs to carbonate sourse rocks of jrassic Smackover formation, Southwestern Alabama. AAPG Bull, v.73, p.904-924.

74. Dakhnova M.V., Gurieva S.M., Pankina R.G., Razmychlyaev A.A. (1990). Isotope indices of gas-condensate origin. Org. Geochem., v.16, p.1173-1178.

75. Dakhnova M.V., Gurieva S.M., Shkutnic E.N. (1997). The use use of sulfur isotope in oil-oil, oil-source rock correlations in different geological conditions. 18 th International Meeting in Organic Geochemistry, Maastricht, Netherlands, 1997, A 40.

76. Dakhnova M.V., Zagulova O.P., llyinskaya V.V. (1995). Oil and gases families and their source rocks in the Timano-Pechora basin. 57th EAGE Conference fnd Technical Exhibition. Glasgov, 1995, Scotlend, A-40.168

77. Dakhnova M.V., Ivlev A.A., Shkutnik E.N. (1995). The evidences for moderate temperature of thermochemical sulphate reduction. The 17th international meeting in Organic Geochemistry. Donostia- San Sebastian, Spain, v. 71, p. 11121113.

78. Dakhnova M.V., Ivlev A.A., Shkutnik E.N. (1995). Sour gas distribution in the Amudaria Basin, Central Asia. The 1995 AAPG International Conference and Exhibition, Nice, R 17.

79. Geochemistry of Sulfur in Fossil Fuels. W.L.Orr, Editor., (1990), American Chemical Society, Washington, 708 p.

80. Goldstein T.P., Aizenshtat Z. (1994). Thermochemical Sulfate reduction: A Review. J.Them. Anal., 42, p. 241-290.

81. Harrison A., Thode H. (1958). Sulphur isotope abundance in hydrocarbon and source rocks of Uinta Basin, Uhah. AAPG.Bull., v.42, p. 2642-2649.

82. Heydari E.( 1997). The role of burial diagenesis in hydrocarbon destruction and H2S accumulation, Upper Jurassic Smakover formation, Black Cree field, Mississippi. AAPG.Bull., v.81, p. 26-45.

83. Heydari E., Moree C.H. (1989) Burial diagenesis and thermochemical sulfate reduction. Smakover Formation, southeastern Mississipi Salt Basin. Geology, v.17 p.1080-1084.

84. Ho T.Y., Rogers M.A., Drushel H.V. and Koons C.B. (1974). Evolution of Sulfur compounds in Crude oils. AAPG.Bull., v. 58, n.11, p. 2338-2348.

85. Holser W., Kaplan I. (1966) Isotope chemistry of sedimantary sulfates. Chem. Geol.,v.1, p.92-135.

86. Kiyosu Y. (1980). Chemical reduction and sulfur isotope effects of sulfate by organic matter under hydrothtermal conditions. Chemical Gtology, v.30, h.47-56.169

87. Krouse H.R. (1979) Stable isotope geochemistry of non-hydrocarbon constituents of natural gas. 10-th World Petroleum congress, Bucharest, 1979, PD 16, p. 1-7.

88. Krouse H.R., Vian C.A., Eliuk L.S., Ueda A., Halas S. (1988) Chemical and isotopic evidence of thermochemical sulfate reduction by light hydrocarbon gases in deep carbonate reservoirs. Nature, v. 333, p. 415-419.

89. Leventhal J.S. (1990) Organic matter and thermochemical sulfate reduction in the Viburnum Trend, southeast Missouri. Econom. Geol., v. 85, p. 622632.

90. Machel H.G., Krouse H.R., Riciputi Z.R. and Cool D.R. (1995) Devonian Nisku sour gas play, Canada: A Unique laboratory for study of thermochemical sulfate reduction. ACS simposium series, p. 439-454.

91. Manowitz B., Krouse H.R., Barker C. and Premuzic E.T. (1990) Sulfur isotope data analysis of crude oils from the Bolivar Coastal fields (Venezuela). Geochemistry of sulfur in fossil fuels. W.L. Orr editor. Amer. Chem., Soc., Washington, p. 592-612.

92. Monster J. (1972) Homogeneity of sulfur and carbon isotope ratios 34S/32S and 13C/12C in petroleum. AAPG Bull., v. 56, p. 941-949.

93. Orr W.L., (1974), Changes in sulfur content and isotopic rations of Sulfur during petroleum maturation Stady of Big Horn Basin Paleozoic oils. AAPG. Bull. v.58, p. 2295-2318.

94. Orr W.L., (1977). Geologic and geochemical controls on the distribution of hydrogen sulfide in natural gas. In. Advances in organic geochemistry, (1975). Madrid, Spain, p.571-597.

95. Orr W.L., (1982). Rate and mechanism of non-microbial sulfate reduction. 95th Annual Geological Society of America Meeting. Abstracts, p. 580.

96. Peters K.E., Kontorovich A.Eh., Huizinga B.J.,Moldowan J.M. and Lee C.Y. (1994). Multiple oil families in the West Siberian Basin. AAPG Bull, v.78, p.893-909.

97. Peters E., Moldowan J.M. (1993) The biomarker guide. Prentice Hall, Englewood Cliffs. New Jeisey, 07632, p.363.

98. Radke M., Welte D.H. and Willsch H. Geochemical study on a well in the western Canada Basin: realation of the aromatic distribution pattern to maturity of organic matter. Geochim. Cosmochim. Acta, v.46, p.1-10.170

99. Sassen R. (1988). Geochemical and carbon isotope stadies of crude oil destruction, bitumen precipitation, and sulfate reduction in the dup Smachover formation. Org. Geochem., v. 12, p.351-361.

100. Schou L., Myhr M.B. (1988) Sulfur aromatic compounds as maturity parameters. In. Advances in Organic Geochemistry, v. 13, p. 61-66.

101. Shoell M. (1984) Stable isotopes in petroleum research. In.: Advances in petroleum geochemistry, v.1. (J.Brooks and D.H. Welte, eds.) Academic press, London, p. 215-245.

102. Sinninghe Damste J.S., Rijpstra J.C., De Zeeuw J.W. and Shenck P.A. (1987) Origin of organic sulphur compounds and sulphur containing high molecular weight substances in sedimetnts and immature crude oils. Advances in organic geochemistry, p.p593-606.

103. Sulfur in fossil fuels. (1990). W.L.Orr editor. Amer. Chem. Soc., Washington, p.592-612.

104. Thode H.G. (1981). Sulfur isotope ratios in petroleum research and Exploration: williston Basin. AAPG Bull, v.65, p.1527-1535.171

105. Thode H., Harrison A.G. and Monster J. (1960) Sulphur isotope fractionation in early diagenesis of recent sediments of Northeast Venezuela. AAPG Bull, v.44, p. 1809 -1817.

106. Thode H.G., Monster J. (1970) Sulfur isotope abundances and genetic relations of oil accumulations in Middl East basin. AAPG. Bull, v.54, p.627-637.

107. Thode H., Monster J., Durnford H. (1958) Sulfur isotope abandances in petroleum and associated materials. AAPG. Bull, v.42 p.2619-2641.

108. Toland W.G. (1960)0xidaition of organic compounds with aqueous sulfate. J.Amer. Chem. Soc., v.82, p.1911-1916.

109. Vandenbroucke M. Structure of kerogens as seen by invistigation on soluble extracts. In Kerogen (Edited by Durand В.). Editions Technip, Paris., p.415-443.

110. Worden R.H., Smalley P.C. (1993). Maiking water in deep carbonate sour gas fiels. Geofluids 93 Extended abstract, p.21-25.

111. Worden R.H., Smalley P.C. and Oxtoby N.H. (1995) Gas souring by theymjchemucal sulfate reduction at 140°. AAPG Bull, v.79, p.854-864.

112. Worden R.H., Smalley P.C., Oxtoly N.H. The effects of thermochemical sulfate reduction upon formation water salinity and isotopes in cfrbonate gas reservoirs. Accepted for publication in Geochem. Cosmochim. Actf.1. Фондовая литература

113. Амурский Г.И., Кузьминков В.А., Малышев Н.Г. и др., (1984). Разработать методические основы раздельного поиска месторождений углеводородов разного состава среднеазиатских платформенных бассейнов. М., ВНИИГаз.

114. Амурский Г.И., Соловьев Н.Н., Салина Л.С.(1989). Модель сероводородного заражения газовых месторождений Средней Азии. М., ВНИИГаз.

115. Анищенко Л.А. и др. (1981) Геохимия газов, нефтей и битумов Тимано-Печорской провинции и условия формирования нефтегазовых и газоконденсатных залежей. Ухта, ТПОВНИГРИ.172

116. Белякова Л.Т. и др. Комплексное литолого-стратиграфическое изучение разреза палеозойских отложений новых разведочных площадей Тимано-Печорской провинции. Ухта ТПИВНИГРИ, 1980.

117. Панкина Р.Г., Дахнова М.В., Мехтиева В.Л. и др. (1983) Выявление особенностей изотопного состава Б, С и Н нефтей, конденсатов и газов в некоторых крупных зонах нефтегазонакопления северо- и юго-восточной частей Русской плиты. М. ВНИГНИ.