Геохимия, условия формирования, критерии прогноза качества нефтей в юрских и палеозойских отложениях юго-востока Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна

Ларичкина, Наталья Илларионовна

Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему
Геохимия, условия формирования, критерии прогноза качества нефтей в юрских и палеозойских отложениях юго-востока Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна
ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Геохимия, условия формирования, критерии прогноза качества нефтей в юрских и палеозойских отложениях юго-востока Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна"

На правах рукописи

• о*

2 0 ноя шо

Ларичкина Наталья Илларионовна

ГЕОХИМИЯ, УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ, КРИТЕРИИ ПРОГНОЗА КАЧЕСТВА НЕФТЕЙ В ЮРСКИХ И ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ ЮГО-ВОСТОКА ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА

Специальности:

04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

04.00.13 - Геохимические методы поисков месторождений полезных

ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Новосибирск - 2000

Работа выполнена в Сибирском НИИ геологии, геофизики и минерального сырья

Научные руководители - кандидат геолого-минералогических наук Ларичев А.И.,

кандидат геолого-минералогических наук Стасова О.Ф.

Официальные оппоненты - доктор геолого-минералогических наук, профессор Москвин В.И., кандидат геолого-минералогических наук Степаненко Г.Ф.

Ведущая организация - ОАО «Сибнефтегеофизика»

Защита состоится "29" июня 2000 года в 10 часов в конференц-зале на заседании диссертационного совета К.071.13.01 при Сибирском НИИ геологии, геофизики и минерального сырья по адресу: 630091, Россия, Новосибирск, Красный пр., 67

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке Сибирского НИИ геологии, геофизики и минерального сырья.

Автореферат разослан ' '26" мая 2000 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

канд. г-м. наук МатУ™на В.Г.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В настоящее время доля нефти и газа в мировом энергетическом балансе, превышает 70% и наблюдается тенденция к еще большему возрастанию их потребления. В связи с этим развитие и совершенствование методик поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений является весьма актуальной задачей в успешном развитии экономики любого государства. В настоящее время Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн (ЗСНГБ) является одним из основных, действующих и потенциальных источников углеводородного сырья в России. По мнению сибирских ученых, увеличение запасов нефти и газа в этом НГБ будет происходить за счет открытия новых месторождений, приуроченных, главным образом, к отложениям нижней и средней юры. Исследованиями, проведенными для раннесреднеюрского седиментационного бассейна Западной Сибири, было установлено, что на территории этого мегабас-сейна выделяются три фациальные области - морская (Ямало-Гыданская), переходная (Обь-Тазовская) и континентальная (Обь-Иртышская). Наиболее перспективными на нефть и газ считаются зоны сочленения этих фациальных областей, к числу которых относится и территория Томской области, находящаяся на стыке переходной и континентальной областей.

Геохимическому исследованию нефтей Западной Сибири, в том числе и Томской области, посвящены работы многих российских ученых: А.Э. Конторовича, В.А. Успенского, B.C.. Вышемирского, Н.П. Запивалова, А.Н. Гусевой, О.Ф. Стасовой, A.C. Фомичева, И.Д. Поляковой, А.Е. Андрусевича, Л.С. Борисовой, И.В. Гончарова, А.К. Головко, В.П. Даниловой, В.И. Москвина, Л.С. Озеранской, О.В. Серебренниковой и др. Важно отметить, что интерес исследователей к изучению углеводородных (УВ) флюидов, выявленных на территории Томской области, не только не ослабевает, но и усиливается с каждым годом. Это обусловлено тем, что к настоящему времени основные открытия месторождений нефти и газа в верхнеюрских отложениях завершены. В связи с этим прирост запасов УВ сырья в Томской области в значительной степени может быть увеличен за счет нижнесреднеюрских отложений и открытия залежей нефти и газа в приконтактной части осадочного чехла и доюрского фундамента. По-прежнему остается окончательно нерешенной проблема нефтегазоносности палеозоя.

Цель исследования - изучение геохимических особенностей нефтей юрских и палеозойских отложений юго-восточной части ЗСНГБ и выявление закономерностей изменения состава и свойств этих У В флюидов в зависимости от условий их формирования, а также разработка критериев, отражающих качество нефтей, которое будет учитываться при оценке потенциальных ресурсов УВ сырья Томской области.

В задачи исследования входило: комплексное изучение нефтей верхнеюрских отложений; систематизация УВ флюидов нижне-среднеюрских отложений; выявление закономерностей изменения состава и свойств нефтей палеозойских отложений и зоны их контакта с осадочным чехлом; установление влияния условий формирования залежей на состав и свойства УВ флюидов; разработка геохимических критериев, позволяющих производить оценку фазового состояния УВ флюидов в залежи.

Научная новизна. Впервые проведена систематизация результатов исследований УВ флюидов отложений нижней, средней юры, зоны контакта осадочного чехла и доюрского фундамента в широком стратиграфическом диапазоне (от зоны контакта леонтьевского горизонта с доюрским фундаментом (1п/Рг) до зоны контакта тогурского флюидоупора с фундаментом ^Р/)).

Обнаружена связь между концентрацией биомаркеров (этилхо-лестанов, гопанов) и газосодержанием УВ флюидов в залежи, а именно, концентрация этих УВ существенно больше в присводовой части залежи там, где газосодержание выше.

Впервые показано, что критерием фазового состояния УВ флюидов в залежи является концентрация этилхолестанов (Сод). Высокие содержания этих углеводородов являются признаком газокон-денсатнонефтяных систем.

Практическая значимость. Построена схематическая карта типов нефтей юрских и палеозойских отложений, позволяющая выделить наиболее перспективные участки на нефть и газ.

Установлено, что наиболее перспективными участками на нефть являются Нижневартовский и Каймысовский своды, Колто-горский прогиб, Нюрольская впадина и южная часть Усть-Тымской впадины. На Средневасюганском и Пудинском мегавалах, главным образом, прогнозируется распространение газовых и газоконденсат-ных залежей. Северная часть Усть-Тымской впадины, а также Александровский мегавал являются районами, где могут быть распространены как нефтяные (нефти типа С), так и газоконденсатные и

газоконденсатнонефтяные (нефти типа А) залежи. В восточных районах Томской области предполагается наличие небольших по своим размерам газоконденсатных залежей, сконцентрированных под локальными глинистыми покрышками. Зона контакта палеозоя и мезозоя является одним из перспективных направлений на нефть и газ. Здесь предполагается наличие небольших по своим размерам залежей УВ флюидов. Полученные выводы были приняты в 1997 г. Комитетом природных ресурсов по Томской области в качестве рекомендаций при выборе направлений нефтегазопоисковых работ.

Защищаемые положения и результаты.

1. На территории Томской области выявлены в юрских отложениях два типа нефтей: нефти типа С приурочены к зоне развития существенно нефтяных залежей, нефти типа А - к зоне развития газоконденсатных и нефтяных залежей. Показано, что катангенетическая преобразованность нефтей типа А выше, чем в нефтях типа С.

2. В палеозойских резервуарах, включая зону контакта с "»чехлом, впервые выявлены нефти типа Сь которые по своим физико-химическим характеристикам, групповому УВ составу проявляют значительные сходства с нефтями типа С, т.е. нефтями главной зоны нефтеобразования. Состав биомаркеров (низкая концентрация диа-стеранов) указывает на специфические особенности этих нефтей, обусловленные приуроченностью их к карбонатным породам.

3. Установлено, что состав и свойства УВ флюидов зависят от их газонасыщенности. Показано, что в пределах залежи от крыла к своду возрастает концентрация гопанов и изоэтилхолестанов.

4. Построена карта прогноза типов нефтей в юрских и палеозойских отложениях Томской области, отражающая состав и свойства нефтей, которые должны учитываться при прогнозе качества нефтей, оценке перспектив нефтегазоносности и разработке программ развития нефтедобывающей промышленности.

Достоверность экспериментальных данных подтверждается оценкой погрешностей измерений, использованием различных методов исследований, удовлетворительным согласием с данными, приведенными в литературных источниках.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались автором на чтениях, посвященных 95-летию со дня рождения Н.Б. Вассоевича (г.Новосибирск, 1997), на 3-й Международной конференции по химии нефти (г.Томск, 1997), на научном совещании «Органическая геохимия нефтепроизводящих пород

Западной Сибири» (Новосибирск, 1999). По теме диссертации опубликовано 7 работ, список которых приведен в конце автореферата.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав и заключения. Она содержит 102 страницы текста, 43 рисунка, 28 таблиц. Список использованной литературы включает 146 наименований.

Работа выполнена в отделе органической геохимии Сибирского научно-исследовательского института геологии, геофизики и минерального сырья под научным руководством канд. геол.-минерал. наук, зав. отделом органической геохимии А.И. Ларичева и канд. геол.-минерал. наук, ведущего научного сотрудника О.Ф. Стасовой, которым автор выражает глубокую благодарность. Автор искренне признателен за помощь в работе, советы и консультации А.Э. Конторо-вичу, Ф.Г. Гурари, B.C. Старосельцеву, Н.В. Мельникову, B.C. Вышемирскому, Н.И. Матвиенко, A.C. Фомичеву, A.B. Мигурскому, С.Г. Неручеву, Г.Н. Гордадзе, А.Е Еханину, И.Д. Поляковой, Л.Д. Малюшко, Л.С. Борисовой, П.Н. Соболеву, Л.А. Кроль.

Автор благодарен Е.В. Олейниковой, Л.С. Авериной, Л.Я. Ки-ричук за помощь в оформлении работы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы диссертации, определены цели и задачи исследования, показана новизна результатов и их практическая значимость, а также перечислены положения диссертации, которые выносятся на защиту.

Глава 1. Краткий обзор современных представлений о происхождении и эволюции нефтей

В главе дан обзор современных представлений об эволюции нефтей. Проведен критический анализ существующих в настоящее время теорий. Показано, что определяющей теорией на современном этапе является осадочно-миграционная теория нафтидогенеза (ОМТН), основоположником которой был великий русский ученый М.В. Ломоносов (1763 г.), который сформулировал её два основополагающих тезиса: во-первых, нефть и уголь образуются из растительного (органического) вещества, во-вторых, определяющим фактором в образован;:;: угля и нефти является температура.

Эти положения легли в основу ОМТН.. Новый качественный уровень эта теория получила с введением Н.Б. Вассоевичем (1969) понятия главной фазы нефтеобразования (ГФН). В дальнейшем М.

Кальвином (1971) было создано перспективное направление - молекулярная палеонтология, которое позволило проводить геохимические исследования индивидуальных химических соединений, в том числе и биомаркеров. Именно эти УВ в значительной степени позволяют установить корреляционные связи между УВ флюидами и ОВ, генерирующим их, восстановить условия седиментации НГБ, расширить познания в области метаморфизма исследуемого объекта, а также изучить особенности процессов нефтегазообразования. Созданные геохимические центры в центральной части России (ВНИГРИ, ВНИГНИ, ИГиРГИ) и в Сибири (ЗапСибНИГНИ, СНИ-ИГГиМС) внесли значительный вклад в развитие ОМТН. Современная теория происхождения нефти на Земле основана на работах многих зарубежных (М. Кальвин, Н.П. Стивене, Б. Тиссо, Д. Вельте, Дж. Хант и др.) и отечественных ученых, таких как А.Ф. Добрянский, В.А. Успенский, А.Э Конторович, И.И. Нестеров, С.Г Неручев, К.А. Шпильман, Ал.А Петров, Г.Н. Гордадзе, М.В. Дахнова, В.И. Москвин, Б.А. Соколов, О.Ф. Стасова и многих других.

Глава 2. Нефтеносность юры и палеозоя Томской области

Территория Томской области, являющаяся юго-восточной окраиной Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ), располагается в зоне сочленения переходной (Обь-Тазовской) и континентальной (Обь-Иртышской) фациальных областей. На её территории выделены три нефтегазоносные области (НТО) - Среднеобская, Каймысовская и Васюганская. Они подразделяются на 11 нефтегазоносных районов (ИГР), которые приурочены, главным образом, к структурам 1-го порядка (Конторович А.Э., 1975). В юрском разрезе выделяется несколько нефтегазоносных комплексов (НТК): Васю-ганский, Малышевский, Вымский, Надояхский, Шараповский, Зимний. Согласно данным исследователей Биджакова, Е.Е. Данинберга, В.Н. Ростовцева, B.C. Суркова, В.М. Тищенко, Г.И. Тищенко и др. основные запасы нефти и газа Томской области сосредоточены в юрских отложениях.

В распределении нефтяных и газовых залежей на территории Томской области наблюдается следующая закономерность. Васюган-ский НТК продуктивен на западе Томской области, при этом роль резервуара в нем выполняет песчаный пласт Ю). В восточном направлении глинистая нижневасюганская покрышка теряет свои экранирующие свойства. В связи с этим некоторые пласты нижележащего Малышевского (пласт Ю2) и масюганского (пласт Ю,) комплексов

гидродинамически сообщаются между собой, образуя при этом единую залежь.

Нижнесреднеюрские отложения подразделяются на несколько самостоятельных НГК. Это - Малышевский, Вымский, Надояхский, Шараповский и Зимний. Каждый НГК представлен двумя горизонтами, один из которых является резервуаром, а другой - служит флюидоупором. Название горизонта-резервуара совпадает с названием комплекса. Они сложены, как правило, фациями, благоприятными для нефтегазонакопления (Белозеров В.Б.,1985; Егорова Л.И., 1989; Казаков A.M., 1997, 1998). Изолированы они друг от друга региональными глинистыми флюидоупорами. Это - леонтьевский, лайдин-ский, тогурский и левинский горизонты.

На территории Томской области отложения нижней юры распространены не повсеместно. На крупных положительных структурах они отсутствуют (Гурари Ф.Г., 1995). Шараповский НГК распространяется в наиболее глубоких впадинах и прогибах (Ростовцев В.Н., 1995, Фомичев A.C., 1986). В пределах Нюрольской впадины местами тогурские глины непосредственно залегают на дезынтегри-рованных карбонатных породах фундамента. В этой благоприятной ситуации, где тогурские глины являются основным генератором и покрышкой, а дезынтегрированные породы фундамента - коллектором, - открыто большое количество высокодебитных залежей нефтяного и нефтегазоконденсатного типа (Даненберг Е.Е., 1991).

В стратиграфическом смысле область контакта осадочного чехла и доюрского фундамента носит зональный характер и приурочена к различным стратиграфическим уровням, находящимся под различными региональными покрышками (Тищенко Г.И., 1995). Иногда залежи, расположенные в базальных пластах юры й дезынтегриро-ванного фундамента, имеют единую гидродинамически сообщающуюся систему. Достаточно часто залежи в зоне контакта сосредоточены лишь в дезынтегрированной части фундамента. Отличительной особенностью залежей, расположенных в зоне контакта осадочного чехла и доюрского фундамента, является их небольшой размер при высоких дебетах, доходящих до 200-300 м3/сут. Следует отметить, что все они характеризуются достаточно сложным строением.

Таким образом, во всем разрезе юрских отложений отмечается чередование проницаемых и экранирующих толщ. Это создает благоприятные условия для аккумуляции и генерации кефтк и газа и рассматривается как одно из необходимых условий «формирования

богатых нефтью и газом (нафтидами) областей нафтидообразования и нафтидонакопления» (Конторович А.Э., 1999).

Глава 3. Фактический материал и методы исследования нефтей

Фактическим материалом, используемым в работе, послужила коллекция нефтей, состоящая из 430 проб, отобранная со 137 площадей Томской области. Отличительной особенностью работы являлся комплексный подход к изучению этой коллекции. Наряду с классическими физико-химическими методами исследований УВ флюидов (400 проб), автором были использованы современные методы исследований, в частности, высокоэффективная газожидкостная хроматография (126 образцов) в сочетании с масс-спектрометрией (61 образец), позволяющие провести исследования на молекулярном уровне и детально изучить состав реликтовых УВ, таких как алканы нормального строения, ациклические и циклические изопреноиды. Изучение н-алканов (Ст-С36) и ациклических изопреноидов (С13-С25) проводилось автором на разработанном в СНИИГГиМСе аналитическом комплексе по изучению УВ состава насыщенных фракций нефтей. Циклические изопреноиды изучались автором по результатам масс-спектрометрических исследований коллекции нефтей СНИИГГиМ-Са, выполненных в ОИГГМ СО РАН, а также с привлечением многочисленных данных, опубликованных в печати (Воробьева Н.С., 1992; Конторович А.Э., 1991, 1994, 1997, 1998, 1999).

Обработка результатов масс-спектрометрических исследований, проводилась на ЭВМ с использованием пакета вычислительных программ. Это позволило провести статистическую обработку результатов исследований на основе корреляционного анализа с учетом погрешности измерений и тем самым обосновать достоверность полученных результатов.

Глава 4. Состав и свойства нефтей юрских и палеозойских отложений юго-восточной части ЗСНГБ

Детальное изучение флюидов Верхнеюрского НТК показало, что все нефти можно подразделить на две группы (Конторович, 1997). Первую группу составляют флюиды, для которых область распространения нефтей средней (850-860 кг/м3) и тяжелой (860-870 кг/м3) плотности совпадает с областями высоких концентраций смол (>7%), асфальтенов (« 2%), серы (0,5-0,7%) и с зонами низких концентраций парафина (<3%). Доля легкокипящих УВ в этих нефтях

изменяется от 20 до 25%. Выявлены они в Каймысовском, Колтогор-ском и Нижневартовском НГР и приурочены к нефтяным залежам. Проведенный корреляционный анализ изменения физико-химических свойств нефтей Каймысовского свода в зависимости от глубины залегания залежи показал, что в глубинном диапазоне около 300 м в большинстве случаев, их физико-химический состав изменяется незначительно, и установленные корреляционные связи не являются значимыми.

Результаты исследований, проведенные для низкокипящих фракций (н.к.-125°С) нефтей Каймысовской НТО показали, что групповой УВ состав низкокипящих углеводородов всех изученных нефтей весьма однообразен. Бензиновые фракции имеют метановый состав и характеризуются относительно равнозначными концентрациями алканов нормального и разветвленного строения. Преобладание УВ пентаметиленовой структуры в составе цикланов, низкое содержание аренов все это указывает на то, что изучаемые флюиды характеризуются относительно невысокой степенью катагенетиче-ской преобразованности.

По групповому УВ составу изучаемые флюиды верхнеюрских отложений Каймысовского свода являются ароматиконафтеномета-новыми (Стасова, 1998). Концентрация н-алканов в этих нефтях невысокая. Максимум концентраций на кривой молекулярно-массового распределения фиксируется УВ С15-С17. Часто содержание н-алканов, начиная с н-декана (Сю), равномерно снижается по всей высокомолекулярной области. Соотношение пристан/фитан близко к единице, а концентрации легких и тяжелых изопреноидов часто выровнены.

Цикличность этих нефтей определяется структурами как нафтеновых, так и ароматических соединений. Нафтеновые УВ содержатся в этих нефтях в количестве 25-30%. Представлены они преимущественно моно- и бициклическими соединениями. Далее в порядке постепенного убывания следуют три-, тетра-, пенга- и гексацикланы.

Среди тетрациклических нафтенов значительная роль принадлежит регулярным стеранам состава С27-С29. Распределение регулярных стеранов в нефтях верхнеюрских отложений аналогично распределению этих УВ в нефтях, генерируемых ОВ баженовской свиты, и характеризуется равнозначными концентрациями холестанов (С2?), метил - (C2s) и зтилхолестанов (C2S). Соотношение этих УВ можно представить как: С27:С28'-С29=31:30:39. Оно свидетельствует о том, что данные нефти генерированы ОВ морского генезиса (Петров Ал. А., 1984, 1994; Конторович А.Э., 1991, 1998, 1999). Заметим, что

характер распределения регулярных стеранов в большей степени определяется концентрационным распределением изостеранов, т.к. концентрация их в среднем в 2-3 раза выше содержания а-стеранов, имеющих наибольшие сходства с липидными соединениями исходного ОВ. Известно (Петров Ал. А., 1984), что изостераны являются продуктами катагенетической превращенное™ а-стеранов и, отражают с одной стороны, степень катагенетического превращения неф-тей, с другой, - что не менее важно, особенности условий формирования залежей УВ флюидов.

Проведенные исследования показали, что нефти верхнеюрских отложений Каймысовского, Нижневартовского и Колтогорского НГР образованы из морского глубоководного органического вещества. Генерация их проходила в восстановительной обстановке в терри-генных отложениях, содержащих незначительный процент карбонатов. Они являются катагенно-зрелыми и приурочены, главным образом, к нефтяным залежам. Отметим, что изученные нефти проявляют значительные сходства с нефтями баженовской свиты северовосточной части Сургутского свода (Западно-Тевлинская площадь), а также с нефтями Васюганской свиты, отдельных районов Среднеоб-ской НТО (Самотлорская, Западно-Варьеганская, Северо-Варьеганская, Федоровская площади) (Воробьева Н.С., 1992).

Нефти второй группы распространены главным образом в Васюганской НТО и приурочены к нефтяным оторочкам газовых и га-зоконденсатных залежей. Для них не свойственны те закономерности изменения физико-химических свойств, которые были отмечены для нефтей Каймысовской НТО. Главная особенность нефтей этой группы - широкий диапазон изменения их физико-химических свойств. В основном это относительно легкие (820-840 кг/м3), малосернистые (0.1-0.3%), малосмолистые (<7%) нефти, содержащие значительный процент легких фракций (25-40%) и парафинов (5-20%). Это нефти метанового или преимущественно метанового состава. Они обогащены алканами нормального строения, пристан в них резко преобладает над фитаном. Их генезис, безусловно, связан с формированием газоконденсатных систем.

В отложениях верхней юры обнаружены также и нафтеномета-новые нефти. Роль нафтеноароматических углеводородов в их составе несколько снижена, а цикличность этих флюидов определяется в большей степени нафтеновыми структурами. Особенностью группового УВ состава этих нефтей является несколько повышенная концентрация метановых УВ, которая происходит в основном за счет

алканов нормального строения. Эти нефти занимают промежуточное положение между нефтями, выявленными в нефтяных залежах, и нефтями, которые являются сопутствующими газоконденсатным залежам. По одним показателям, таким, как цикличность, они ближе к нефтям Каймысовского НГР, по другим - содержание н-алканов - к нефтям Средневасюганского НГР. Эти нефти обнаружены в Нюроль-ской впадине (в Герасимовской котловине).

По нашему мнению, разный состав нефтей верхнеюрского НТК является отражением не только типа исходного органического вещества, принимавшего участие в формировании нефтей верхнеюрских отложений, но и условий формирования залежей УВ флюидов.

В отложениях средней юры Томской области УВ флюиды обнаружены в малышевском и вымском горизонтах. Нефтяные залежи в большинстве случаев являются сопутствующими в газоконденсат-ных системах. Выявлены они на структурах первого порядка. Это нефти Северо-Васюганской, Средневасюганской, Мыльджинской, Верхнесалатской, Усть-Сильгинской, Лугинецкой, Останинской, Верхнекомбарской площадей. Некоторые из них составляют единую залежь с пластом Ю|. В Нюрольской впадине из малышевского горизонта получены газоконденсатные залежи на Нижнетабаганской, Калиновой и Казанской площадях. Если в среднеюрских отложениях аккумуляция углеводородов чаще всего проходит на структурах первого порядка, то в нижнеюрской толще залежи УВ флюидов, нефте-проявления обычно фиксируются в прогибах и впадинах или на склонах структур. Газоконденсатные и нефтяные залежи выявлены в надояхском горизонте на Чкаловской, Катыльгинской, Квартовой, Западно-Карайской, Нижнетабаганской площадях. В первых двух они, возможно, образуют единую залежь в зоне контакта осадочного чехла и доюрского фундамента. Шараповский НТК развит в пределах наибольшего погружения фундамента и характеризуется непромышленными залежами на Приколтогорской, Хвойной, Колпашев-ской, Крыловской, Ларбигской площадях. В зимнем горизонте полупромышленные притоки нефти получены на Толпаровской площади.

Результаты проведенных исследований показали, что нефти нижнесреднеюрских отложений в основной своей массе легкие (820840 кг/м3), малосернистые (0.1-0.3%), малосмолистые (3-5%), по содержанию парафина они относятся к высокопарафинистым (10-20% и более). Часто исследуемые нефти сопутствуют конденсатам, которые по составу легких и высококипящих углеводородов очень близки к нефтям.

Изучение легкокипящих углеводородов было проведено в УВ флюидах нижнеюрских отложений. Результаты проведенных исследований показали, что исследуемые бензины отличаются от бензинов нефтей верхнеюрских отложений. Повышенные содержания н-алканов среди метановых УВ, а также значительное преобладание гексаметиленовых структур над пентаметиленовыми указывают на высокую катагенетическую преобразованность УВ флюидов нижнеюрских отложений. Что свойственно нефтям, которые сопутствуют газоконденсатным и газоконденсатнонефтяным залежам.

Изучение высококипящих углеводородов 68 образцов нефтей и конденсатов отложений нижней и средней юры показало, что по УВ составу флюиды нижнесреднеюрских отложений являются нафтено-метановыми и метановыми. Метановые углеводороды в этих нефтях составляют около 50%, из них 30% н-алканов и 20% изоалканов. Нафтеновые и ароматические УВ в исследуемых нефтях занимают подчиненное положение, хотя цикличность первых и ароматичность вторых довольно высокие.

Результаты исследований насыщенных УВ нефтей, распространенных в разрезе средней и нижней юры, показывают, что определяющими в составе нефтей этих отложений являются алканы нормального строения. Содержание н-алканов в высококипящих фракциях нефтей составляет 20-26%. Концентрация отдельного н-алкана на нефть составляет 2.0-2.5%. Эта величина значительна и типична для нефтей метанового состава. Следует отметить, что главными структурными элементами всех компонентов нефтей нижнесреднеюрских отложений являются алифатические структуры. В составе ациклических изопреноидов важную роль играют пристан и фитан, при значительном преобладании первого.

В нефтях, где роль цикланов низкая, состав регулярных стеранов имеет отличительные особенности. При общей низкой их концентрации эти нефти выделяются значительным содержанием этилхолестанов (С??), концентрация которых от малышевского к шараповскому горизонту возрастает с 56 до 90%. Следует подчеркнуть, что аналогично этилхолестанам изменяется и концентрация парафинов.

Таким образом, высокие концентрации этилхолестанов, могут служить прогнозным показателем для выявления зон газоконденсат-ных залежей (Стасова, 1999). По-видимому, в процессах формирования газоконденсатных систем при дифференциации УВ флюидов в ряде случаев происходит концентрация высокомолекулярных углеводородов как алифатического, так и циклического типа, что находит

отражение и в составе биомаркеров. Как правило, такие нефти не образуют значительных скоплений и являются сопутствующими в зонах распространения газоконденсатных залежей.

Значения соотношения диастеранов и регулярных стеранов близки к единице. По разрезу они изменяются мало и указывают на то, что эти УВ флюиды выявлены в терригенных коллекторах (Петров Ал. А., 1984).

Следует отметить, что повышение концентрации структурно перегруппированного трисноргопана объясняется, главным образом, катагенетической Преобразованностью нефтей. В то же время Ал. А. Петров [1994] заметил, что соотношение Т$/Тт может служить одной из характеристик газоконденсатной системы (Тб/Тш >1). Полученные результаты исследований позволили не только подтвердить, что в газоконденсатных системах значение соотношения Тб/Тгп больше единицы, но и показали, что концентрация структурно перегруппированного трисноргопана вверх по разрезу возрастает, увеличиваясь от 1 до 3. Это может указывать на большую миграционную способность структурно перегруппированного трисноргопана

Значительное преобладание пристана среди ациклических изо-преноидов, увеличение содержания триснорнеогопана и тритерпанов вверх по разрезу указывают на миграционные процессы, имеющие место при формировании газоконденсатных залежей нижнесредне-юрских отложений Томской области.

Изучение УВ флюидов, сосредоточенных главным образом в Нюрольской впадине и на юго-западном склоне Пудинского мегава-ла, также как и изучение нефтей нижнесреднеюрских отложений, проводилось автором согласно схеме распределения нефтяных, газовых залежей и нефтепроявлений в разрезе юры и зоны контакта до-юрского фундамента Томской области (Сурков В.С., 1995; Тищенко Г.И., 1996; Еханин А.Е., 1997). Автором впервые было проведено исследование УВ флюидов зоны контакта нижнесреднеюрских отложений и доюрского фундамента на разных стратиграфических уровнях Оп/Рг, М/Рг, Было изучено 18 образцов.

В зоне контакта доюрского фундамента и палеозоя были выявлены флюиды на Герасимовской площади под леонтьевским флюи-доупором (1п/Рг); на Еллей-Игайской, Калиновой, Останинской, Се-веро-Останинской площадях пол лайдинским горизонтом (Ш/Рг); на Урманской, Южно-Табаганской, Арчинской, Нижнетабаганской, Солоновской и Северо-Калиновой площадях под тогурским флюидо-упором (1е/Р7.). Состав УВ флюидов, полученных в верхней части

палеозойских отложений, изучался в нефтях Нижнетабаганской и Калиновой площадей. Детальное исследование особенностей состава УВ флюидов палеозойских отложений, залегающих на глубинах более 1000 м ниже кровли палеозоя, было проведено для тамбаевской, еллей-игайской, малоичской нефтей.

Установлено, что плотность флюидов зоны контакта мезозоя от леонтьевского к тогурскому и далее к палеозою уменьшается с S80 до 840 кг/м3. Аналогично изменяется и содержание серы с 1% до 0.3%. Концентрация парафина от леонтьевского горизонта к лайден-скому повышается с 3% до 5-8%. Далее к китербютскому (тогурскому) горизонту и палеозою отмечается плавное её снижение до 2-3%. Заметим, что флюиды, выявленные в зоне контакта лайдинского горизонта и доюрского фундамента, имеют невысокую плотность (830 кг/м3). В них содержится мало серы (0.3%). Для них свойственны относительно высокие концентрации парафина (>8%) и низкокипя-щих фракций (>20%). Все отличия этих флюидов, вероятнее всего, объясняются тем, что они приурочены к газоконденсатным залежам.

Низкокипящие углеводороды изучались в нефти, полученной из палеозойских отложений на Калиновой площади. Содержание бензинов в ней составляет 26%. По УВ составу она является метанонафте-новой и проявляет значительные сходства с нефтями верхнеюрских отложений, которые отвечают нефтяным системам.

По групповому УВ составу нефти Нюрольской впадины весьма разнообразны. Однако значительная часть нефтей приконтактной зоны осадочного чехла и доюрского фундамента, а также нефтей глубоко залегающих горизонтов палеозоя характеризуется следующим концентрационным рядом: Nn > i-Me > Nn-Ar > n-Me.

Эти нефти относятся к нефтям нафтенометанового состава (Стасова О.Ф., 1998, 1999). Среди насыщенных УВ в нефтях такого состава преобладают нафтеновые УВ. Концентрационный ряд, характеризующий состав насыщенных УВ, можно представить в следующем виде: Nn > i-Me > п-Ме.

Заметим, что такое распределение насыщенных УВ свойственно нефтям, отвечающим нефтяным залежам. Оно характерно для нефтей верней юры юго-восточной части Нюрольской впадины (Ге-расимовской котловины) и Каймысовской НТО.

Результаты исследований УВ флюидов палеозойских отложений, а также зоны контакта палеозоя и мезозоя позволили сделать следующие выводы.

Впервые в широком стратиграфическом диапазоне от средней юры до палеозоя проведена систематизация нефтей зоны контакта мезозоя и палеозоя, которые образуют единую группу флюидов с нефтями палеозоя. Это нефти средней и тяжелой плотности (850-880 кг/м3). Они составляют группу сернистых (0,5-1,0%), парафинистых нефтей (3-8%), что отразилось на несколько повышенном содержании алканов нормального строения (8-15%). В этих флюидах отношение пристан/фитан имеет тенденцию к возрастанию пристана (пристан/фитан > 1). По своим физико-химическим свойствам, групповому УВ составу и составу реликтовых УВ, нефти палеозоя и зоны их контакта с мезозоем отличаются от УВ флюидов нижнесреднеюр-ских отложений. Они частично проявляют сходство с нефтями верхнеюрских отложений, являясь нефтями ГЗН.

В то же время они имеют ряд характерных особенностей. Отличительной чертой этих флюидов являются невысокие содержания метилхолестанов, что, по мнению исследователей (Воробьева Н.С., Петров Ал.А.), свойственно палеозойским нефтям. Кроме этого, данные нефти характеризуются незначительным содержанием диастера-нов, подчеркивая тем самым, что генерация этих флюидов проходила в породах со значительным содержанием карбонатов.

Глава 5. Типы нефтей юрских и палеозойских отложений

юго-востока ЗСНГБ в связи с условиями формирования залежей и критерии качества нефтей

Геохимическое изучение региональных закономерностей изменения УВ флюидов, детальное исследование низко - и высококипя-щих углеводородов в нефтях юры, зоны контакта мезозоя и палеозоя, а также во внутренней части палеозойского фундамента позволяют сделать вывод, что в пределах Томской области фиксируется несколько зон накопления УВ флюидов и соответственно им несколько типов нефтей.

Ранее было показано, что основные скопления жидких УВ флюидов на территории Томской области приурочены к верхнеюрским отложениям Каймысовского ИГР. Именно здесь сосредоточена значительная часть нефтяных залежей, которые являются нефтями главной зоны нефтеобразования. Согласно классификации А.Э. Кон-торовича и О.Ф. Стасовой (1978) являются нефтями типа С (табл. 1).

Результаты исследований показывают, что процессы нефтега-зообразования здесь протекают при нормальных гидростатических пластовых давлениях (Рпл=25-26 МПа) и температурах (ТШ1=80-90°С).

Можно предположить, что при нормальном гидростатическом давлении, т.е. в условиях свободного оттока УВ флюидов значительная

Таблица 1

Состав и стратиграфический диапазон распространения типов нефтей в юрских и палеозойских отложениях Томской области

Параметры Тип нефти

Тип А Тип С, Тип С

Плотность, кг/м3:

нефть 820-840 850- 870 850 - 870

конденсат 790-800 750 - 800 750 - 800

Содержание:

сера, % 0.1 -0.3 0.5-1.0 0.5-0.7

парафины, % 10 - 20 и более 3-5 <3

фракция н.к.-200°С 25-30 15-20 20-25

Состав фракции н.к.-125°С:

п-МеЛ-Ме 1.2-1.5 1.2 1.0-1.2

Ыпб/Ып5 2-3 0.5-0.7 0.7-1.0

Состав фракции>200°С:

п-Меп-Ме:1\гп:Аг 38:31:16:15 10:27:30:33 8:23:25:43

п-Меп-Ме:Мп 45:36:19 15:40:45 14:41:45

п-МеЛ-Ме 1.2 0.4 0.3

пристан/фитан 2 < 1.2 < 1

К а Саром/Снасыщ стр 0.7-0.9 0.2-0.4 0.2-0.4

распределение регуляр- 15:20:65 30:20:50 31:30:39

ных стеранов: С27:С2^:С2д часто С29>90

диа-/регулярные стераны 1.0-0.8 0.2-0.3 0.5-0.8

С27(Тз/Тт) 1-3 1 0.7- 1.0

три-/пентатерпаны 0-0.01 0.1-0.2 0.2 - 0.3

Газосодержание, м3/м3 100 -200 50- 150 50-80

qгaкк,тpлн м3/цжакк,млрд т 1-5 1 0.5-0.9

Преобладающий тип зале-

жи по фазовому составу ГК, ГКН>Н ГК, ГКН<Н Н

Стратиграф. диапазон рас- 1,-3 Ji-з, зона J2-3

пространения типов нефтей контакта, Pz

Районы распространения Александров. Казанский Александров.

типов нефтей: Средневасюг. Каймысовск.

Парабельский Колтогорск.

Пудинский Нюрольский

Парбигский Усть-Тымск.

Нижневарт. Нижневарт.

их часть эмигрировала из баженовской свиты вниз по разрезу, и основные массы флюидов сконцентрировались в подстилающих отложениях васюгаиской свиты.

Результаты исследований нефтей, формирующихся в ГЗН и отвечающих нефтяным залежам, в большинстве случаев близки по своему УВ составу. Не случайно, что эти нефти составляют около 75% от общего количества жидких УВ флюидов, выявленных в ЗСНГБ (Конторович А.Э., 1994).

Формируются нефти ГЗН в районах, где соотношение аккумулированных газообразных и жидких УВ, естественно в пользу последних. Их газосодержание составляет 50-100 м3/м3. Эти нефти представляют собой нефтяные системы, недонасыщенные газом, т. к. значение давления насыщения к пластовому (Р„ас/Рпл), как правило, не превышает 0.5.

Детальное изучение нефтей верхнеюрских отложений северной части Каймысовского свода показало, что процессы нефтегазообра-зования в залежах сопровождаются дифференциацией УВ флюидов (Ларичкина Н.И., 1999). Большое влияние на процессы дифференциации УВ оказывает газ. Установлено, что даже при незначительном повышении газосодержания нефтей изменяется его состав (табл.2). Среди компонентов газа возрастает доля гомологов метана. Изменение состава газов, растворенных в нефтях, отражается на их групповом УВ составе и на составе биомаркеров. С увеличением газосодержания пластовых нефтей в них снижается доля бензиновых фракций. Содержание метановых УВ падает, возрастает роль разветвленных и циклических соединений. В составе циклических изо-преноидов повышается концентрация изостеранов и гопанов. Мигра-ционноспособные компоненты, какими являются изостераны и гопа-ны, накапливаются в присводовой части структуры, где газосодержание выше. Биомаркеры очень чутко реагируют на изменения, происходящие в нефтяной залежи, поэтому при интерпретации результатов исследований реликтовых -УВ нефтей следует особое внимание уделять не только их связям с исходным ОВ, но и процессам формирования залежей УВ флюидов, где роль газа значительна.

Вторая зона аккумуляции УВ флюидов в Томской области выявлена в пределах Нюрольского бассейна. Здесь в широком стратиграфическом диапазоне - в юрских отложениях, в зоне контакта на разных стратиграфических уровнях, а также в палеозое, сконцентрированы значительные запасы УВ как в газоконденсатных, так и нефтяных залежах.

Таблица 2

Геохимические показатели процесса дифференциации УВ в нефтяных залежах

Значение Направлен- Значение па-

Геохимические параметра ность измене- раметра для

параметры для нефтей ния геохими- нефтей

Первомайской ческих пара- Оленьей пл.

пл. метров

Газосодержание, м3/м3 41-47 -► 75-82

Содержание СН4 в неф-

ти, % 72 - 69-65

Значение соотношения:

С,/С2-С5 3.6 - 2.8

во фр. н.к.-125°С:

Ме/Ип 2.3 <- 2.0

¡-Ме/'п-Ме 0.8 -► 1.0

Мп6ЛчГп5 0.5 -► 0.7

во фр. >200°С:

Ме-Мп/Мп-Аг 1.6 - 1.3

¡-Ме/п-Ме 2.4 -► 3.3

гопаны/стераны 1.4 -► 1.7

изостераны/а-стераны 1.9 -► 2.6

Содержание нафтенов

(№) во фр. >200°С, % 31 - - - 36

Значение соотношения

для этилхолестанов 2.2 -► 2.7

(С2д): изо-/а-стераны

Газосодержание этих нефтей составляет 50-150 м3/м3, а соотношение аккумулированных газообразных и жидких УВ приближается к единице, что приводит к преобладанию по фазовому составу нефтяных залежей.

Состав нефтей этих залежей своеобразный. Это нефти средней и тяжелой.плотности (850-870 кг/м3), смолистости (5-7 %) и серни-стости (0,5-1,0%), с относительно повышенными концентрациями парафина (3-5 %) (см. табл. 1). Они характеризуются своеобразным составом сернистых соединений, которые фиксируются даже в кон-

денсатах. В этих нефтях выявлена тиофеновая сера. По УВ составу нефти Нюрольской впадины близки к нефтям ГЗН, Однако, наряду с общими закономерностями с нефтями ГЗН нефти палеозоя и зоны их контакта с мезозоем имеют свои отличительные особенности.

Так, в составе регулярных стеранов наблюдаются повышенные содержания этилхолестанов (С29) и заметно более низкие концентрации метилхолестанов (С2,з). Содержание холестанов (С27) остается на уровне 30 %, т.е. таким же, как и в нефтях ГЗН.

Другой отличительной чертой является низкая концентрация диастеранов в этих нефтях. Соотношение диа-/регулярные стераны равное 0,3, свидетельствует о незначительной роли перегруппированных стеранов и тем самым подтверждает, что генерация этих нефтей проходила в карбонатных породах (Петров Ал. А., 1984, 1994). Интересно заметить, что во всех нефтях, распространенных в зоне Нюрольской впадины, будь то нефти в мезозойских коллекторах (Нижнетабаганская площадь, пласт Ю3) или в зоне контакта на разных стратиграфических уровнях, а также во внутренней части палеозоя, величина этого показателя остается низкой. Это еще раз подтверждает, что нефти Нюрольского НГР генерированы породами с морским ОВ, содержащим значительный процент карбонатов.

Таким образом, нефти мезозойских и палеозойских отложений Нюрольского бассейна образуют единую группу по УВ составу, очень близкую к нефтям типа С. Большое влияние на состав и свойства этих флюидов, наряду с типом исходного ОВ генерирующего эти нефти, оказывают процессы нефтегазообразования, способствующие образованию в основном нефтяных залежей. Специфические черты, которые свойственны данным УВ флюидам, являются отражением особенностей процессов нефтегазообразования, проходящих в карбонатных отложениях. Они позволили выделить эти нефти в тип Сь подчеркивая тем самым, что они также являются нефтями ГЗН, имеющими много общего с нефтями типа С. При этом надо заметить, что нефти, распространенные в карбонатно-терригенных и карбонат-но-соленосных отложениях докембрия и нижнего кембрия Сибирской платформы, по составу очень близки к нефтям Нюрольского НГР. И, вероятнее всего, они должны образовывать единый тип - Сь отражая при этом, в первую очередь, общие процессы нефтегазообразования, а затем специфические, проходящие в карбонатных отложениях. Рассматривая нефти в приконтактной части осадочного чехла и доюрского фундамента, а также нефти глубокозалегающих горизонтов палеозоя, видно, что они образуют самостоятельную груп-

пу, возможно, создавая в пределах Нюрольского осадочного бассейна палеозойскую зону нефтегазонакопления.

В пределах положительных структур 1-го порядка, таких как Александровский, Средневасюганский, Пудинский и Парабельский мегавалов, выявлены нефти с высоким газосодержанием, отвечающим газоконденсатным и газоконденсатнонефтяным залежам.

Изучение нефтей Первомайской и Оленьей площадей верхнеюрских отложений показало, что на состав и свойства УВ флюидов большое влияние оказывает газ. Увеличение газосодержания нефтей ГЗН отражается на физико-химических свойствах этих флюидов, групповом УВ составе и на составе реликтовых УВ. Именно они, как часть системы, отражают энергетические изменения, происходящие в системе. Так как, газосодержание изучаемых флюидов изменялось незначительно, оставаясь в среднем равным газосодержанию нефтей ГЗН, то и количественные изменения состава нефтей не привели к резким изменениям их качества.

Увеличение газосодержания нефтей в 2-3 раза приводит к резким качественным изменениям, а именно: нефти типа С в результате длительной дифференциации флюидов преобразуются в УВ флюиды, отвечающие нефтям сопутствующим газоконденсатным и газоконденсатнонефтяным залежам и образуют третью зону накопления УВ флюидов в Томской области. В основной своей массе это легкие (820-840 кг/м3), малосернистые (0,1-0,3 %), малосмолистые (3-5 %) нефти. Их отличительной особенностью являются высокая концентрация парафинов (5-40%), что свидетельствует об имеющей место дифференциации УВ флюидов, приводящей к крайне неравномерному групповому УВ составу и составу биомаркеров (см. табл. 1).

В групповом УВ составе этих флюидов главенствующее положение занимают алканы нормального и разветвленного строения. Согласно классификации А.Э. Конторовича и О.Ф. Стасовой нефти такого состава являются нефтями типа А.

Эти флюиды характеризуются значительным содержанием при-стана и крайне низким - фитана.

Среди регулярных стеранов в них в значительных количествах присутствуют этилхолестаны. Особенно ярко это проявляется в неф-тях нижнеюрских отложений, распространенных не только на территории Томской области, но и в Широтном Приобье, особенно в северных районах Западно-Сибирской плиты.

Следует также отметить, что нефти Вилюйской синеклизы, которые также приурочены к прогибам и впадинам содержат в своем

составе высокие концентрации этилхолестанов (Арефьев О.А., 1993). Аналогичная закономерность наблюдается и в составе регулярных стеранов нефтей рифей-вендского терригенно-карбонатного комплекса, которые также отвечают газоконденсатным и газоконденсат-нонефтяным залежам. По мнению многих исследователей (Петров Ал.А., 1984; Конторович А.Э., 1998; и др.), высокие концентрации этилхолестанов являются следствием континентальной природы материнского ОВ этих нефтей. Однако это объяснение неприемлемо для нефтей рифей-вендского комплекса Сибирской платформы, которые могли быть генерированы только морским ОВ.

Следовательно, высокие концентрации этилхолестанов вероятнее всего связаны с высоким газосодержанием УВ системы и могут служить прогнозным показателем её фазового состояния, отражая в первую очередь особенности процессов нефтегазообразования газо-конденсатных и газоконденсатнонефтяных систем.

Таким образом, нефти, которые выявлены в газоконденсатнонефтяных и газоконденсатных залежах, характеризуются высоким газосодержанием и крайним непостоянством состава. Для них свойственен значительный разброс, как физико-химических показателей, так и группового УВ состава и особенно состава реликтовых УВ, которые, по нашему мнению, отражают в большей степени не только особенности исходного ОВ, характер его преобразованности, но и специфику условий формирования газоконденсатных систем. По-видимому, их показатели могут быть использованы при прогнозных оценках качества УВ флюидов (Стасова О.Ф., 1998, 1999).

Детальное изучение УВ флюидов юрских и палеозойских отложений юго-восточной части Западно-Сибирского НГБ, позволило выделить на этой территории несколько типов нефтей и, соответственно им несколько зон нефтегазообразования. В табл. 1 дана подробная характеристика типов нефтей. На основе закономерностей изменения физико-химического, группового УВ состава и состава биомаркеров, выявленных как по площади, так и в разрезе, составлена схематическая карта распространения типов нефтей на изучаемой территории. Она может быть, использована при проведении геологоразведочных работ на нефть и газ, а также и при оценке количественных запасов УВ сырья на территории Томской области по отдельным НГР и НТК.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Результаты проведенных геохимических исследований УВ флюидов юго-востока ЗСНГБ позволили сделать следующие выводы:

На территории Томской области в юрских отложениях выявлено два типа нефтей: нефти типа С приурочены к зоне развития существенно нефтяных залежей, нефти типа А - к зоне развития газокон-денсатных и нефтяных залежей.

Установлено, что нефти ГЗН, т.е. нефти типа С, распространены в Нюрольской фациальной зоне. Это флюиды средней и повышенной плотности. Они составляют класс сернистых, смолистых, малопарафинистых нефтей, характеризующихся равнозначными концентрациями УВ в групповом УВ составе (метановых, нафтеновых и ароматических УВ) и составе биомаркеров (пристана и фитана; холестанов (С27), метил-(С28) и этилхолестанов (С29)).

Обнаружено, что нефти (тип А), распространенные в Тымской фациальной зоне, являются флюидами легкой и средней плотности. Для них свойственно невысокое содержание серы и асфальтово-смолистых компонентов. Отличительной особенностью этих флюидов является высокое и крайне неравномерное содержание парафина (5-40%). Они характеризуются значительным преобладанием пристана над фитаном, высокими концентрациями этилхолестанов (С29), крайне неравномерным групповым УВ составом, в котором главенствующее положение занимают алканы нормального и разветвленного строения, Установлено, что катагенетическая преобразованность нефтей типа А выше, чем в нефтях типа С.

Установлено, что в Нюрольской впадине, а точнее в Герасимов-ской котловине выявлены нефти типа Сь которые по своим физико-химическим характеристикам, групповому УВ составу проявляют значительные сходства с нефтями типа С, т.е. нефтями главной зоны нефтеобразования. Состав биомаркеров (низкая концентрация диа-стеранов) нефтей типа С) указывает на специфические особенности этих нефтей, которые свойственны УВ флюидам, выявленных в карбонатных коллекторах.

Показано, что нефть - это самоорганизующаяся система, характеризующаяся соотношением трех классов УВ, а именно: метановых, нафтеновых и ароматических. Их состав и свойства, наряду с составом биомаркеров, отражают не только тип исходного органического вещества, генерирующего эти флюиды, степень его катагенетической

преобразованное™, но и особенности процессов нефтегазообразова-ния, условий формирования и сохранения залежей УВ флюидов.

Установлено, что состав и свойства флюидов зависят от их газонасыщенности. С повышением газонасыщенности в УВ системе происходит увеличение концентрации изосоединений, снижение концентрации асфальтово-смолистых соединений и бензиновых фракций. Показано, что в зависимости от расположения скважины на структуре изменяется и характер распределения регулярных стеранов и их соотношений с гопанами. Установлено, что в присводовой части залежи, там, где газонасыщенность выше, увеличивается концентрация этилхолестанов и гопанов.

Показано, что в формировании газоконденсатнонефтяных систем важную роль играют миграционные процессы, сопровождающиеся дифференциацией УВ.

Комплексное изучение УВ флюидов юрских и палеозойских отложений юго-восточной части ЗСНГБ позволило сделать прогноз качества нефтей на изученной территории. Открытие нефтяных залежей, вероятнее всего, будет происходить в юрских отложениях Нюрольской фациальной зоны, так и в южной части Усть-Тымской впадины, приуроченной к Тымской фациальной зоне. В отложениях нижней и средней юры, возможно открытие газовых и газоконден-сатных залежей, приуроченных к переходной (Тымская фациальная зона) и континентальной фациальным областям. При проведении геологоразведочных работ на нефть и газ следует обязательно опробовать приконтактную зону осадочного чехла и выступы доюрского фундамента. Здесь в коллекторах, содержащих значительный процент карбонатов, могут быть выявлены небольшие по размерам нефтяные залежи специфического состава.

Проведенные исследования могут быть использованы заинтересованными организациями при планировании и проведении нефтега-зопоисковых работ и должны учитываться при прогнозе качества нефтей, оценке перспектив нефтегазоносности в пределах рассматриваемого региона.

Публикации по теме диссертации

1. Ларичкина Н.И. Изменение состава нефтей северной части Кай-мысовского свода (пласт Ю|) в зависимости от условий формирования /Тез. докл. науч. совещ. - Новосибирск: СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1999. - С. 62-67.

2. Конторович А.Э., Стасова О.Ф., Ларичев А.И., Ларичкина Н.И., Соболев П.Н., Оленникова Е.В. Атлас карт состава нефтей Томской области /Тез. 3-й Междунар. конф. по химии нефти. Томск: ИХН СО РАН, 1997.-С.

3. 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.

4. Стасова О.Ф., Ларичев А.И., Ларичкина Н.И. Влияние температуры и давления на процессы генерации и аккумуляции углеводородов, а также на состав нетрадиционного типа скоплений нефтей в нефте-материнских породах /Тез докл. Междунар. конферен. - СПб.: ВНИГРИ, 1999. - С. 68-69.

5. Стасова О.Ф., Ларичкина Н.И. Состав и свойства нефтей нижне-среднеюрских отложений Томской области //Геохимия, 1999. - № 7. -С. 742-747.

6. Стасова О.Ф., Ларичкина Н.И. Состав нефтей зоны контакта мезозоя и палеозоя Томской области /Тез. докл. науч. совещ. Новосибирск: СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1999. - С. 160-163.

7. Стасова О.Ф., Оленникова Е.В., Ларичкина Н.И. Программный комплекс для обработки результатов геохимических исследований нефтей /Тез. докл. науч. совещ. Новосибирск: СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1999.-С. 169-172.

8. Перозио Г.Н., Рязанова Т.А., Стасова О.Ф., Ларичкина Н.И. Взаимосвязи между литологией и свойствами нефтей верхневасю-ганской подсвиты Каймысовского свода / Тез. докл. науч. совещ. -Новосибирск: СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1999. - С. 58-62.

Подписано к печати 23.05.00 Формат 60x84/16. Бумага офсетная № 1 Печать офсетная. Печ.л. 1,4. Тираж 100. Заказ 1515

Ротапринт СНИИГГиМСа 630091, Новосибирск 91, Красный проспект, 67

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Ларичкина, Наталья Илларионовна

Введение.

Глава 1. Краткий обзор современных представлений о происхождении и эволюции нефтей.

Глава 2. Нефтеносность юры и палеозоя Томской области.

2.1. Особенности распространения залежей нефти и газа верхнеюрского нефтегазоносного комплекса.

2.2. Закономерности распространения залежей углеводородных флюидов нижнесреднеюрского нефтегазоносного комплекса.

2.3. Специфика размещения скоплений углеводородных флюидов в зоне контакта мезозоя и палеозоя.

Глава 3. Фактический материал и методы исследования нефтей.

Глава 4. Состав и свойства нефтей юрских и палеозойских отложений юговосточной части Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.

4.1. Особенности нефтей верхневдрско^о^нефтегазоносного комплекса.

4.2. Изменение состава и свойств углеводородных флюидов нижне-среднеюрских отложений.

4.3. Нефти и конденсаты палеозойских отложений и зоны их контакта с мезозойско-кайнозойским осадочным чехлом.

Глава 5. Типы нефтей юрских и палеозойских отложений юго-востока Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна в связи с условиями формирования залежей.

5.1. Особенности состава нефтей нефтяных залежей.

5.2. Закономерности изменения углеводородных флюидов газокон-денсатных и газоконденсатнонефтяных залежей.

5.3. Зональное распределение нефтей на территории Томской области и критерии их качества.

Введение Диссертация по геологии, на тему "Геохимия, условия формирования, критерии прогноза качества нефтей в юрских и палеозойских отложениях юго-востока Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна"

По мнению академика А.Э. Конторовича [Конторович, 1998] «XX век с позиций топливно-энергетического баланса начался как век угля и возобновляемых энергетических ресурсов, прежде всего дров, и заканчивается как век нефти и газа». К настоящему времени доля жидкого углеводородного сырья, в мировом энергетическом балансе, превышает 70% и наблюдается тенденция к еще большему возрастанию потребления нефти, природного газа и конденсата. В связи с этим развитие и совершенствование методик поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений является весьма актуальной задачей в успешном развитии экономики любого государства [Геология нефти и газа., 1975; Еременко, 1996; Повышение эффективности освоения., 1997].

Столь значимый вклад нефти и газа в энергетические ресурсы планеты обусловлен спецификой образования и размещения этих полезных ископаемых в осадочных бассейнах Земли, которые нашли свое отражение в составе и свойствах углеводородных флюидов. Именно они показывают способность молекул нефти и газа аккумулировать в себе огромный энергетический потенциал. Таким образом, нефтеносность Земли является как бы следствием её геосферного строения. Процессы, протекающие в литосфере, по-видимому, приводят к созданию углеводородной сферы, которая существует как саморазвивающаяся система [Вышемирский, 1997; Конторович, 1991, 1998; Корчагин, 1999]. Примером этому является существование таких бассейнов гигантов, как Западно-Сибирский в России и Персидский на Ближнем Востоке [Нефтегазоносные бассейны и регионы, 1994].

В настоящее время Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн (НГБ) является одним из основных, действующих и потенциальных источников углеводородного сырья в России. Увеличение запасов нефти и газа в этом НГБ, по мнению академика B.C. Суркова [Перспективы наращивания ресурсной., 1997; Сурков, 1999], будет происходить за счет открытия новых месторождений, приуроченных, главным образом, к отложениям нижней и средней юры. Они представляют собой крупные зоны нефтегазообразования, в которых развиты комплексы проницаемых пород, перекрытые надежными глинистыми флюидоупорами, являющимися в свою очередь ещё и генерирующими толщами.

На основании результатов исследований, проведенных в Сибирском НИИ геологии, геофизики и минерального сырья (СНИИГГиМС), в раннесреднеюрском седиментационном бассейне Западной Сибири, были выделены три фациальные области - морская (Ямало-Гыданская), переходная (Обь-Тазовская) и континентальная (Обь-Иртышская) [Фациально-генетические и геохимические., 1997; 1998]. Наиболее перспективными на нефть и газ считаются зоны сочленения этих фациальных областей, к числу которых относится и территория Томской области, находящаяся на стыке переходной и континентальной областей.

Следует отметить, что изучение геохимии углеводородных флюидов Томской области началось более сорока лет тому назад, после того, как в 1954 году из базальных отложений осадочного чехла на Колпашевской площади из опорной скважины 2, были получены первые в Западной Сибири непромышленные притоки нефти.

Геохимическому исследованию нефтей Западной Сибири, в том числе и Томской области, посвящены работы многих ученых, а именно: А.Э. Конторовича, В.А. Успенского, B.C. Вышемирского, Н.П. Запивалова, К.А Шпильмана, А.Н. Гусевой, И.Д. Поляковой, О.Ф. Стасовой, A.C. Фомичева, JI.C. Озеранской, В.Е. Андрусевича, J1.C. Борисовой, В.П. Даниловой, В.И Москвина, И.В. Гончарова, А.К. Головко, В.П. Девятова, A.M. Казакова, О.В. Серебренниковой, JI.B. Смирнова и др. Обобщающие исследования по геохимии углеводородных флюидов юго-востока Западно-Сибирского НГБ приведены в фундаментальных работах [Конторович, 1964; 1977; Геохимические критерии прогноза., 1980]. Однако полностью решить проблему до сих пор не удается, из-за сложности процессов нефтегазообразования, которые протекают в течение большого временного интервала, а также из-за отсутствия совершенных измерительных средств и методик. Важно отметить, что интерес исследователей к изучению УВ флюидов, выявленных на территории Томской области, не только не ослабевает, он усиливается с каждым годом. Это обусловлено тем, что к настоящему времени основные открытия месторождений нефти и газа в верхнеюрских отложениях завершены [Перспективы наращивания ресурсной., 1997]. В связи с этим, прирост запасов углеводородного сырья в Томской области в значительной степени может быть увеличен за счет нижнесреднеюрских отложений и открытия залежей нефти и газа в приконтактной части осадочного чехла и доюрского фундамента [Абросимова, 1999; Белов, 1992; Вышемирский, 1971; Геохимические критерии прогноза., 1980, Геохимия и генезис., 1998; Геохимия органического вещества., 1999; Об источнике нефтей., 1997; Перспективы нефтегазоносности слабоизученных., 1995; Стасова, 1999]. По-прежнему остается актуальной и оценка перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих горизонтов палеозоя [Органическая геохимия палеозойских., 1984; Проблемы нефтегазоносности палеозоя., 1976; Стасова, 1998].

Целью данной работы являлось: детальное изучение физико-химических свойств, группового углеводородного состава, а также состава реликтовых углеводородов (УВ) нефтей юрских и палеозойских отложений Томской области;

• установление закономерностей изменения состава и свойств изучаемых УВ флюидов в зависимости от условий формирования их залежей по площади и в разрезе;

• разработка геохимических критериев, отражающих качество нефтей, которое важно учитывать при оценке потенциальных ресурсов на изучаемой территории.

В задачи исследования входило: Разработка автоматического комплекса и алгоритмов расчета для определения индивидуального УВ состава флюидов, позволяющего оперативно обрабатывать информацию и повышающего точность, проводимых расчетов.

• Комплексное изучение нефтей верхнеюрских отложений. Построение для этих отложений схематических карт, отражающих плотность нефтей, содержание в них серы, асфальтенов, смол, парафина и низкокипящих компонентов (Ткип <200°С).

• Систематизация УВ флюидов нижнесреднеюрских отложений и отображение физико-химических свойств этих флюидов на схематических картах для нижне- и среднеюрского нефтегазоносного комплексов.

• Выявление закономерностей изменения состава и свойств нефтей палеозойских отложений и зоны контакта их с осадочным чехлом. Графическое отображение полученных результатов на схематической карте.

• Установление влияния условий формирования залежей на состав и свойства УВ флюидов.

• Разработка геохимических критериев, позволяющих производить оценку фазового состояния УВ флюидов в залежи.

Отличительной особенностью работы являлся комплексный подход к изучению поставленной задачи. Наряду с классическими физико-химическими методами исследований УВ флюидов, автором были использованы современные методы исследований, в частности, высокоэффективная газожидкостная хроматография в сочетании с масс-спектрометрией, позволяющие провести исследования на молекулярном уровне. Широкое использование пакетов вычислительных программ, позволило провести статистическую обработку результатов исследований на основе корреляционного анализа с учетом погрешности измерений и тем самым обосновать достоверность полученных результатов.

Научная новизна диссертационной работы

Впервые проведена систематизация результатов исследований углеводородных флюидов отложений нижней, средней юры, зоны контакта осадочного чехла и доюрского фундамента в широком стратиграфическом диапазоне от зоны контакта леонтьевского флюидоупора с доюрским фундаментом (ln/Pz) до зоны контакта китербютского (тогурского) горизонта с фундаментом (tg/Pz).

Установлено, что состав и свойства нефтей зависят от термобарических параметров и газонасыщенности УВ системы. При этом доминирующим фактором является газ, обуславливающий дифференциацию УВ флюидов в залежи, в результате которой может произойти изменение типа У В флюидов.

Показано, что реликтовые УВ являются хорошими индикаторами системы УВ флюидов и отражают не только тип исходного органического вещества, степень его катагенетической преобразованности, но и особенности процессов нефтегазообразования, протекающих в этой системе.

Впервые установлена связь между концентрацией биомаркеров (изостеранов, гопанов) и газосодержанием УВ флюидов в залежи. Концентрация этих УВ существенно больше в присводовой части залежи там, где газонасыщенность выше.

Установлено, что концентрация этилхолестанов (С29) характеризует тип залежей углеводородных флюидов. Высокие содержания этих углеводородов являются признаком газоконденсатнонефтяных систем.

Реализация работы.

Автором данной работы в соавторстве со специалистами СНИИГГиМСа под руководством академиков А.Э. Конторовича и B.C. Суркова, по инициативе Г.И. Тищенко был проведен сбор и систематизации фактического материала по составу углеводородных флюидов Томской области. Эта работа выполнялась согласно договору № 677 "Составить атлас среднемасштабных карт и банк данных по физико-химическому составу и металлоносности нефтей в палеозойских и мезозойских комплексах Томской области" и была направлена на оценку перспектив нефтегазоносности и разработку рекомендаций по наращиванию минерально-сырьевой базы Томской области.

Практическая значимость работы.

Построена схематическая карта типов нефтей, которая позволяет выделить наиболее перспективные участки на нефть и газ и повышает достоверность обоснованного планирования геологоразведочных работ на территории Томской области.

Подтверждено, что наиболее перспективными участками на нефть (типы С и СО являются Нижневартовский и Каймысовский своды, Колтогорский прогиб, Нюрольская впадина и южная часть Усть-Тымской впадины, приуроченных к переходной фациальной области.

Северная часть Усть-Тымской впадины, а также Александровский мегавал являются районами, где могут быть распространены как нефтяные (нефти типа С), так и газоконденсатные и газоконденсатнонефтяные (нефти типа А) залежи.

В юрских, особенно в отложениях нижней и средней юры, возможно открытие газоконденсатных залежей, приуроченных как к переходной (Тымская фациальная зона), так и к континентальной фациальным областям.

Перспективным направлением при проведении геологоразведочных работ следует считать приконтактную зону осадочного чехла и доюрского фундамента. Здесь в породах, содержащих значительный процент карбонатов, могут быть выявлены небольшие по своим размерам залежи специфического состава нефтей во многом имеющие значительные сходства с нефтями, обнаруженными в аномальных разрезах баженовской свиты.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались автором на чтениях, посвященных 95-летию со дня рождения Н.Б. Вассоевича (г. Новосибирск, 1997), на 3-й Международной конференции по химии нефти {т. на научном совещании «Органическая геохимия нефтепроизводящих пород Западной Сибири» (Новосибирск, 1999). Результаты исследований вошли в четыре отчета о научно-исследовательских работах, выполненных СНИИГГиМСом (1996, 1997, 1998, 1999). По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения. Она содержит 98 страниц текста, 43 рисунка, 28 таблиц. Список использованной литературы включает 146 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений", Ларичкина, Наталья Илларионовна

Результаты исследования нефтей Каймысовского свода показывают, что они чаще всего характеризуются невысокой газонасыщенностью (41-82 м3/ м3). Состав газов пластовых нефтей изучаемого района, аналогичен компонентам газа, растворенным в нефтях главной зоны нефтеобразования (табл. 24). В основной своей массе нефти верхнеюрских отложений Каймысовского свода являются флюидами средней и повышенной плотности (850-870 кг/м3) и составляют группу мало пара-финистых (<3%), сернистых (0.6%), смолистых (>7%) нефтей, содержащих в своем составе значительный процент легких фракций УВ (20-30%) (табл. 25). Несмотря на значительный глубинный диапазон (около 300 м), их физико-химический состав изменяется незначительно. Изученный материал позволяет отметить, что нефти Каймысовского свода, как и флюиды всего Каймысовского НГР, по своим физико-химическим характеристикам относятся к нефтям типа С, являются нефтями главной зоны нефтеобразования [Конторович, 1978, Стасова, 1998]. Можно отметить, что вариации в изменении физико-химических свойств нефтей типа С мало проявляются на распределении различных классов УВ. По нашему мнению, нефтяные системы, формирующиеся в главной зоне нефтеобразования, в большинстве случаев близки по составу, о чем свидетельствуют и результаты корреляционного анализа (разд. 4.1). Следует отметить, что аналогичным физико-химическим составом характеризуются нефти из отложений баженовской свиты в северо-восточной и западной частях Сургутского свода, а также нефти Салымского района, где условия формирования залежей такие же, как и на Каймысовском своде [Стасова, 1988, 1999; Геохимические особенности нефтей., 1999].

По групповому углеводородному составу изучаемые флюиды верхнеюрских отложений Каймысовского свода, также как и нефти западной и северо-восточной частей Сургутского свода, Салымского района являются ароматиконафтенометано-выми. Концентрация н-алканов в нефтях типа С невысокая. Максимум концентраций на кривой молекулярно-массового распределения фиксируется УВ С15-С]7. Часто со

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании изучения физико-химических свойств, группового УВ состава и состава биомаркеров 430 проб нефтей и конденсатов, которые были отобраны со 137 площадей из юрских и палеозойских отложений юго-восточной части ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна можно сделать следующие выводы:

Показано, что на территории Томской области в юрских отложениях обнаружены два типа нефтей, пространственное распространение которых соответствует двум фациальным зонам, а именно: в Нюрольской фациальной зоне распространены нефти типа С, в Тымской - нефти типа А, катагенетическая преобразо-ванность которых выше, чем у нефтей типа С.

Установлено, что нефти типа С, как правило отвечают нефтяным залежам. Это флюиды средней и повышенной плотности. Они составляют класс сернистых, смолистых, малопарафинистых нефтей, характеризующихся равнозначными концентрациями алкановых, нафтеновых и ароматических УВ, а также реликтовых УВ как циклического (холестаны (С27), метил-(С28)и этилхолестаны (С29)), так и ациклического (пристан и фитан) типов строения.

Обнаружено, что нефти типа А являются сопутствующими в газоконден-сатнонефтяных системах и являются флюидами низкой и средней плотности. Для них свойственно невысокое содержание серы и асфальтово-смолистых компонентов. Отличительной особенностью этих флюидов является высокое и крайне неравномерное содержание парафина. Они характеризуются крайне неравномерным групповым УВ составом, в котором главенствующее положение занимают алканы нормального и разветвленного строения. В составе биомаркеров отмечаются значительные преобладания прислана над фитаном и высокие концентрации этилхо-лестанов (С29).

Установлено, что в Нюрольской впадине, а точнее в Герасимовской котловине выявлены нефти типа Сь которые по своим физико-химическим характеристикам, групповому УВ составу проявляют значительные сходства с нефтями типа С, т.е. нефтями главной зоны нефтеобразовання. Состав биомаркеров (низкая концентрация диастеранов) нефтей типа С1 указывает на специфические особенности этих нефтей, которые свойственны УВ флюидам, выявленных в карбонатных коллекторах.

Показано, что нефть - это самоорганизующаяся система, характеризующаяся соотношением трех классов УВ, а именно: метановых, нафтеновых и ароматических. При этом биомаркеры являются хорошими индикаторами углеводородной системы и отражают не только тип исходного органического вещества, степень его катагенетической преобразованности, но и особенности процессов, протекающих при формировании залежей УВ флюидов.

Установлено, что процессы нефтегазообразования отражаются на составе и свойствах УВ флюидов в залежи и в значительной степени зависят от типа исходного ОВ, термобарических параметров, газонасыщенности УВ системы, а также от типа породы, в которой происходила генерация и аккумуляция УВ флюидов.

Подтверждено, что в формировании УВ систем важная роль принадлежит газу. Именно соотношение газ - жидкость во многом определяет состав и свойства УВ флюидов и является отражением процессов нефтегазообразования.

Обнаружено, что с повышением газонасыщенности в УВ системе происходит снижение концентрации асфальтово-смолистых соединений и бензиновых фракций, увеличение концентрации изосоединений, как циклического (изостера-нов), так и ациклического (пристана) типа строения.

Установлено, что в зависимости от расположения скважины на структуре изменяется и характер распределения регулярных стеранов и их соотношений с гопанами. Замечено, что в присводовой части залежи там, где газонасыщенность выше, увеличивается концентрация изостеранов и гопанов.

Показано, что при формировании газоконденсатнонефтяных систем значительную роль играют процессы миграции и дифференциации УВ флюидов, приводящие к обогащению УВ системы одним классом соединений и крайне низким содержанием других.

Впервые обнаружено, что изменение концентрации этилхолестанов в неф-тях прямо пропорционально их газонасыщенности и содержанию алканов нормального строения и парафинов.

Показано, что неравномерный состав регулярных стеранов и значительное преобладание этилхолестанов может служить прогнозным показателем фазового состояния залежи УВ флюидов.

Таким образом, состав нефти является ключом к познанию её естественной природы. Поэтому только комплексное изучение флюидов, включающее современные физико-химические методы исследований, которые проводятся на молекулярном уровне, позволяет наиболее полно охарактеризовать систему УВ флюидов, выявить закономерности изменения этих флюидов и создать модели, отражающие особенности процессов формирования и сохранения этих залежей. раз подтверждает, что нефти Нюрольекого НГР генерированы породами с морским ОВ, содержащим значительный процент карбонатов, где процессы миграции, вероятнее всего, не значительны.

Таким образом, нефти мезозойских и палеозойских отложений Нюрольекого бассейна образуют единую группу по УВ составу, очень близкую к нефтям ГЗН, т.е. к нефтям типа С. Большое влияние на состав и свойства этих флюидов, наряду с типом исходного ОВ, оказывают процессы нефтегазообразования. Они способствуют образованию, главным образом, нефтяных залежей. Для таких нефтей свойственна невысокая газонасыщенность. Особенности процессов нефтегазообразования находят свое отражение и на специфическом составе нефтей ГЗН.

Во-первых, являясь нефтями цикланоалканового типа, они характеризуются примерно равнозначной концентрацией алкановых, нафтеновых и ароматических УВ.

Во-вторых, в них отмечается примерно одинаковое содержание таких ациклических изопреноидов, как пристан и фитан. Соотношение этих УВ, как правило, близко к единице.

В-третьих, в составе регулярных стеранов этих флюидов концентрационный минимум приходится на метилхолестаны (С28)

В-четвертых, значение коэффициентов К! и К2, которые отражают степень катагенетической преобразованности изучаемых флюидов, указывает на то, что эти нефти отвечают «нефтяному окну».

Специфические черты, свойственные данным УВ флюидам, являются отражением особенностей процессов нефтегазообразования, проходящих в карбонатных отложениях. Они позволили автору данной работы выделить эти нефти в тип Сь подчеркивая тем самым, что они также являются нефтями главной Зо«ы нефте-образования, близкими к типу С. При этом хочется отметить, что нефти, распространенные в карбонатно-терригенных и карбонатно-соленосных отложениях докембрия и нижнего кембрия Сибирской платформы, по составу очень близки к нефтям Нюрольекого НГР. И, по-вили мо и у, они должны образовывать единый тип - Сь отражая при этом, в первую очередь, общие процессы нефтегазообразования, а затем специфические, проходящие в карбонатных отложениях.

Библиография Диссертация по геологии, кандидата геолого-минералогических наук, Ларичкина, Наталья Илларионовна, Новосибирск

1. Абросимова О.О. Нефтегазоносность эрозионно-тектонических выступов палеозойских пород юго-востока Западно-Сибирской плиты. Автореф. на соиск. учен, степ. канд. геол.-минералог, наук. Новосибирск, 1999. - 23 с.

2. Андреев П.Ф. Свойства органического вещества осадочных пород и проблема региональной нефтеносности. Л.: Гостоптехиздат, 1959. - Тр. ВНИГРИ. -Вып. 134.- 132 с.

3. Андреев П.Ф. Теоретические основы геохимии нефти: Автореф. дис. на соиск. учен. степ, доктора геол.-мин. наук. М.: Госгеолтехиздат,1963. -24 с.

4. Андрусевич В.Е. Геохимия нефтей, газов и конденсатов мезозоя северной части Среднего Приобья и условия формирования их залежей. Автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. геол.-минерал, наук. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1988. -.19с.

5. Андрусевич В.Е., Стасова О.Ф. Типы нефтей как отражение эволюции нафтидо-генеза (на примере Западной Сибири) //Геология и геофизика, 1992. № 8. - С. 21-25.

6. Аномально высокие давления следствие генерации углеводородов и причина взрывного характера их эмиграции /С.Г.Неручев, В.В.Мухина, Е.А.Рогозина, И.Б.Червяков//Советская геология, 1987. - № 10. - С. 33-39.

7. Белов Р.В. Перспективы нефтегазоносности верхней части палеозоя юго-востока Нюрольской впадины но данным сейсмофациального анализа //Геология и геофизика, 1992. С. 7-14.

8. Биогеохимия верхнедокембрийских и кембрийских нефтей Сибирской платформы. Тез. докл. Междунар. конф. Санкт-Петербург: ВНИГРИ, 1999. - С. 43-44.

9. Биомаркеры в нефтях восточных районов Сибирской платформы как индикаторы условий формирования нефтепроизводящих отложений /В.А.Каширцев, А.Э.Конторович, Р.П.Филп и др.// Геология и геофизика, 1999. Т. 40. - № 11. -С. 1700-1710.

10. Биометки нефтей Западной Сибири /Воробьева Н.С, Земскова З.К., Пунанов В.Г. и др. //Нефтехимия, 1992 т.32, № 5, с.405-420.

11. Биометки нефтей Восточной Сибири /О.А.Арефьев, М.Н.Забродина, Г.В.Русинова, Ал.А.Петров //Нефтехимия, 1993. Т. 33. - № 6. - С. 488-504.

12. Биометки нефтей Тимано-Печорской провинции /И.А.Матвеева, H.H. Абрю-тина, Г.В.Русинова, Ал.А.Петров //Нефтехимия, 1994. Т. 34. - № 4,- С. 291-310.

13. Бирамже Р., Бестужев М. Исследование физических и химических превращений нефтей в связи с геологическими условиями. В кн.: Органическая геохимия. Вып. 3. Перевод с англ. и франц. М.: Недра, 1971. С. 141-156.

14. Богомолов А.И. Геохимя процессов преобразования липидных компонентов органического вещества в углеводороды и закономерности в составе нефтей. Автореф. дис. на соиск. учен. степ, доктора геол.-мин. наук. Л.: Госгеолтехиздат,1969. -54 с.

15. Брод И.О. Залежи нефти и газа (Формирование и классификация). -М.:Гостоптехиздат, 1957. 305 с.

16. Брылина A.B. Относительное содержание бензола в нефтях новый геохимический критерий в поисковой и нефтепромысловой геологиию. Автореф. на соиск. учен. степ. канд. геол.-минералог, наук. - Томск, 1999. - 24 с.

17. Вассоевич Н.Б. Источник нефти биогенное углеродистое вещество//Природа, 1972.-№3,-С. 59-69.

18. Вассоевич Н.Б. Крупные достижения сибирских геохимиков-нефтяников //Геология и геофизика, 1977. № 5. - С. 150-154.

19. Взаимосвязи между литологией и свойствами нефтей верхневасюганской под-свиты Каймысовского свода /Г.Н.Перозио, Т.А.Рязанова, О.Ф.Стасова, Н.И.Ларичкина / Тез. докл. науч. совещ. Новосибирск: СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1999.-С. 58-62.

20. Вышемирский B.C. О возможности нефтегазоносности палеозоя ЗападноСибирской низменности /Проблемы нефтеносности Сибири. Новосибирск: Наука, 1971.- С.133-139.

21. Вышемирский B.C., Конторович А.Э. Циклический характер нефтенакопления в истории Земли //Геология и геофизика, 1997.- Т. 38. № 5. - С.908-918.

22. Геология нефти и газа Западной Сибири /А.Э.Конторович, И.И.Нестеров, Ф.К.Салманов и др. М.: Недра, 1975. - 680 с.

23. Геология и нефтегазоносность триас-среднеюрских отложений Западной Сибири. Сб. науч. тр.- Новосибирск: СНИИГГиМС, 1991,- С. 144.

24. Геохимические индикаторы обстановок формирования нефтепроизводящих формаций и дочерних нефтей /А.Э.Конторович, Л.И.Богородская, Л.С.Борисова и др./. Тез. докл. науч. совещ. Новосибирск: СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1999. - С. 18-19.

25. Геохимические критерии нефтегазоносности и условия формирования скоплений нефти и газа в мезозойских отложениях Западно-Сибирской плиты /А.Э.Конторович, Л.И.Богородская, С.И.Голышев и др./ Сб. тр. Вып. 263. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1980. - С. 86-127.

26. Геохимические критерии прогноза нефтегазоносности палеозойских отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты" /А.Э.Конторович, В.Е.Андрусевич, О.Ф.Стасова и др. /Сб. науч. тр. Вып. 283. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1980 - С . 43-56.

27. Геохимические особенности нефтей баженовской свиты ifbepo-западной части Сургутского свода /Н.Я.Медведев, И.М.Кос, А.И.Ларичев и др. //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1999. № 11. - С. 14-18.

28. Геохимические показатели формирования скоплений углеводородов на Не-пско-Ботуобинской антеклизе /А.И. Ларичев, Н.И. Ларичкина, П.Н. Соболев и др.//Геология и геофизика, 1997. Т. 38. - № 7. - С. 1252-1259.

29. Геохимия и генезис палеозойских нефтей Западной Сибири / Конторович А.Э., Данилова В.П., Костырева Е.А., Стасова О.Ф.//Геохимия, 1998. № 1. С. 3-17.

30. Геохимия органического вещества палеозойских отложений востока Томской области /Е.А. Костырева, В.П.Данилова, В.Н.Меленевский и др.//Геология и геофизика, 1999. Т. 40. - № 7. - С. 1086-1091.

31. Главная фаза нефтеобразования /Н.Б. Вассоевич, Ю.И. Корчагина, Н.В. Лопатин, В.В. Чернышев/ Вестник МГУ. Сер.4. Геология, 1969. № 6. - С.3-27.

32. Головко А.К., Юдина Н.В., Янценецкая P.M. Структурно-групповой состав дистиллятных фракций типичных нефтей Западной Сибири /Изучение состава исвойств компонентов нефти /Под ред. В.Ф.Камьянова. Томск: Томский филиал СО АН СССР, 1983.- С.37-43.

33. Гончаров И.В. Геохимия нефтей Западной Сибири. М.: Недра, 1987. 181с.

34. Горная энциклопедия. М.: Советская энциклопедия, 1987. Т. 3. - 592 с.

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

36. Гурко H.H., Степина Л.Ф., Анкудинова В.П. Миграция и генезис основные факторы изменения состава нефтей Прибалтики. /Сб. науч. тр. Вып. 370. - Л.: ВНИГРИ, 1975.-С. 156-163.

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

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

39. Егорова Л.И., Тищенко Г.И. Строение триас-нижнеюрских отложений Томской области. /Сб. науч. тр. //Геология и нефтегазоносность нижних горизонтов чехла Западно-Сибирской плиты. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1990. - С. 18-26.

40. Еременко H.A. Геология нефти и газа. М.: Недра, 1968. 389 с.

41. Еременко H.A., Крылов H.A., Пецюха Ю.А. О необходимости пересмотра некоторых положений в геологии нефти и газа. Докл. сов. на XXVIII сес. Междунар. геол. конгр. (Вашингтон, июль, 1989). М.: ВНИГНИ, 1989. С. 11-20.

42. Еременко H.A., Чилингар Г.В. Геология нефти и газа на рубеже веков. М.: Наука, 1996. 176 с.

43. Ермолкин В.И., Сорокова Е.И. Термобарическая модель нефтегазообразова-ния и раздельный прогноз нефти и газа /Тез докл. IV Всесоюз. Семинар. -Л.:ВНИГРИ, 1989. С. 34-35.

44. Иванников В.И Некоторые вопросы теории образования нефти и газа и их скопления в залежах. Геология нефти и газа, 1995. № 5. - С. 17-21.

45. Иванников В.И. Напряженно-деформационное состояние и флюидомассопе-ренос в нефтегазовых формациях /Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 1998. № 3. - С. 19-28.

46. Залежи углеводородов в нижней-средней юре Обь-Иртышской нефтегазоносной области Западной Сибири /Сурков B.C., Гурари Ф.Г., Девятое В.П. и др. //Геология и геофизика, 1995. Т. 36. - № 6. - С.60-69.

47. Запивалов Н.П. О миграционном потенциале палеозойских пород Западной Сибири: Тез докл. науч. совещ. Новосибирск: СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1999. - С. 113-118.

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

49. Конторович А.Э. Общая теория нафтидогенеза. Базисные концепции, пути построения. В кн.: Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. Новосибирск: Наука, 1991, с. 29-44.

50. Конторович А.Э. Осадочно-миграционная теория нафтидогенеза: состояние на рубеже XX и XXI вв., пути дальнейшего развития. Геология нефти и газа, 1998, № 10, с. 8-16.

51. Конторович А.Э., Лившиц В.Р. Нефтегазоносный бассейн как самоорганизующаяся система. /Тр. Первой Междунар конф. Спб.: ВНИГРИ, 1998. - С. 144-148.

52. Конторович А.Э., Меленевский В.Н. Учение о главной фазе нефтеобразования и его место в осадочно-миграционной теории нафтидогенеза. //Изв. АН СССР. Сер. Геол., 1988. № 1.-С. 3-13.

53. Конторович А.Э., Стасова О.Ф. Геохимия юрских и палеозойских нефтей юго-восточных районов Западно-Сибирской плиты и их генезис. /Сб. науч. тр. Вып. 255. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1977. - С. 46-62.

54. Конторович А.Э., Стасова О.Ф. Типы нефтей в осадочной оболочке Земли. //Геология и геофизика, 1978. № 8. - С. 3-13.

55. Конторович А.Э., Стасова О.Ф., Фомичев A.C. Нефти базальных горизонтов осадочного чехла Западно-Сибирской плиты //Сб. науч. тр. СНИИГГиМС. Вып. 32, ч. 1 Новосибирск, 1964. - С. 27-39.

56. Корчагин В.И. Закономерности взаимного расположения крупнейших скоплений нефти и газа в супербассейнах. //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 1999. № 6. - С. 11-15.

57. Крэг. К. Поиски нефти, 1923. с. 46.

58. Кудрявцев H.A. Генезис нефти игаза. Л.: Недра, 1973.

59. Ларичкина Н.И. Изменение состава нефтей северной части Каймысовского свода (пласт K>i) в зависимости от условий формирования /Тез. докл. науч. совещ. Новосибирск: СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1999. С. 62-67.

60. Максимов С.П. К вопросу о формировании залежей нефти в каменноугольных и девонских отложениях Самарской Луки. Нефтяное хозяйство, 1954. - № 10. - С. 40-47.

61. Мак-Нейр Г., Бонелли Э. Введение в газовую хроматографию. М.: Мир, 1970.-277 с.

62. Меленевский В.Н. К вопросу о генезисе органического вещества баженовской свиты //Геология и геофизика, 2000. Т. 41. - № 1. - С. 71-79.

63. Милешина А.Г., Калинко М.К., Сафонова Г.И. Изменение нефтей при фильтрации через породы. М.: Недра, 1983. - 281.

64. Нестеров И.И. Критерии прогнозов нефтегазоносности. Автореф. на соиск. учен. степ. канд. геол.-минералог. наук. М., 1967. - 21 с.

65. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 2. Западно-Сибирский бассейн / Конторович А.Э., Сурков B.C., Трофимук A.A. и др. Новосибирск: ОИГГиМ СО РАН, 1994. - 201 с.

66. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна /М.Я.Рудкевич, Л.С.Озеранская, Н.Ф.Чистякова и др. М.: Недра, 1988. - 303 с.

67. Нефтегазоносные комплексы нижней-средней юры Западной Сибири /Ф.Г.Гурари, В.П.Девятов, А.Е.Еханин и др. /Сб. науч. тр. //Геология и нефтегазо-носность нижних горизонтов чехла Западно-Сибирской плиты. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1990. - С.3-8.

68. О возможностях геохимии в уточнении геологической модели месторождения / И.В. Гончаров, Б.А. Федоров, В.Г.Коробочкина и др.// Нефтяное хозяйство. -1996.-№ 1. С.81-84.

69. Об источнике нефтей, обнаруженных в коре выветривания и кровле палеозойского фундамента на площадях среднего приобья /Н.В.Лопатин, Т.П.Емец, О.И.Симоненкова, Ю.И.Галушкин/ Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1997, № 7, с.7-22.

70. Озеранская Л.С. Геохимия нефтей и конденсатов Западно-Сибирского бассейна (в связи с его нефтегазогеологическим районированием и прогнозом качества УВ). Автореф. на соиск. учен. степ. канд. геол.-минералог. наук. Л.: 1988, 16 с.

71. Органическая геохимия мезозойских нефтегазоносных отложений Сибири /А.Э.Конторович, И.Д.Полякова, О.Ф.Стасова и др. М.: Недра, 1974. 192 с.

72. Органическая геохимия палеозойских отложений юга Западно-Сибирской плиты /В.С.Вышемирский, Н.П.Запивалов, Ж.О.Бадмаева и др. Новосибирск: Наука, 1984. 191 с.

73. Особенности состава реликтовых углеводородов нефтей рифея и венда Сибирской платформы / А.И.Ларичев, О.Ф. Стасова, Н.И. Ларичкина, П.Н. Собо-лев//Докл. Юбил науч. конф. СПб.:ВНИГРИ, 1999. - С. 280-289.

74. Особенности химического состава нефтей Томской области /О.А.Найденова, Е.Р.Разумова, А.Ю.Колесников и др. /Проблемы химии нефтей. Новосибирск: Наука, 1992, с.141-146.

75. Палеозойские отложения новое направление разведочных работ на нефть и газ на юго-востоке Западной Сибири /B.C. Бочкарев, А.И. Гриценко, В.Е. Лещенко и др. //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1996. - № 1. - С.2-8.

76. Перспективы нефтегазоносности слабоизученных комплексов отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты. Палеозой. Нижняя-средняя юра. Мел. Тез. докл. /Под ред. Г.И. Тищенко. Томск, 1995. 84 с.

77. Перспективы наращивания ресурсной базы углеводородного сырья Томской области / В.С.Сурков, А.К.Головко, В.П.Девятов и др. //Тез. док. Материалы III Международ. Конф. по химии нефти. Томск, 1997. - С. 12-13.

78. Петров Ал. А. Химия нафтенов. М.: Наука, 1971. 388 с.

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

80. Петров Ал. А. Углеводороды нефти. М.: Наука, 1984. -264с.

81. Петров Ал. А. Геохимическая типизация нефтей. Геохимия, 1994. № 6. -С. 876-891.

82. Петров Ал. А. Биометки и геохимические условия образования нефтей России // Геология нефти и газа. 1994. № 6. -С. 13-18.

83. Пецюха Ю.А. Тектоногенные процессы генерации и первичной миграции углеводородов. Докл. сов. геол. на XXVIII сес. Междунар. геол. конгр. (Вашингтон, июль, 1989). М.: ВНИГНИ, 1989. С. 71-82.

84. Плешивцева Э.К., Головко А.К. Состав и распределение стеранов и гопанов в нефтях многопластовых месторождений. В кн.: Проблемы химии нефти. Новосибирск: Наука, 1992. С. 235-238.

85. Повышение эффективности освоения газовы х месторождений Крайнего Севера. М.: Наука, 1997. - 655 с.

86. Превращение нефти в природе /Андреев П.Ф., Богомолов А.И., Добрянский А.Ф., Карцев A.A. М.-Л.: Гостоптехиздат, 1958. 416 с.

87. Проблемы нефтегазоносности палеозоя на юго-востоке Западно-Сибирской низменности /Под ред. A.A. Трофимука, B.C. Вышемирского. Новосибирск: Наука, 1976. 240 с.

88. Разновозрастные очаги нафтидообразования и нафтидонакопления на СевероАзиатском кротоне / А.Э.Конторович, С.Ф.Бахтуров, А.К.Баширин и др. //Геология и геофизика, 1999. Т. 40. - № 11. - С. 1676-1693.

89. Реликтовые углеводороды битумоидов органического вещества и нефтей как носители генетической информации. /A3. Конторович, В.П. Данилова, Е.А. Кос-тырева и др./Докл. Юбил. конф. Манкт-Петербург: ВНИГРИ, 1999. - С. 252-258.

90. РД 39-11-223-79. Инструкция по определению химического типа нефтей методом газожидкостной хроматографии. М.: ИГиРГИ, 1979. 14 с.

91. Ростовцев H.H. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности южной части Западно-Сибирской низменности// Материалы по геологии, гидрогеологии и нефтегазоносности Западной Сибири. М.: Госгеолтехиздат, 1954. С. 5-60.

92. Россини Ф.Д., Мейер Б. Дж., Стрейф А. Дж. Углеводороды нефти./Перевод с англ./ Л.: Гостоптехиздат, 1957. - 470 с.

93. Рыжкова С.М., Бадмаева Ж.О. О природе нефтей палеозойского Нюрольского осадочного бассейна. //Геология нефти и газа, 1990. № 9. - С. 34-39.

94. Сафонова Г.И. Катагенетические изменения нефтей в залежах. М.: Недра, 1974. - 152 с. (Тр. ВНИГНИ, вып. 145).

95. Сибирская школа органической геохимии /А.Э. Конторович, А.И. Ларичев, Н.М. Бабина и др.//В кн.: СНИИГГиМС за 40 лет (1957-1997). Новосибирск: СНИИГГиМС, 1997. - Т. 1. - С. 77-92.

96. Современные методы исследования нефтей (Справочно-методическое пособие) /Подред. А.И. Богомолова, М.Б. Темянко, Л.И.Хотынцевой. Л.: Недра, 1984. 431 с.

97. Соколов В.А. Очерки генезиса нефти. М.-Л.: Гостоптехиздат, 1948. 460 с.

98. Соколов Б.А., Абля Э.А. Флюидодинамическая модель нефтегазообразования. М.: ГЕОС, 1999. 76 с.

99. Состав углеводородных флюидов нижнесреднеюрских отложений Западной Сибири /О.Ф.Стасова, В.Е.Андрусевич, М.И.Осипова и др. /Геология и нефтегазо-носность нижних горизонтов чехла Западно-Сибирской плиты. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1990. С. 27-35.

100. Справочник по геохимии нефти и газа. СПб.: Недра, 1998. 576 с.

101. Старобинец И.С. Геолого-геохимические особенности газоконденсатов. Л.: Недра, 1974. - 150 с.

102. Старобинец И.С. Газогеохимические показатели нефтегазоносности и прогноз состава углеводородных скоплений. М.: Недра, 1986. - 200с.

103. Стасова О.Ф. Геохимия мезозойских нефтей Сибири: Автореф. дис. канд.геол.-минерал, наук. Новосибирск, 1973. - 23 с.

104. Стасова О.Ф., Андрусевич В.Е. Типы нефтей и конденсатов в мезозойских отложениях севера Западно-Сибирской плиты /Органическая геохимия мезозойских и палеозойских отложений Сибири. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1981. С. 29-36.

105. Стасова О.Ф., Андрусевич В.Е. Геохимические особенности нефтей баженов-ской свиты //Геология и геофизика, 1988. № 4 . - С. 22 - 29 .

106. Стасова О.Ф., Андрусевич В.Е. Геохимические особенности нефтей многопластовых месторождений Среднего Приобья /Геохимия нефтегазоносных отложений Сибири. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1991. С. 109-123.

107. Стасова О.Ф., Андрусевич В.Е., Бостриков О.И. К вопросу о геолого-геохимической модели формирования залежей углеводородов в мезозое Западной Сибири / Тез. докл. Всесоюз. Совещ. М.: 1988. -С. 164-166.

108. 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.

109. Стасова О.Ф., Ларичкина Н.И. Состав и свойства нефтей нижнесреднеюрских отложений Томской области //Геохимия, 1999. № 7. - С. 742-747.

110. Стасова О.Ф., Ларичкина Н.И. Состав нефтей зоны контакта мезозоя и палеозоя Томской области /Тез. докл. науч. совещ. Новосибирск: СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1999.-С. 160-163.

111. Стасова О.Ф., Олейникова Е.В., Ларичкина Н.И. Программный комплекс для обработки результатов геохимических исследований нефтей /Тез. докл. науч. совещ. Новосибирск: СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1999. -С. 169-172.

112. Старковская А.И. Изотопы серы в нефтях Западной Сибири /Сб. науч тр. Вып. 288. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1981. - С. 65-70.

113. Стивене Н.П. Происхождение нефти. /Перевод с англ./ -Л.: ВНИГРИ, 1956. 27с.

114. Сурков B.C. Главные нефтегазоносные комплексы осадочных бассейнов Сибири XXI в. /Докл. Юбил. конф. Санкт-Петербург: ВНИГРИ, 1999. - Т.1. С. 34-42.

115. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. /Перевод с англ. / -М.: Мир, 1982.-501 с.

116. Тищенко Г.И. О времени формирования залежей нефти и газа приконтактной зоны доюрского фундамента и платформенного чехла юго-восточной части Западно-Сибирской плиты (Томская область). /Сб. науч. Тр. Вып. 255. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1977. - С. 79-83.

117. Углеводороды биомаркеры в нефтях Среднего Приобья (Западная Сибирь) /Конторович А.Э., Петере К.Е., Молдован Дж.М. и др.//Геологи и геофизика, 1991. - № 10.-С. 3-34.

118. Условия формирования и методика поисков нефти в аргиллитах баженовской свиты /Под ред. Ф.Г. Гурари. М.: Недра, 1988. - 199 с.

119. Успенский В.А. Введение в геохимию нефти. JL: Недра, 1970. - 309 с.

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

121. Чахмахчев A.B., Сузуки Н., Чахмахчев В.А. Углеводороды биомаркеры при геохимической оценке перспектив нефтегазоносности Ямала // Геохимия. 1995. -№ 5. - С. 665-675.

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

123. Фомичев A.C. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности впадин Западно-Сибирской плиты /Геохимические критерии формирования зон нефте-газонакопления в платформенных областях Сибири. Сб. науч. тр. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1986. С. 70-77.

124. Формирование Герасимовского газоконденсатнонефтяного месторождения с позиций изотопных исследований /С.И.Голышев, Л.В.Лебедева, Н.А.Верховская и др. /Геохимия нефтегазоносных отложений Сибири. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1991.-С. 130-135.

125. Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа. /Перевод с англ./ М.: Мир, 1982.-704 с.

126. Шиманский В.К., Богомолов А.И. Геохимические закономерности в составе легких углеводородов нефти и пути их образования. В кн.: Генезис нефти и газа. -М.: Недра, 1967.-С. 159-165.1. Фондовая литература

127. Ларичев А.И. (отв. исполн.) Разработка автоматизированных аналитических комплексов для изучения нефтепроизводящих толщ и залежей углеводородов. Отчет СНИИГГиМС. Новосибирск, 1999, 115 с.

128. Олли И.А. (отв. исполн.) Разработать геохимические и гидрогеологические критерии прогноза нефтегазоносности палеозойских и юрских резервуаров нефти и газа на территории Томской области. Отчет СНИИГГиМС. Новосибирск, 1990, 170с.

129. Полякова И.Д., Ларичев А.И., Колганова М.М. и др. Оценить роль органического вещества в нафтидо- и сопутствующем рудогенезе с целью усовершенствования теоретической схемы нефтегазообразования. Отчет СНИИГГиМС. Новосибирск, 1994, 215 с.

130. Смирнов Л.В. (отв. исполн.). Оценка перспектив выявления залежей углеводородов нижнесреднеюрского комплекса отложений с разработкой рекомендацийпо наращиванию минерально-сырьевой базы Томской области. Отчет СНИИГ-ГиМС. Новосибирск, 1997, 251с.

131. Фомичев А.С.(отв.исполн.). Объемно-генетическая оценка перспектив нефте-газоносности мезозойских и палеозойских отложений Томской области. Отчет СНИИГГиМС. Новосибирск, 1974, 66 с.

132. Фомичев А.С.(отв.исполн.). Геохимические критерии формирования крупных зон нефтегазонакопления в мезозое и палеозое Западной Сибири. Отчет СНИИГГиМС. Новосибирск, 1985, 219 с.

133. Ярышев Г.М. (отв. исполн.) Определение рабочего газового фактора, ресурсов, состава и свойств углеводородного сырья месторождений объединения Томск-нефть. Отчет СибНИИНП. Тюмень, 1985, 65 с.

Информация о работе

Ларичкина, Наталья Илларионовна
кандидата геолого-минералогических наук
Новосибирск, 2000
ВАК 04.00.17

Диссертация

Геохимия, условия формирования, критерии прогноза качества нефтей в юрских и палеозойских отложениях юго-востока Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна - тема диссертации по геологии, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы