Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Углеводородный состав нефтей Северного Сахалина и геологические условия их формирования

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

Автореферат диссертации по теме "Углеводородный состав нефтей Северного Сахалина и геологические условия их формирования"



На правах рукописи ^ УДК 553.98(571,64)+550.4+665.65

ПОПОВИЧ ТАТЬЯНА АНАТОЛЬЕВНА

УГЛЕВОДОРОДНЫЙ СОСТАВ НЕФТЕЙ СЕВЕРНОГО САХАЛИНА И ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ИХ ФОРМИРОВАНИЯ

Специальность - 04.00.17 Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-мннералошческнх наук

Оха- 1998

Работа выполнена в Сахалинском научно-исследовательском н проектно-изыскательском институте нефти и газа- — "СахалинНИПИморнефть" ОАО "РОСНЕФТЬ-САХАЛИНМОРНЕФТЕГАЗ" и Московском Государственном Университете им.М.В.Ломоносова

Научный руководитель: доктор геолого-минерапогических

наук, профессор О.К.Баженова Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических

наук М.И.Лоджевская кандидат геолого-минералогиче ских наук А. В. Чахмахчев Ведущее предприятие: Институт морской геологии и

геофизики ДВО РАН

Защита состоится аПРеЛЯ 1998 г. в час,

на заседании специализированного совета по геологии, поиску и разведке нефтя ных и газовых месторождений (шифр ) геологического факультета Мосховско го государственного университета имени М.В.Ломоносова по адресу: 117234 Москва, Ленинские горы, МГУ, Геологический факультет, ауд.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Геологического факультета МГУ.

Автореферат разослан " 1993 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат геолого-минера-логическнх наук

Н.В. Пронина

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Напряженное положение с ресурсами углеводородов (УВ) сложилось на Дальнем Востоке, где практически единственным районом добычи нефти и газа является Северный Сахалин с его в значительной степени истощенными месторождениями и падающим объемом добычи. Для прироста запасов, стабилизации и наращивания добычи УВ в сферу нефтегазопоисковых работ вовлечен шельф острова Сахалин. Сложность и высокая стоимость проведения нефтегазопоисковых работ в акваториях требует повышения эффективности прогноза нефтегазоносности.

Одним из важнейших элементов прогноза нефтегазоносности является изучение условий образований нефти и газа и выявление источников их генерации. В этой связи, проведение комплексных геолого-геохимических исследований, в том числе, глубокое изучение углеводородного состава (УВ-состава) нефтей и конденсатов, является одним из приоритетных направлений в оценке перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов.

Цель работы. Генетическая и химическая типизация нефтей и конденсатов кайнозойских отложений Северного Сахалина и шельфа на основе комплексного изучения их индивидуального УВ-состава и выявление геолого-геохимических условий формирования.

Основные задачи исследований.

1.Изучить индивидуальный УВ-состав нефтей и конденсатов кайнозойских отложений Северного Сахалина и шельфа методами газожидкостной хроматографии и хромато-масс-спектрометрии.

2. Выявить информативные показатели, определяющие генетическую природу нефтей н конденсатов, и провести их типизацию.

3. Разработать прогностическую модель оценки зрелости нефтей и конденсатов.

4. Выявить степень биодеградации нефтей в залежах по комплексу показателей УВ.

5. Провести анализ размещения выделенных генетических типов нефтей в связи с геолого-геохимическимн условиями их залегания.

Объектом работы являются нефти и конденсаты кайнозойских отложений Северного Сахалина и шельфа.

Научная новизна. По исследованиям индивидуального УВ-состава и, в том числе биомаркеров, нефтей и конденсатов палеоген-неогеновых отложений Северного Сахалина автором впервые выполнена их типизация на генетической основе; разработана катагенно-генетическая модель изменения показателей УВ нефтей и конденсатов в зависимости от геолого-геохимических условий их формирования; установлено 10 уровнен биодеградации, отражающих степень вторичных изменений нефтей и конденсатов и рассмотрены особенности геологических условий их залегания.

Практическая значимость работы. Установленная зональность размещения генотипов нефтей и конденсатов, а также степени их зрелости и биодеградации являются основой для прогноза качества нефтей и конденсатов на новых площадях. Результаты работы использованы при определении направлений геологоразведочных работ, прогнозной оценке запасов УВ на шельфе дальневосточных морей, подсчете запасов и проектировании разработки. Изучение состава УВ по месторождениям Лунское, Чайво и Одопту-море способствовало уточнению фазового состояния залежей УВ.

Реализация результатов работы. Результаты исследования автора по индивидуальному составу УВ нефтей и конденсатов Северного Сахалина и прилегающего шельфа представлены в 17 отчетах по научно-исследовательским темам, выполнявшимся в институте "СахалинНИПИморнефть" с 1980 по 1998 гг., в том числе, в крупной сводке по нефтегазоносное™ Охотского моря "The petroleum geology and hydrocarbon potential of the Sea of Okhotsk, Russia", составленной организациями ОАО "Роснефть-Сахалинморнефтегаз", "Дальморнефте-геофизика" и зарубежными фирмами "Simon petroleum technology" (Великобритания) и NOPEC (Норвегия) и отчете "Hydrocarbon source potential of miocen and oligocene siliceous rocks Sakhalin island", выполненном институтом "СахалинНИПИморнефть" и компанией Core Laboratories (США).

Апробация работы. Отдельные результаты по теме диссертации докладывались автором на: VII Научно-технической конференции молодых ученых, специалистов и рабочих-новаторов (г. Оха, 1985 г.); 1 и 2-й Всесоюзной конференции по комплексному освоению нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР (г.Москва, 1986, 1990 гг.); Всесоюзной конференции по критериям и методам

установления генетических связей в системе нефть-конденсат-ОВ пород и вод (г.Москва, 1988 г.); I- Russia - Japan Joint Symposium on petroleum, natural gas and petrochemistry (г.Южно-Сахалинск, 1993 г.); 1-й Международной конференции по нефтегазоносным бассейнам Западно-Тихоокеанского региона и сопредельным платформам (г.Санкт-Петербург, 1996 г.); Ученом Совете ннститута"Сахалин-НИПИморнефть".

Публикации. По теме диссертации опубликовано 16 работ.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 8 глав н заключения, изложенных на {¡D страницах машинописного текста, содержит 22 таблицы, список литературы из 130 наименований и иллюстрирована JiQ рисунками.

Фактический материал. Научные положения п выводы диссертации обосновываются материалом, полученным автором в период 1980-1998 гг. при исследовании индивидуальных УВ 310 проб нефтей и 115 проб конденсатов из 45 месторождений и 6 нефтепроявлений разновозрастных палеоген-неогеновых нефтегазоносных комплексов Северного Сахалина и шельфа. Методами газожидкостной хроматографии, внедренными автором в институте, проанализированы: 220 проб бензиновой фракции нефтей и конденсатов и 425 проб сырой нефти на состав н-алканов и изопреноидов. Привлечены данные, полученные методом хромато-масс-спектрометрии в компании "Simon Petroleum Technology" при работе над совместным проектом, по составу полициклических биомаркеров нефтей из 13 месторождений (21 проба).

Основные защищаемые положения.

1. Генетическая типизация нефтей и конденсатов кайнозойских отложений Северного Сахалина и шельфа, разработанная впервые, на основе изучения биомаркеров и индивидуального состава УВ бензиновой фракции.

2. Закономерности размещения выделенных катагенно-генетических типов, групп, видов нефтей и конденсатов в зависимости от геологических условий их формирования являются основой для оценки качества нефтей и фазового состояния залежей УВ.

3. Шкала преобразования нефтей Северного Сахалина по степени их биодеградации; влияние биодеградации на состав нефтей.

В процессе работы над диссертацией, на всех стадиях исследований, автор неизменно пользовался поддержкой и взаимопониманием очень многих специа-

листов. Внедрение методов газовой хроматографии автором осуществлялось при поддержке со стороны руководителей лаборатории физико-химических исследований флюидов Г.П.Тагинцевой и доктора технических наук М.Н.Мансурова, большую помощь оказали доктор химических наук Ал.А.Петров и сотрудники лаборатории ИГиРГИ. Геолого-геохимический анализ полученных материалов проведен в творческом сотрудничестве с Т.И.Кравченко. Большую поддержку и помощь в ходе выполнения диссертационной работы оказали кандидаты геолого-минералогических наук руководители Аналитического центра Н.В. Куликов и Н.А.Деревскова. Автор благодарен за ценные советы и конструктивную критику доктору геолого-минералогических наук Сальникову Б.А. и кандидатам геолого-минералогических наук Э.Г. Коблову, В.С.Ковальчуку, А.А.Терещенкову, В.В. Харахинову, Г.С.Рыженко.

Автор благодарит за помощь всех коллег, а также выражает глубокую признательность С.А.Качуковой и сотрудникам Редакционного центра и оформительской группы за быстрое и качественное оформление диссертации. В процессе работы автор постоянно ощущала дружескую поддержку сотрудников Аналитической лаборатории "СахалинНИПИморнефть" и кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ им. М.В. Ломоносова.

Особую признательность автор выражает научному руководителю - доктору геолого-минералогических наук, профессору O.K. Баженовой и доктору геолого-минералогических наук, профессору В.В. Семеновичу.

Содержание работы

В первой главе рассмотрены основные черты геологического строения Северного Сахалина и прилегающего шельфа, дана краткая характеристика нефтега-зоносности по материалам приведенным работах С.Н.Алексенчика, В.Ш. Брут-мана, Н.Б.Вассоевича, Р.Л.Буценко, А.А.Капицы С.Д.Гальцева-Безюка, В.С.Ко-валъчука, Н.В.Куликова, Э.Г.Коблова, Ю.С.Мавринского, Г.С.Мишакова, Б.К.Остистого, Ю.М.Пущаровского, Б.А.Сальникова, В.В.Харахинова, М.С. Ярошевич и др.

В геологическом разрезе Северного Сахалина выделяется четыре структурно-формационных комплекса. Мезопалеозойский фундамент, сложенный интенсивно дислоцированными и метаморфизованными породами, перекрыт мощной толщей верхнемеловых литифицированных песчано-глинистых и вулканогенных образований. Выше залегают терригенные, кремннсто-террнгенные и кремнистые

отложения кайнозойского возраста. Верхний структурно-формационный комплекс образуют недислоцированные верхнеплиоцен-четвертичные осадки.

В полном разрезе кайнозоя Северного Сахалина выделены следующие горн-зонты: снизу вверх люкамннский (палеоген-эоцен, Р: 1к), мачигарский (олигоцен РзтсЬ) и даехуриинский (олигоцен Рз (М), уйнинский (нижний миоцен, (ЫПип), дагинский (нижний-средний миоцен, Ы|| :г dg), окобыкайский (средний-верхний миоцен, Ы12-3 ок), нутовский (верхний миоцен-плиоцен, N1'- N2 М) и помырскнй (плиоцен, РзшсЬ).

История осадконакопления в Северо-Сахалннском седиментационном бассейне обусловлена его положением на периферии окраинного моря, влиянием па-леодельты Амура и проявлением трех трансгрессии, вследствие чего сформировалась осадочная толща мощностью до 9 км. Транспортируемый Палеоамуром тер-ригенный материал поступал с горных сооружений материковой части Дальнего Востока, где размыву подвергались палеозойские и мезозойские осадочные и метаморфические образования, кислые эффузивы, граниты. Действовали и местные источники сноса: мезо- и палеозойские образования Восточно-Сахалинских гор и гипербазитовый массив полуострова Шмидта.

Формирование продуктивных отложений происходило в морских, при-брежно-морских, дельтовых и лагунно-континентальных фациальных условиях. Залежи связаны с песчано-алевритовыми и кремнистыми породами. Развиты преимущественно коллектора порового типа, приуроченные к песчано-алевритовым породам, реже трещинные, порово-трещинные и трещинно-поровые, связанные с силицитамн.

Согласно представлениям В.В.Харахннова, Северо-Сахалинский район находится на погружении Хоккайдо-Сахалинского мегантиклинория. Для современной структуры района характерно преобладание складчатых и блоково-складчатых форм. В осадочной толще выделяется ряд антиклинальных и синклинальных зон: Трехбратская, Эспенбергская, Восточно-Одоптинская, Одоптин-ская, Астрахановская, Энгизпальская, Гыргыланьинская, Дагинская, Ныйская и Шатунно-Хузинская - антиклинальные зоны и Поморская, Пильтунская, Чайвин-ская, Чинганская, Тымовская, Лунская и Пограничная - синклинальные зоны. Крылья и борта перечисленных структур осложнены локальными антиклинальными складками - основными нефтегазопоисковыми объектами. Существенная роль в структуре бассейна принадлежит разрывным нарушениям с широким

спектром - от региональных до локальных. Крупнейшие региональные разломы: Хоккайдо-Сахалинский, Западно-Сахалинский и Центрально-Сахалинский. С зональными разломами субмерндионального и меридионального направлений связано формирование антиклинальных структур, к которым приурочена часть месторождений острова. Ведущую роль в формировании как ловушек, так и залежей нефти и газа сыграли многочисленные локальные дизъюнктивы, генетически связанные с региональными и зональными разломами.

В настоящее время на Северном Сахалине и прилегающем шельфе открыто 69 месторождений нефти и газа, среди которых по величине запасов выделяются: крупные - Аркутун-Дагинское, Лунское, Пильтун-Астохское, Одопту-море и Чайво, средние - Восточное Эхаби, Эхаби, им. Р.С.Мирзоева, Монги, Киринское, Сабо и Оха и мелкие.

Перспективными являются все неогеновые и олигоценовые комплексы. Промышленная нефтегазоносность связана с тремя нефтегазоносными комплексами (НГК): нутовско-окобыкайским (плиоцен, средний-верхний миоцен, №-Ы|2-3), дагинско-уйнннским (средний-нижний миоцен, М|1-2) и даехуриинский (олигоцен ■Рз). К высокоперспективным с максимальной для региона концентрацией ресурсов относятся нефтегазоносные зоны (НГЗ), структурно связанные с Пильтун-Чайвинск^М очагом нефтегазообразования: Охнно-Эхабинская, Паромайско-Чайвинская, Восточно-Дагинская, Одоптинская и Нынская.

Большинство месторождений многопластовые, залежи сводовые, тектонически и литологически экранированные; по фазовому состоянию УВ - нефтяные, газонефтяные, нефтегазовые, газовые, газоконденсатнонефтяные, нефтегазокон-денсатные и газоконденсатные.

Во второй главе показано, что представления о генезисе и эволюции нефти базируются на осадочно-миграционной теории происхождения нефти, при этом исключительно большой объем информации несут индивидуальные УВ, и прежде всего, биомаркеры нефтей. Исследования нефтей Северного Сахалина прошлых лет, основанные на общих свойствах и групповом УВ-составе, вопросы генетической типизации не решали. Углубленное изучение индивидуального УВ-состава нефтей позволяет провести генетическую типизацию и выяснить особенности их формирования, а также степень их вторичных преобразований в залежах.

В третьей главе приведена методика исследований, используемая в работе. Индивидуальный УВ-состав нефтен и конденсатов исследован современными аналитическими методами: газожидкостнон хроматографией (по методикам ИГиИРГИ) и хромато-масс-спектрометриен.

Легкая фракция нефти (н.к.-125°С), хроматографировалась на приборе "Цвст-4" при условиях: колонка - медная, капиллярная, длиной 100 м и диаметром 0.25 мм; неподвижная фаза - сквалан; детектор - пламенно-ионизационный; газ-носитель - гелий; расход газа через колонку - 0.8 мл/мин; сброс - 1:150. Хромато-граммы снимались при температурах 70, 50 и 30°С.

Н-алканы н изопреноиды сырой нефти исследовались на приборах "Биохром-1" и "СС-7А" при условиях: колонка - кварцевая, длиной 50 м и диаметром 0.25 мм; неподвижная фаза ОУ-Ю1; микродетектор - пламенно-ионизационный; газ-носитель - гелий; давление на входе в колонку газа-носителя - 1.6 кгс/см:, сброс 1: 120; режим линейного программирования от 50°С до 300 °С со скоростью 4 °С/мин.

Стерановые и трнтерпановые биомаркеры исследовались в насыщенной фракции нефти, полученной с помощью жидкостного хроматографа после деасфаль-тизацин. Хромато-масс-спектральное исследование осуществлено на приборе Ртпе£ап 4000 при условиях: начало 150°С, скорость подъема температуры 5°С/мин., конец программы 300°С, затем 20 минут в изотермическом режиме. Ре-кострукция выполнена по осколочным нонам: для стеранов - т/г=217,218 и трп-терпанов - ш/2=191,177.

Обработка фактического материала, выбор наиболее информативных показателей и выявление связей между ними проведены с привлечением метода главных компонент и регрессионного анализа.

В четвертой главе дана характеристика по общим свойствам и индивидуальному УВ-составу нефтей месторождений, приуроченных к различным НГК. Нефти и конденсаты характеризуются широким колебанием физико-химических свойств, как внутри отдельных НГК, так и по разрезу, а также в пределах отдельных месторождений. Плотность нефтей изменяется от 0.800 до 0.956 г/см3, а конденсатов от 0.730 до 0.802 г/см3. Повышенное содержание смол (более 12%) характерно для нефтен месторождений Катангли, Унглекуты и Оха. Нефти дагнн-ско-уйнинского НГК характеризуются повышенным содержанием парафина (8.7-

36.5% ) к ароматических УВ (16-37%), а для нефтей нутовскоок-обыкайского и даехурнинского НГК свойственно повышенное содержание серы (более 0.5 %).

В индивидуальном УВ-составе преобладают циклические структуры (алка-ны/цнкланы-0.21-0.97). Среди нафтеновых УВ для нефтей даехурнинского и северо-восточной части нутовско-окобыкайского НГК циклопентаны значительно доминируют над циклогсксанамн (ЕЦГ/1ЦП- 0.24-0.77). Преобладание циклогек-санов характерно для нефтей дагинско-уйнинского НГК (ЕЦГ/ЕЦП -1.33-3.23).

Для нефтей нутовско-окобыкайского НГК максимальные концентрации н-алканов приходятся на легкие УВ состава С10-С17. В нефтях месторождений Мон-ги, Нижнее Даги и им.Р.С.Мирзоева (дагинско-уйнинский НГК) максимум концентраций смещается в высокомолекулярную часть (См-Сц). Нефти характеризуются преобладанием прнстана над фитаном (П/Ф), отношение П/Ф изменяется от 1.1 до 2.6;, однако на отдельных месторождениях отношение П/Ф достигает до 4 и даже 9 (Средний Аскасай, Восточное Даги и Крапивненское). В нефтях месторождений Окружное (пнленгская свита) и Восточно-Кайганское (пнльская свита) кремнистых отложений обнаружен Т-образный изопренопд состава Су.

По соотношениям состава регулярных стеранов Сл'-Ств'-Сэ выделяются нефти с близкими концентрациями и преобладанием содержаний Си или Сз. Нефти практически не содержат или содержат в малых количествах стераны с короткими цепочками - прегнаны и метнлпрегнаны. В нефтях дагинско-уйнинского НГК обнаружен неизвестный "X" УВ предположительно стеранового строения (O.A. Арефьев и др. 1997 г.), а также специфические бномаркеры - 23,28 биснор-лупан и олеанан в больших концентрациях.

В пятой главе на основе комплекса показателей по составу легких УВ и биомаркеров нефтей п конденсатов выделены генетические типы и группы.

При выделении генотипов и групп нефтей и конденсатов наиболее информативны показатели: отношения нормальных стеранов Сг:Ск: Сз, олеанан/Сзо го-пан, биснорлупан/Сю гопан, П/Ф п сумм циклогексанов к цнклопентанам (SUr/SUn). По особенностям состава регулярных стеранов Ст^Сзз^С*? установлено два типа нефтей, среди которых по специфике показателей ЗЦГ/БЦП и П/Ф выделены группы нефтей по две в каждом.

I генотип обнаружен на месторождениях, расположенных в северо-восточной части Северного Сахалина и шельфа, а также на месторождение Окружное. Нефти и конденсаты, как видно из таблицы, характеризуются преобладанием

стерана н-Сгл низкими значениями отношений 1ЦГ71ЦП-0.2-1.1 и П/Ф-1.3-1.8. Нефти обогащены гопанами и дибензотиофенамн, содержания олеанана и бис-норлупана незначительны. На хроматограммах распределения н-алканов отмечается широкий плавный максимум на Си-Си с преобладанием нечетных н-алканов, а также в некоторых нефтях небольшой максимум на Ci9-C:i. Углеводородный состав свидетельствует, что источником образования нефтей послужило ОВ смешанного типа с преобладанием сапропелевых компонентов. По показателю ЕЦГ/ЕЦП в генотипе выделяются группы 1 и 2. К группе 1 отнесены нефти месторождений Колендо, Оха, Восточное Эхаби, Восточно-Кайганское и Окружное. Показатель ЕЦГ/ЩП менее 0.5. Состав УВ свидетельствует, что источником образования нефтей группы 1 послужило ОВ смешанного типа с наибольшей долей сапропелевых компонентов морского и фитопланктогенного происхождения, в основном кремнисто-глинистых отложений. Проведенная корреляция нефтей группы 1 месторождений Окружное (пиленгской свиты) и Восточно-Кайганское (пильской свиты) с ОВ пород кремнисто-глинистых толщ по регулярным стеранам, н-алканам и изопреноидам указывает на их генетическое единство (Н.В.Куликов и др., 1997 г.). К группе 2 отнесены нефти месторождений Одоп-ту, Одопту-море, Пильтун-Астохское, Чайво, Аркутун-Дагинское, Кыдыланьи и Мухто нутовско-окобыкайского НГК. Показатель ЕЦГТЕЦП изменяется от 0.8 до 1.1. Углеводородный состав свидетельствует о снижении в исходном ОВ нефтей доли сапропелевых компонентов.

Таблица

Углеводородные показатели в генетических группах _ нефтей Северного Сахалина_

Показатели Генотипы

I | .1

Геногруппы

1 2 3 4

Регулярные стерапы Сг?:Сз: С» 38:30:32 37:30:33 19:16:65 24:15:61

Сп/Смн-стераны 1.0-2.3/1.4 1.1-1.2/1.1 0.1-0.4/0.3 0.4

Сги/Смн-стераны 0.8-1.3/1.1 0.9-1.0/0.9 0.2-0.4/0.3 0.2

Олеанан/Сзо гопан 0.1-0.2/0.1 0.1-0.2/0.2 0.3-0.6/0.4 0.7

Биснорлупан/Сзо гопан 0.1 0.1-0.2/0.1 0.3-0.6/0.4 0.3

Пристан/фнтан 1.3-1.8/1.5 1.5-1.8/1.7 2.1-2.7/2.3 1.5-1.9/1.7

Щиклогексаны/Ецнкло-пентаны 0.2-0.5/0.4 0.8-1.1/1.0 1.3-2.3/1.7 1.3-3.2/2.2

Примеры месторождений Колендо, Оха, Восточное Эхабн, Восточно-КаГа-анское, Окружное Одопту-море Пнлътун-Асгохское. Мухто Сабо, Нельма, Набнль,Гнляк°-Абунан, Асгра-хановское нм.Р.С.Мнр-зоева, Moiini, Луиское

Нефти и конденсаты II генотипа обнаружены на месторождениях, расположенных в юго-восточной и центральной части Северного Сахалина, разрезы которых характеризуются широким развитием угленосности. В нефтях преобладает н-стеран С» и характерны высокие показатели ЩГ7ХЦП-1.2-2.3 и П/Ф 1.5-3.0 и более. Значительно увеличиваются содержания олеанана и биснорлупана, наблюдается преобладание фенантренов над дибензотиофенами. На хроматограм-мах распределения н-алканов отмечается большой плавный максимум на высокомолекулярных УВ с максимальными концентрациями на нечетных алканах. Углеводородный состав свидетельствует, что источником образования нефтей послужило смешанное ОВ с преобладанием гумусовых компонентов. По показателю П/Ф в генотипе выделяются группы 3 и 4. К группе 3 отнесены нефти и конденсаты месторождений Астрахановское, Набиль, Нельма, Сабо и других, в основном, дапшско-уйнинского НГК. Показатели П/Ф > 2, а £ЦГ/ £ЦП - изменяется от 1.2 до 2.3 и более, что свидетельствует о значительной доли гумусовых компонентов в исходном ОВ нефтей. К группе 4 отнесены нефти и конденсаты месторождений им. Р.С.Мирзоева, Монги и Лунское. Показатели П/Ф <2 . а £ЦГЯ;ЦП-1.3-3.2 свидетельствуют о меньшей доли гумусовых компонентов в исходном ОВ, чем в нефтях группы 3.

В шестой главе на основе изменения комплекса показателей УВ нефтей и конденсатов определены уровни их зрелости, которые привязаны к градациям ката-генетической превращенное™ ОВ нефтематеринских пород.

Для определения степени зрелости нефтей и конденсатов проанализирован комплекс показателей и выбраны наиболее информативные - коэффициенты В.К.Шиманского (нСб+ЦГ/изоСб +МЦП) и В.А. Чахмахчева (МЦГ/ДМЦП), соотношения нзопреноидов и н-алканов (П+Ф/н(Сп+С18), П/нС|7, Ф/нС|б), триснор-гопанов С:? (Тб/Тш), триароматических стеранов (См+С^/Сзб+См) и метилдибен-зотиофенов (4-МДБТ/1-МДБТ).

Обработка массива данных методом главных компонент позволила разделить нефти и конденсаты на 5 групп, отвечающих различным катагенетическим уровням генерации УВ. Сопоставление полученных характеристик нефтей и конденсатов с катагенетическими особенностями изменения состава УВ сингенетичного рассеянного ОВ, как видно из рисунка, показало: 1-й уровень зрелости соответствует переходу от позднего протокатагенеза ПКз к раннему мезокатагенезу

МКг, 2-й - началу раннего мезокатагенеза МК| (К°=0.51-0.56); 3-й - условиям максимального развития процессов генерации жидких УВ на градации мезокатагенеза МК| (Я°=0.57-0.65); 4-й - условиям среднего мезокатагенеза МК:. Для 5-го уровня характерны наиболее жесткие термобарнческис условия среднего МК: и возможно, позднего мезокатагенеза МКз.

Фптан/н-С18 Рис. Отношение пзопренопдных п нормальных

алканов как показатель зрелости нефтеи

н конденсатов

Условные обозначения: генетические группы нефтеи -

1 группа - 1.2,:}:

2 группа - 4.5,0;

3 группа - 7,0,9;

4 группа - 10,11,12.

(I) - уровень зрелости по УВ - показателям

Характер изменения наиболее информативных показателей по уровням зрелости нефтей и конденсатов различных геногрупп показывает, что с увеличением зрелости закономерно возрастают коэффициенты В.К.Шиманского и В.А.Чахмахчева, соотношения трисноргопанов С:7,триароматических стеранов и метилдибензотиофенов, а соотношения изопреноидов и н-алканов уменьшаются. Генетические показатели ЕЦГ/ ЕЦП и П/Ф подвергаются трансформации, но не выходят за пределы их значений в группах.

К 1-му уровню зрелости отнесена нефть месторождения Окружное (геногруппа 1), приуроченная и генетически связанная с глинистыми силицитами пнленгской свиты даехуриинского НГК. Для нефти характерны низкие значения показателей легких УВ и высокие соотношения изопреноидов и н-алканами. В составе стеранов и гопанов присутствует весь спектр УВ. Отношения стеранов С29 203/20(8+11), аР320(8+Я)/ааа2011 и трисноргопанов самые низкие и составляют соответственно 0.32, 0.30 и 030. Образование УВ происходило из ОВ, относящегося к категории раннезрелого.

Нефти и конденсаты 2-го уровня зрелости широко распространены на месторождениях Колендо, Оха, Восточное Эхаби, Восточно-Кайганское и Одопту-море (I генотип), а также Гиляко-Абунан и Астрахановское (геногруппа 3). Значения показателей легких УВ увеличиваются, показатели н-алканов и изопреноидов уменьшаются. Отношения варьируют: трисноргопанов от 0.60 до 0.83, триарома-тическнх стеранов от 0.40 до 0.87, метилдибензотиофенов от 3.14 до 3.40. Образование УВ нефтей приурочено к начальному этапу развития ГФН из ОВ, относящегося к категории среднезрелого и раннезрелого.

Нефти и конденсаты 3-го уровня зрелости обнаружены на месторождениях всех геногрупп. На суше это нефти самого крупного месторождения Монги (геногруппа 4), и месторождений Паромай, Волчинка (геногруппа 3), Тунгор (геногруппа 1). Значения показателей легких УВ увеличиваются еще в большей степени, а соотношения изопреноидов и н-алканов принимают значения меньше единицы. Возрастают величины отношений трисноргопанов до 0.87, триарома-тических стеранов до 1.50 и метилдибензотиофенов до 4.46. Образование нефтей и конденсатов происходило из среднезрелого ОВ в зоне максимального развития процессов генерации УВ.

Нефти и конденсаты 4-го уровня зрелости широко развиты на газоконденсат-нонефтяных месторождениях Пильтун-Астохское, Аркутун-Дагинское

(гепогруппа 2), Набиль (геногруппа 3), пм.Р.С.Мирзосва (гсног])уппа 4). Значения показателен легких УВ значительно увеличиваются, а соотношения н-алканов и изопреноидов уменьшаются. Возрастают показатели трнсноргопанов, триаро-матических стеранов, метнлдибензотнофенов соответственно до 1.23, 4.75 и 5.90. Образование УВ происходило из рассеянного ОВ, степень катагенетической пре-вращенностн которого достигла градаций среднего мезокатагенеза.

Конденсаты 5-го уровня зрелости обнаружены на месторождениях нефтега-зоконденсатном - Лунское и газоконденсатных - Усть-Эвай и Усть-Томн. Значения показателей легких УВ высокие, а соотношения изопреноидов и н-алканов низкие. Этот уровень зрелости характеризуется довольно жесткими термоката-литическимн условиями, отвечающими градациям катагенеза МКз-МК}, способствующими не только образованию жидких УВ, но и их деструкции.

На примере месторождений шельфа Сахалина показана возможность использования показателен УВ (бензол/н-гексан, толуол/н-гептан и др.) для прогноза фазового состояния залежей УВ.

В седьмой главе рассмотрено влияние биодеградации на широкий спектр УВ нефти: н-алканы и изопреноидные, легким УВ бензиновой фракции и полицнк-лические биомаркеры. Проведена химическая типизация нефтей по н-алканам и изопреноидам, позволившая обнаружить все существующие химические типы нефтей и в больших количествах типы А3 и А'-А:. По комплексу изученных УВ установлена широкая шкала (10 уровней) изменения интенсивности бнодеграда-ции нефтей. На уровне I происходят незначительные изменения в составе легких УВ; на 2 и 3-м уровнях, при большем изменении легких УВ , начинают разрушаться н-алканы и частично изопреноиды. На 4 и 5-х уровнях - легкие УВ практически отсутствуют и уже в большей мере исчезают н-алканы в средней и высокомолекулярной фракциях нефти. На 6-м уровне н-алканы исчезают и присутствуют только изопреноиды. На 7-ом - изопреноиды разрушаются ещё с большей интенсивностью. На 8-ом - начинают разрушаться стераны и на 9-ом - еще не полностью разрушены стераны, но начинают изменяться гопаны, образуя днме-тилированные гопаны. На 10-м уровне стераны присутствуют малых количествах, а диметилированные гопаны в значительных.

Нефти разной степени биодеградацни н химических типов установлены как в пределах разновозрастных отложений, так и отдельных месторождений. Наблюдается зональность по глубине залегания н температурам: максимум залежей

нефтей типов А2, Б: и Б' приурочен к верхней зоне в пределах глубин 50-1200 м температур до 60°С. Выявлены отклонения от общих закономерностей на местс рождениях Чанво и Пильтун-Астохском. Изменение интенсивности биодеград; ции прослеживается в зависимости от близости водонефтяного контакта дл XX 1| пласта месторождения Пильтун-Астохское.

Зависимость между степенью биодеградации и общими свойствами нефтей пс казывает: деструкция УВ нефти приводит к увеличению их плотности, содерж; ний серы, смол и асфальтенов и уменьшению выхода бензиновых фракций и сс держания парафина.

В восьмой главе рассмотрены закономерности размещения выделенных типо) групп и видов нефтей и конденсатов, и на этой основе дается прогноз их к; чества.

Нефти и конденсаты I генотипа приурочены к отложениям нутовскс окобыкайского НГК на месторождениях, расположенных в северо-восточно части Сахалина и шельфа и месторождении Окружное даехуриинского НГР II генотип характерен для месторождений, приуроченных к прибрежно-морскнк песчано-угленосным отложениям дагинско-уйнинского НГК. Суммарные и: чальные геологические запасы УВ (категории А+В+СО месторождений I генот! па, характеризующихся повышенной долей жидких УВ, в целом в два раза бол! ше, чем месторождений II генотипа, в запасах которых отмечено преобладани газа. Основная часть запасов УВ I генотипа связана с месторождениями, нефти конденсаты которых отнесены к 3 и 4-му уровням зрелости, а для II генотип максимум в их распределении смещается на 4 и 5-й уровни зрелости.

По общим физико-химическим свойствам нефти 1 генотипа имеют более выс< кие содержания серы и смолисто-асфальтеновых веществ, а нефти II генотипа повышенное содержание парафина и ароматических УВ. Различий по плотност между нефтями двух генотипов не устанавливается, однако, для нефтей и ко1 денсатов разных уровней зрелости плотность закономерно изменяется.

Раннезрелые нефти группы I обнаружены на месторождениях Восточное Эх; би, Восточный Кайган и Окружное, приуроченных к отложениям пнльской и ш ленгской свит, сложенных кремнистыми образованиями. По фазовому состояни: УВ месторождений этой группы классифицируются как нефтяные или газонефт: ные. Содержание серы в нефтях достигает 0.5%, а содержание смолист« асфальтеновых веществ с повышением степени зрелости снижается с 13,2 % (I-

уровень) до 3.5 % (3-й уровень). В групповом УВ-состапе отмечается преобладание метановых и нафтеновых соединений.

Нефти и конденсаты группы 2 широко развиты на морских месторождениях Одопту, Пильтун-Астохское, Аркутун-Дагинское и Чайво, нефтегазоносность которых связана с отложениями нижнеутовского подгоризонта. Усиление доли гумусовой составляющей и степени катагенетической превращенное™ исходного OB этой группы находит отражение в фазовом состоянии УВ и, прежде всего, в появлении газоконденсатных залежей. По физико-химическим свойствам нефти и конденсаты отличаются более низкими содержаниями смолисто-асфальтеновых веществ и серы. Наиболее легкие нефти и конденсаты (в среднем 0.76 г/см3) характерны для 4-го уровня зрелости; нефти и конденсаты более ранних этапов генерации имеют плотность 0.86 г/см3 (в среднем).

Нефти группы 3 присущи для небольших по запасам месторождений Волчин-ско-Сабинской, Гыргыланьинской, Астрахановской, Восточно-Дагинской и За-падно-Дагинской НГЗ со значительным количеством газовых залежей. Среди них встречены раннезрелые нефти 2-го уровня, образованные из OB прибрежно-морских фаций. Но основная генерация жидких УВ, участвующих в формировании месторождений этой группы, проходила в достаточно жестких термобарп-ческих условиях 4-го уровня зрелости (МК:). Нефти этой группы отличаются повышенным содержанием парафина.

Особенности показателей УВ нефтей и конденсатов группы 4, обнаруженных на месторождениях Лунское, им.P.C. Мирзоева, Нижнее Даги - нефтегазоконден-сатных и Усть-Эвай - газоконденсатном, приуроченных к отложениям дагинско-уйнинского НГК, свидетельствуют о значительном участии в их формировании OB гумусового типа, степень катагенетической преобразованности которого достигала градаций среднего мезокатагенеза (МК:-МКз, 4 и 5-й уровни). Данное обстоятельство позволяет прогнозировать открытие на Ныйской и других близлежащих зонах нефтегазонакопления в основном газовых и газоконденсатных месторождений.

Основные результаты выполненных исследований сводятся к следующему:

1. На основании проведенного комплексного изучения особенностей УВ бензиновой фракции, н-алканов, изопреноидов и полициклнческих биомаркеров нефтей и конденсатов месторождений Северного Сахалина и шельфа прове-

1В

дена их генетическая типизация. Выделено два генотипа нефтей и конденса тов, в пределах которых выделяются по две геногруппы. I генотип был генери рован ОВ с большей долей участия сапропелевой составляющей, II - с пре обладанием гумусовых компонентов, накопление которых обусловлен« влиянием палеодельты реки Амур.

2. Установлено, что генерация УВ проходила на 5 различных катагенетиче ских уровнях, отвечающих градациям позднего прото- и мезокатагенез: (ПКз-МКз). Разработанная катагенно-генетическая модель изменения показа телей УВ позволила разделить нефти и конденсаты изученных месторождений н< 12 геновидов. Анализ показателей УВ конденсатов разных генотипов позволш определить диапазоны их значений, характеризующие залежи УВ различногс фазового состояния и рекомендовать использовать для прогноза типа залеже{ УВ при поисково-разведочных работах на шельфе Сахалина.

3. Выявлены закономерности размещения генотипов и геногрупп и сделан про гноз фазового состояния УВ залежей и качества нефтей и конденсатов в связи ( геолого-геохнмическими условиями залегания. Раннезрелые нефти I генотипа, ( преобладанием сапропелевой составляющей в исходном ОВ, образуют преиму щественно нефтяные месторождения и, вероятно, будут характерны для районо) развития кремнистых отложений пнленгской и пильской свиты. Усиление степеш зрелости ОВ и доли гумусовой составляющей приводит к образованию, наряду I нефтяными, газоконденсатных и газовых залежей, что находит отражение в ха рактере нефтегазоносности месторождений нутовско-окобыкайского НГК, рас положенных на шельфе Северо-Восточного Сахалина. Для месторождений дагин ско-уйнинского НГК юго-восточной части Северного Сахалина и прилегающей шельфа характерны нефти и конденсаты II генетического типа и высокого уровн: зрелости, что позволяет прогнозировать открытие преимущественно газоконден сатных месторождений.

4. Химическая типизация нефтей и разработанная шкала биодеградации неф тей на основе изменения углеводородных показателей бензиновой фракции, н алканов, нзопреноидов и полицнклических биомаркеров позволяют ндентифици ровать нефти разной степени превращенное™ и оценить их свойства и товарны качества. Рассмотрение закономерностей распределения биодеградированны: нефтей в геологическом разрезе месторождений позволило сделать вывод, чт( процессы биодеградацни наиболее интенсивно протекают в гипергенной зон

при температурах до 60 °С. На больших глубинах при температурах более 70 °С обнаружены нефти жесткой степени биодеградации. Отмеченное усиление био-деградацни нефтей при приближении их к водонефтяному контакту может быть использовано при уточнении строения залежей.

5. Зависимость между показателями УВ и физико-химическими свойствами нефтей позволит прогнозировать качества нефтей.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Применение газохроматографнческих исследований для определения типа залежи. - Тез. докл. VII Науч. конф.- 1985, (совместно с И.В. Дробот).

2. Химическая характеристика нефтей и конденсатов морских месторождений Сахалина, подготавливаемых к разработке. Тез. докл. I Всесоюз. конф., М:, 1986, ч.1, (совместно с Е.Ф.Соболевой).

3. Особенности изменения углеводородного состава флюидов морских месторождений и возможность прогноза их качественного состава и типа залежей. Там же, (совместно с Е.Ф. Соболевой, Т.П. Иконниковой).

4. Исследование распределения нормальных и изопреноидных алканов в неф-тях и конденсатах месторождения Одопту-море. М:, ВНИИЭгазпром, сб. Геол. бур. и разр.нефт.и газ. мест., 1987., вып. I, (совместно с Е.Ф. Соболевой).

5. Генетическая связь нефтей, конденсатов и рассеянного органического вещества неогеновых отложений Северо-Восточного Сахалина по индивидуальному составу углеводородов. Тез. докл. Всесоюз. конф., М:, 1988, (совместно с И.Н. Кшокач).

6. Химическая характеристика нефтей и конденсатов из нижненутовских отложений Сахалина / сб. Проблемы освоения нефтегазовых месторождений Дальнего Востока, Владивосток,- 1989, ч. 2, (совместно с Е.Ф. Соболевой).

7. Модельные исследования процессов деструкции нефти Охотского моря. Там же, (совместно с М.Н. Мансуровым, Л.Г.Зелениной, О.В.Абрамовой).

8. О взаимосвязи индивидуального состава и порфирннов нефтей Пильтун-Астохского морского месторождения/Тез. докл. II Всесоюз. конф., М:, 1990, ч.1 (совместно с Е.Ф.Соболевой, А.Ф.Пономаревой).

9. Petroleum Typification on the Basis of Hydrocarbon Composition Features Proceedingc of first Russia-Japan joint symposium on petroleum, natural gas anc petrochemistry, 1993.

10. Генетические особенности углеводородного состава нефтей СевероСахалинского нефтегазоносного бассейна./ Геология нефти и газа, N 1, 1995 (совместно с Т.И.Кравченко).

11.Нефтематеринские свиты Охотоморского региона (сравнительный анализ) Тез. докл. Л.: 1996, (совместно с B.C. Соболевым, Т.И.Кравченко).

12. Углеводородные показатели - основа прогноза типов газокондснсатнмх скоплений на шельфе Северо-Восточного Сахалина. В кн.: Геология и разработка месторождений нефти и газа Сахалина и шельфа, -М-1997 г.

13. Бнодеградированные нефти месторождений Сахалина и шельфа. Там же, (совместно с В.П.Кавтаскиной).

14. Особенности углеводородного состава РОВ нефтематеринских пород Северного Сахалина. Там же, (совместно с Т.Н. Кравченко).

15. Литогенез, состав, рассеянное органическое вещество и нефти кремнистых толщ о. Сахалин. Там же, (совместно с Н.В.Куликовым, H.A. Деревсковон, Л.П.Иваньшиной, Т.И.Кравченко).

16. Характеристика нефтей разновозрастных отложений Северо-Сахалинского нефтегазоносного бассейна. В печати, (совместно с Т.И.Кравченко).

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Попович, Татьяна Анатольевна

Введение.

1. Геологический очерк и нефтегазоносность.

2. Состояние вопроса.

2.1. Представления о генезисе и эволюции углеводородов нефти.

2.2. Состояние изученности нефтей Северного Сахалина.

3. Методы исследований углеводородного состава нефтей.

3.1. Определение углеводородов бензиновой фракции нефти методом газожидкостной хроматограии.

3.2. Определение нормальных и изопреноидных алканов методом газожидкостной хроматографии.

3.3. Определение полициклических биомаркеров методом хромато-масс-спектрометрии.

4. Характеристика нефтей и конденсатов нефтегазоносных комплексов.,.

5. Углеводороды как показатели исходного органического вещества нефтей.

5.1. Выбор показателей и выделение генетических типов и групп нефтей.

5.2. Характеристика генетических типов и групп нефтей.

6. Углеводороды как показатели зрелости нефтей и конденсатов.

6.1. Выбор показателей зрелости и типизация нефтей и конденсатов

6.2. Характеристика нефтей и конденсатов по уровням зрелости.

6.3. Прогноз фазового состояния углеводородов на месторождениях шельфа Северного Сахалина.

7. Углеводороды как показатели биодеградации нефтей.

7.1. Способы идентификации биодеградированных нефтей.

7.2. Влияние биодеградации на нормальные и изопреноидные алканы.

7.3. Влияние биодеградации на углеводороды безиновой фракции.

7.4. Влияние биодеградации на полициклические углеводороды.

7.5. Связь биодеградированных нефтей с условиями залегания.

8. Закономерности размещения генотипов и геногрупп и прогноз качества нефтей.

Введение Диссертация по геологии, на тему "Углеводородный состав нефтей Северного Сахалина и геологические условия их формирования"

Актуальность проблемы. Напряженное положение с ресурсами углеводородов (УВ) сложилось на Дальнем Востоке, где практически единственным районом добычи нефти и газа является Северный Сахалин с его в значительной степени истощенными месторождениями и падающим объемом добычи. Для прироста запасов, стабилизации и наращивания добычи УВ в сферу нефтегазопоисковых работ вовлечен шельф острова Сахалин. Сложность и высокая стоимость проведения нефтегазопоисковых работ в акваториях требует повышения эффективности прогноза нефтегазоносности.

Одним из важнейших элементов прогноза нефтегазоносности является изучение условий образований нефти и газа и выявление источников их генерации. В этой связи, проведение комплексных геолого-геохимических исследований, в том числе, глубокое изучение углеводородного состава (УВ-состава) нефтей и конденсатов, является одним из приоритетных направлений в оценке перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов.

Цель работы. Генетическая и химическая типизация нефтей и конденсатов кайнозойских отложений Северного Сахалина и шельфа на основе комплексного изучения их индивидуального УВ-состава и выявление reo лого-геохимических условий формирования.

Основные задачи исследований.

1. Изучить индивидуальный УВ-состав нефтей и конденсатов кайнозойских отложений Северного Сахалина и шельфа методами газожидкостной хроматографии и хромато-масс-спектрометрии.

2. Выявить информативные показатели, определяющие генетическую природу нефтей и конденсатов, и провести их типизацию.

3. Разработать прогностическую модель оценки зрелости нефтей и конденсатов.

4. Выявить степень биодеградации нефтей в залежах по комплексу показателей УВ.

5. Провести анализ размещения выделенных генетических типов нефтей в связи с геолого-геохимическими условиями их залегания.

Объектом работы являются нефти и конденсаты кайнозойских отложений Северного Сахалина и шельфа.

Научная новизна. По исследованиям индивидуального УВ-сосгава и, в том числе биомаркеров, нефтей и конденсатов палеоген-неогеновых отложений Северного Сахалина автором впервые выполнена их типизация на генетической основе; разработана катагенно-генетическая модель изменения показателей УВ нефтей и конденсатов в зависимости от геолого-геохимических условий их формирования; установлено 10 уровней биодеградации, отражающих степень вторичных изменений нефтей и конденсатов и рассмотрены особенности геологических условий их залегания.

Практическая значимость работы. Установленная зональность размещения генотипов нефтей и конденсатов, а также степени их зрелости и биодеградации являются основой для прогноза качества нефтей и конденсатов на новых площадях. Результаты работы использованы при определении направлений геологоразведочных работ, прогнозной оценке запасов УВ на шельфе дальневосточных морей, подсчете запасов и проектировании разработки. Изучение состава УВ по месторождениям

Лунское, Чайво и Одопту-море способствовало уточнению фазового состояния залежей УВ.

Реализация результатов работы. Результаты исследования автора по индивидуальному составу УВ нефтей и конденсатов Северного Сахалина и прилегающего шельфа представлены в 17 отчетах по научно-исследовательским темам, выполнявшимся в институте "СахалинНИПИморнефть" с 1980 по 1998 гг., в том числе, в крупной сводке по нефтегазоносности Охотского моря "The petroleum geology and hydrocarbon potential of the Sea of Okhotsk, Russia", составленной организациями ОАО "Роснефть-Сахалинморнефтегаз", "Дальморнефте-геофизика" и зарубежными фирмами "Simon petroleum technology" (Великобритания) и NOPEC (Норвегия) и отчете "Hydrocarbon source potential of miocen and oligocene siliceous rocks Sakhalin island", выполненном институтом "Сахалин-НИПИморнефть" и компанией Core Laboratories (США).

Апробация работы. Отдельные результаты по теме диссертации докладывались автором на: VII Научно-технической конференции молодых ученых, специалистов и рабочих-новаторов (г. Оха, 1985 г.); 1 и 2-й Всесоюзной конференции по комплексному освоению нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР (г.Москва, 1986, 1990 гг.); Всесоюзной конференции по критериям и методам установления генетических связей в системе нефть-конденсат-ОВ пород и вод (г.Москва, 1988 г.); I- Russia - Japan Joint Symposium on petroleum, natural gas and petrochemistry (г.Южно-Сахалинск, 1993 г.); 1-й Международной конференции по нефтегазоносным бассейнам Западно -Тихоокеанского региона и сопредельным платформам (г.Санкт-Петербург, 1996г.); Ученом Совете института "Сахалин-НИПИморнефть".

Публикации. По теме диссертации опубликовано 16 рг

Объем и структура работы. Диссертационная работ введения, 8 глав и заключения, изложенных на страни писного текста, содержит 22 таблицы, список литературы i нований и иллюстрирована 48 рисунками.

Фактический материал. Научные положения и выводы обосновываются материалом, полученным автором в г 1998 гг. при исследовании индивидуальных УВ 310 пр< 115 проб конденсатов из 45 месторождений и 6 нефтепро; новозрасгных палеоген-неогеновых нефтегазоносных компх ного Сахалина и шельфа. Методами газожидкостной хрс внедренными автором в институте, проанализированы: 220 : новой фракции нефтей и конденсатов и 425 проб сырой не4 н-алканов и изопреноидов. Привлечены данные, получен] хромато-масс-спектрометрии в компании "Simon Petroleum при работе над совместным проектом, по составу поли биомаркеров нефтей из 13 месторождений (21 проба).

Основные защищаемые положения.

1. Генетическая типизация нефтей и конденсатов кайн ложений Северного Сахалина и шельфа, разработанная основе изучения биомаркеров и индивидуального состава вой фракции.

2. Закономерности размещения выделенных катагенно-i типов, групп, видов нефтей и конденсатов в зависимости о ских условий их формирования являются основой для оце] нефтей и фазового сотояния залежей УВ.

3. Шкала преобразования нефтей Северного Сахалина по степени их биодеградации; влияние биодеградации на состав нефтей.

В процессе работы над диссертацией на всех стадиях исследований автор неизменно пользовался поддержкой и взаимопониманием очень многих специалистов в различных областях науки и техники, так или иначе связанных с поисками, разведкой, добычей, переработкой, изучением и использованием жидких УВ. Внедрение методов газовой хроматографии автором осуществлялось при поддержке со стороны руководителей лаборатории физико-химических исследований флюидов Г.П.Тагинцевой и доктора технических наук М.Н.Мансурова, большую помощь оказали доктор химических наук Ал.А. Петров и сотрудники лаборатории ИГиРГИ. Геолого-геохимический анализ полученных материалов проведен в творческом сотрудничестве с Т.И.Кравченко. Большую поддержку в ходе выполнения диссертационной работы оказали кандидаты геолого-минералогических наук, руководители Аналитического центра Н.В. Куликов и H.A. Деревскова. Автор благодарен за ценные советы и конструктивную критику доктору геолого-минералогических наук Сальникову Б. А. и кандидатам геолого-минералогических наук Э.Г. Коблову, B.C. Ковальчуку, А.А.Тере-щенкову, В.В. Харахинову, Г.С. Рыженко.

Автор благодарит за помощь всех названных коллег, а также выражает глубокую признательность С.А.Качуковой и сотрудникам Редакционного центра и оформительской группы за быстрое и качественное оформление диссертации. В процессе работы автор постоянно ощущала дружескую поддержку сотрудников Аналитической лаборатории "СахалинНИПИморнефть" и сотрудников кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых факультета МГУ им. М.В. Ломоносова.

Особую признательность автор выражает научному руководителю -доктору геолого-минералогических наук, профессору О.К.Баженовой, доктору геолого-минералогических наук, профессору В.В. Семеновичу.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений", Попович, Татьяна Анатольевна

Основные результаты выполненных исследований сводятся к следующему:

1. На основании проведенного комплексного изучения особенностей У В бензиновой фракции, н-алканов, изопреноидов и полициклических биомаркеров нефтей и конденсатов месторождений Северного Сахалина и шельфа проведена их генетическая типизация. Выделено два генотипа нефтей и конденсатов, в пределах которых выделяются по две геногруппы. I генотип был генерирован ОВ с большей долей участия сапропелевой составляющей, II - с преобладанием гумусовых компонентов, накопление которых обусловлено влиянием па-леодельты реки Амур.

2. Установлено, что генерация У В проходила на 5 различных ката-генетических уровнях, отвечающих градациям позднего прото- и ме-зокатагенеза (ПКз-МКз). Разработанная катагенно-генетическая модель изменения показателей УВ позволила разделить нефти и конденсаты изученных месторождений на 12 геновидов. Анализ показателей УВ конденсатов разных генотипов позволил определить диапазоны их значений, характеризующие залежи У В различного фазового состояния и рекомендовать использовать для прогноза типа залежей УВ при поисково-разведочных работах на шельфе Сахалина.

3. Выявлены закономерности размещения генотипов и геногрупп и сделан прогноз фазового состоянии УВ залежей и качества нефтей и конденсатов в связи с геолого-геохимическими условиями залегания. Раннезрелые нефти I генотипа, с преобладанием сапропелевой составляющей в исходном ОВ, образуют преимущественно нефтяные месторождения и, вероятно, будут характерны для районов развития кремнистых отложений пиленгской и пильской свиты. Усиление степени зрелости ОВ и доли гумусовой составляющей приводит к образованию, наряду с нефтяными, газоконденсатных и газовых залежей, что находит отражение в характере нефтегазоносности месторождений нутовско-окобыкайского НГК, расположенных на шельфе Северо-Восточного Сахалина. Для месторождений дагинско-уйнинского НГК юго-восточной части Северного Сахалина и прилегающего шельфа характерны нефти и конденсаты II генетического типа и высокого уровня зрелости, что позволяет прогнозировать открытие преимущественно газоконденсатных месторождений.

4. Химическая типизация нефтей и разработанная шкала биодеградации нефтей на основе изменения углеводородных показателей бензиновой фракции, н-алканов, изопреноидов и полициклических биомаркеров позволяют идентифицировать нефти разной степени превращенности и оценить их свойства и товарные качества. Рассмотрение закономерностей распределения биодеградированных нефтей в геологическом разрезе месторождений позволило сделать вывод, что процессы биодеградации наиболее интенсивно протекают в гипергенной зоне при температурах до 60 °С. На больших глубинах при температурах более 70 °С обнаружены нефти жесткой степени биодеградации. Отмеченное усиление биодеградации нефтей при приближении их к водонефтяному контакту может быть использовано при уточнении строения залежей.

5. Зависимость между показателями УВ и физико-химическими свойствами нефтей позволит прогнозировать качества нефтей.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Библиография Диссертация по геологии, кандидата геолого-минералогических наук, Попович, Татьяна Анатольевна, Оха

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

2. Анерт Э. Э. Геологические исследования на Восточном побережье русского Севера. Отчет сахалинской горной экспедиции 1907 г. // Труды Геологического Комитета. Новая серия., 1908 Вып. 15.

3. Арефьев О. А., Забродина М. Н., Норенкова И. К., Карпенко М. Н., Макушина В. М., Петров Ал. А. Биологическая деградация нефтей // Изв. АН СССР. сер. геол. - 1978. -№ 9.- С. 134-139.

4. Арефьев О. А., Русинова Г. В., Петров Ал. А. Биомаркеры нефтей восточных регионов России / / Нефтехимия. 1996. - т.36, № 4 - С. 291-303.

5. Архипов В. Е., Бурлин Ю. К., Свистунов Е. П. Закономерности формирования бассейнов активной окраины востока России // Сб. науч. тр. История нефти в осадочных бассейнах: / Под ред. Б. А. Соколова. -М.: АО "Интерпринт". 1994 . - С. 197-206.

6. Баженова О. К. Условия формирования углеродосодержащих силици-тов окраин континентов // Известия Академии наук. сер. геол.,- М. -1986.- №8.-С. 91-97.

7. Баженова О. К., Арефьев О. А Геохимическая корреляция нефтей и органического вещества кремнистых пород Восточного Сахалина // Тез. докл. Всесоюз. конф. М.-1988.- С. 198-200.

8. Баженова О. К., Фаттахова Г. Р. Геохимические предпосылки нефте-газоносности кремнистых толщ Восточного Сахалина // Вестник Московского университета, сер. геол. 1989.- № 4. - С. 39-47.

9. Бестужев М. А. Классификация нефтей. // Химический состав нефтей и природных газов в связи с их происхождением. М. - Недра, 1971.- С. 6-11.

10. Богданчиков С. М., Коблов Э. Г. Сырьевая база углеводородов Сахалинской нефтегазоносной области // Минеральные ресурсы России 1995. - N 1 - С. 19-22.

11. Богомолов А. И. Геохимия процессов преобразования липидных компонентов в углеводороды и закономерности в составе нефти. Авто-реф. дис. докт. хим. наук.-Л., 1969. 53 с.

12. Богомолов А. И., Шиманский В. К. Происхождение легких метановых углеводородов в свете закономерностей их состава //Геохимия. -1966.- N 1 С. 115-121.

13. Богословский Ю. Н., Анваер Б. И., Вигдергауз М. С. Хроматографи-ческие постоянные в газовой хроматографии.- М.: изд-во Стандартов, 1978.- 191 с.

14. Ботнева Т. А. Генетические основы классификации нефтей. -М.: Недра, 1987. 194 с.

15. Брутман В. Ш. О некоторых закономерностях изменения свойств сахалинских нефтей. // Труды ВНИГРИ 1969.- вып.255 - С. 118- 127.

16. Брянская Э. К., Захаренко В. А., Петров Ал. А. Определение индивидуального состава бензиновых фракций методом газо-жидкостной хроматографии. // Нефтехимия. 1966. - N 6. - С. 904-905.

17. Вассоевич Н. Б. Геохимия органического вещества и происхождения нефти. М.: Наука, 1986. - 368 с.

18. Вассоевич Н. Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти. // Изв. АН СССР Сер. геол.- N 11. -1967 С. 137-142.

19. Вассоевич Н. Б., Гусева А. Н., Лейфман И. Е. Некоторые аспекты биогеохимии нефти. // Исследование органического вещества современных и ископаемых осадков. М.: Наука, 1976. С. 367-380.

20. Великовский А. С., Павлова С. Н. Советские нефти (Справочная книга). Гостоптехиздат. 1947.

21. Высоцкий И. В., Высоцкий В. И. Формирование нефтяных, газовых и конденсатно-газовых месторождений. М.: Недра, 1986. - 228 с.

22. Геологическое строение и подсчет запасов нефти, газа и конденсата месторождения Пильтун-Астохского: Отчет о НИР // СахалинНИПИ-морнефть; Оха, 1992. - 220 с. Отв.исп. В. С. Ковальчук; исп. Е. К. Бояр-шин, Т. М. Юрова и др.

23. Геологическое строение и подсчет запасов нефти, газа и конденсата месторождения Чайво-море, Сахалинской обл. РСФСР: Отчет о НИР // СахалинНИПИморнефть: Шифр ф 1415. - Оха, 1982. - 220 с. Отв.исп. И. Е. Николаев.

24. Геолого-геохиические и гидрогеологические критерии поисков месторождений нефти и газа на Сахалине: Отчет о НИР // СО ВНИГРИ:

25. Шифр 1041. Оха, 1978. - 485 с. Отв. исп. В. А. Завадский; исп.

26. B.Ш. Брутман, Э. Г. Коблов, Т. И. Кравченко и др.

27. Геология СССР, т.ХХХШ. Остров Сахалин.-М., Недра, 1970. -431 с.

28. Геохимическая история органики Сахалина и ее значение для оценки перспектив нефтегазоносности: Отчет о НИР // СахНИПИ: Шифр 946. -Оха, 1964. 561 с. Отв. исп. Г. А. Амосов; исп.

29. А. Н. Неред, М. С. Ярошевич и др.

30. Гусева А. Н. Состав нефти как источник геолого-геохимической информации //Нефтегазоносные и угленосные бассейны России / Под. ред. Семеновича В. В М.: МГУ, 1996. - С. 96-106.

31. Гусева А. Н., Лейфман И. Е. Геохимия нефтей в нефтегазоносных бассейнах // Современные проблемы геологии и геохимии горючих ископаемых/Под ред. Семеновича В. В., Соколова Б. А. М.: МГУ, 1986.1. C.35-47.

32. Гурко Н. Н., Богомолов А. И. Закономерности в распределении н-алканов в нижнепалеозойских нефтях Балтийской синеклизы в зависимости от геологических условий их залегания. // Геохимия. 1978. - N 8. -С. 1249-1254.

33. Данилов В. И., Белерова Б. А. Связь состава бензинов с гипергенными изменениями нефтей в залежах. // Тр. Гипровостокнефть, Куйбышев. -1976.- вып. 27.-С. 139-142.

34. Джонс Р. Б. Химическое доказательство докембрийской жизни на Австралийском материке. // Органическая геохимия. М.: Недра 1970. -вып. 2. - С. 105-116.

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

36. Дробот И.В., Попович Т.А. Применение газохроматографических исследований для определения типа залежи. // Тез.докл. VII Научн. конф. -Оха .- 1985.-С. 10.

37. Евдокимова Т. И. Геологические условия размещения залежей нефти и газа на Северном Сахалине: дис. канд. геол-мин. наук / ВНИГРИ Л.-1968 - 270 с.

38. Забродина М.Н., Арефьев O.A., Макушина В.М., Петров A.A. Химические типы нефтей и превращение нефтей в природе. // Нефтехимия. -1978.-т.18, N2. С. 286-290.

39. Иванцова В. В., Каплан 3. Г. Твердые углеводороды как один из параметров генетической связи нефтей и органического вещества пород. // Тр. ВНИГРИ.- Л.: 1963. вып. 279. - С. 124-132.

40. Изосимова А. Н., Чалая О. Н. Реликтовые углеводороды в органическом веществе и нефтях Западной Якутии.- Н.: Наука, 1989. 123 с.

41. Изучение физико-литологических особенностей и коллекторских свойств нефтегазоносных отложений шельфа и суши о.Сахалин: Отчет о НИР / СахалинНИПИморнефть; рук.

42. Н.В.Куликов Шифр 15-92.-Оха, 1994.-285 с. Отв. исп. Н. А. Деревскова, исп. Л. П. Иваньшина, Т. И. Кравченко, Т. А. Попович, И. В. Рукачев.

43. Ильинская В. В. Генетическая связь углеводородов органического вещества пород и нефтей.-М.: Недра, 1985. 159 с.

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

45. Капица А. А. Главные геоморфологические и геоструктурные черты Сахалина, его тектоническая история и районирование. // Геология и нефтегазоносность Сахалина. / ВНИГРИ. Л., 1963.- вып. 306.-С. 137-256.

46. Карцев А. А. Основы геохимии нефти и газа. М.: Недра, 1978. -279 с.

47. Карякин Ю. В. Чистые химические реактивы.-Л.: Госхимиздат, 1947. -574 с.

48. Клюкач И. Н., Попович Т. А., Генетическая связь нефтей, конденсатов и рассеянного органического вещества неогеновых отложений Северо-Восточного Сахалина по индивидуальному составу углеводородов // Тез. докл. всесоюз. конф. / М.: 1988. - С.203.

49. Коблов Э. Г., Харахинов В. В. Зональный и локальный прогноз неф-тегазоносности осадочных бассейнов Охотского моря. // Там же. -С. 26-56.

50. Коган Л. А. Количественная газовая хроматография.-М.: Химия, 1975.- 181 с.

51. Конторович А. Э., Петере К. Е., Молдован Дж. М., Андрусевич В. Е., Дейменсон Д. Дж., Стасова О. Ф., Хьюзинге Б. Дж.- Углеводороды -биомаркеры в нефтях Среднего Приобья // Геология и Геофизика.- 1991. -N 10 С. 3-34.

52. Красавченко М. И., Михновская А. А., и др. Изопреноидные углеводороды в нефтях. // Нефтехимия. 1969. т.9, N 5 - С. 651-652.

53. Курбский Г. П. Геохимия нефтей Татарии, М.: Наука, 1987. -167 с.

54. Мавринский Ю. С., Бабошина В. А., Куликов Н. В., Харахинов В. В., Терещенков А. А. Тектонические элементы дна Охотского моря // Новые данные по геологии и нефтегазоносности Сахалина. -Л.: 1979.-С.57-71.

55. Мавринский Ю. С., Тронов Ю. А., Куликов Н. В., Бабошина В. А. Акваториальные нефтегазоносные бассейны Охотоморского регио-на//Реф. инф. ВНИИЭГазпром: геология и разведка морских нефтяных месторождений. -1980. вып.2.

56. Максимов С. П., Сафонова Т. И. Изопреноидные углеводороды -дополнительный критерий в определении генетического типа нефтей. //Геология нефти и газа. 1971. -N 10 - С. 38-40.

57. Мартин Р. Л., Уинтерс Дж. К. Распределение углеводородов в составе нефти и ее генезис. // В сб.: Новые исследования в области генезиса нефти и газа. М., ЦНИИТЭ, Нефтегаз, 1961. - С.44-46.

58. Мишаков Г. С., Бабаева Н. И., Ковальчук В. С. Условия накопления неогеновых отложений Северного Сахалина. // Советская геология.-1985.-N 7.- С. 56-68.

59. Мочалов Н. И. Условия формирования залежей нефти и газа северовосточного Сахалина и шельфа: дис. канд. геол-мин. наук / МГУ. М., 1983. - 229 с.

60. Отчетный баланс запасов нефти, горючих газов и конденсатов за 1997 год (в 2 томах): Отчет о НИР/ СахилинНИПИморнефть; Шифр 14-97. -Оха, 1997, т. 1, 28 е.; т. 2, 108 с. Отв.исп. А. В. Кучин; исп. В.И.Накрохин, Т.М.Юрова и др.

61. Паркер Р. Жирные кислоты и спирты. // Органическая геохимия/Под ред. Дж. Эглинтона и Б. Дж. Мэрфи: Пер. с анг. под ред. А. И. Богомолова Л.: Недра, 1974. С. 255-270.

62. Парпарова Г. М., Неручев С. Г., Жукова А. В. и др. Катагенез и неф-тегазоносность. Л.: Недра, 1981. - 240 с.

63. Петров Ал. А. Биометки и геохимические условия образования нефтей России . // Геология нефти и газа. N 6. - 1994. - С. 13-18.

64. Петров Ал. А. Геохимическая типизация нефтей. // Геохимия. N 6. -1994.-С. 876-891.

65. Петров Ал. А. Каталитическая изомеризация углеводородов, АН СССР, М., 1960.

66. Петров Ал. А. Углеводороды нефти. М.: Наука, 1984. - 263 с.

67. Петров Ал. А. Стереохимия насыщенных углеводородов.-М.: Наука,1981.-253 с.

68. Пехк Т. И., Пустильникова С. Д., Абрютина H.H., Каюкова Г.П., Петров А. А. Спектры ЯМЗ 13С эпимерных стеранов. // Нефтехимия.1982.- т.22. С.21-29.

69. Подклетнов Н. Е. Нефти Сахалина. М.: Наука, 1967. -214 с.

70. Попович Т. А., Кавтаскина В. П. Биодеградированные нефти месторождений Сахалина и шельфа. // Там же. С. 132-137.

71. Попович Т. А., Кравченко Т. И. Генетические особенности углеводородного состава нефтей Северо-Сахалинского нефтегазоносного бассейна. // Геология нефти и газа N 1. - 1995. - С. 40-44.

72. Попович Т. А., Соболева Е. Ф., Исследование распределения нормальных и изопреноидных алканов в нефтях и конденсатах месторождения Одопту-море., М:, ВНИИЭгазпром, сб. геол., бур. и разр. нефт. и газ. местор. 1987.-вып. 1.-С.10-12.

73. Пунанова С. А , Чахмахчев В. А., Зонн М. С., Агафонова З.Г. Геохимия и перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений Западного обрамления прикаспия. // Геология нефти и газа. 1996. - № 3. - С. 37-43.

74. Пустильникова С. Д., Земскова 3. П., Арефеьев О. А., Тихомолова Т. В., Петров Ал. А. О генезисе н-парафиновых углеводородов нефти. // Происхождение нефти и газа и формирование их месторождений. М.: Недра, 1972.-С. 367-372.

75. Разумов Н.В. Подклетнов Н.Е., Невская Н.И., Брянская Э.К. Детализированное изучение состава Сахалинских нефтей. Фонды СО ВНИГРИ, 1958.

76. Разумов Н.В., Соловьев A.B. О генетических типах нефтей и условиях формирования нефтяных месторождений северо-восточного Сахалина. // Сообщение СахКНИИ. вып.5. - 1957.

77. Резников А. Н. О геохимическом превращении нефтей и конденсатов в зоне катагенеза. // Геология нефти и газа- 1967. N 5. - С.24-28.

78. Родионова К. Ф., Максимов С. Н., Шляхов А. Ф. и др. Изопреноид-ные углеводороды в органическом веществе осадочных пород. // Геология нефти и газа. 1971. N 8. - С.36-40.

79. Розанова Е. П., Кузнецов С. М. Миклофлора нефтяных месторождений.- М.: Наука, 1976. 198 с.

80. Русаков Д. Ф. Тектоническое районирование Сахалина в связи с перспективами нефтегазоносности: Автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. геол.-мин. наук,-Оха, 1973. 25 с.

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

82. Сафонова Г. И. Реликтовые структуры в углеводородах нефтей различных стратиграфических подразделений. М.: Недра, 1980. - 259 с.

83. Симакова Т. А., Колесник 3. А., Норенкова И. К. и др. Преобразование нефтей микроорганизмами. // Тр. ВНИГРИ.- Л. 1970. вып. 281. -С. 7-29.

84. Симакова Т. Л., Колесник 3. А., Стригалева Н. В., Норенкова Н.К. Шмонова Н.И., Шакс И.А. Изменение метановых и метано-нафтеновых нефтей. Тр. ВНИГРИ, Л., 1970. - вып.281. - С. 47-89.

85. Смирнов Б. А. К проблеме биохимического происхождения нафтено-парафиновых углеводородов и других классов соединений нефти. // Известия АН СССР., Сер. биол.-1969.- N4.- С. 5832-537.

86. Смирнова Л. В. Особенности изменения индивидуального состава легкокипящих фракций нефтей. Тр. ВНИГНИ. М., 1973.- вып.139. -С. 188-200.

87. Соболева Е. Ф., Попович Т. А. Химическая характеристика нефтей и конденсатов морских месторожденмй Сахалина , подготавливаемых к разработке. // Тез. докл. I всесоюз. конф. М:, 1986. - ч.1. - С. 135.

88. Соколова И. М., Абрютина Н. Н., Левшина А. М., Шепелева Т. В., Петров Ал. А. Химическая типизация нафтеновых нефтей // Нефтехимия. 1989. - т. XXIX- № 5-С. 605-609.

89. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти- М.: Мир. -1981.-501 с.

90. Тихомолова Т. В., Арефьев О. А., Забродина М. Н., Макушина В. М., Петров Ал. А. Исследование высококипящих нафтенов нефтей с помощью термического крекинга. // Нефтехимия. 1982. - т.23, N 1. - С. 31-36.

91. Условия образования и залегания нефти на северо-восточном Сахалине (II том): Отчет о НИР/ СО ВНИГРИ; рук. Н. Б. Вассоевич Шифр № 646. - Оха, 1959, - 430 с. Исп. Т. Д. Базанова, В. Ш. Брутман, Л. П. Иваныиина, В. Я. Ратнер и др.

92. Успенский В. А. Введение в геохимию нефти.-Л.: Недра, 1970. -309 С.

93. Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа. М.; Мир. - 1982. -432 с.

94. Характеристика нефтей и газов Сахалинской нефтегазоносной провинции в связи с прогнозной оценкой запасов: Отчет о НИР / СО ВНИГРИ; Оха, 1975.- 210 с. Отв. исп. Богомолова М. Н.

95. Харахинов В.В., Бабошина В.А., Терещенков A.A., Пудиков Э.Г.// Тектоника осадочных бассейнов Охотоморского региона // Обзорная информация ВНИИЭГазпром: геол. и разв. морск. нефт. и газ. местр.-1985.-вып.2.-С. 1-30.

96. Харахинов В. В., Гальцев-Безюк С. Д. Кононов В. Э., Мавринский Ю. С. Основные черты тектоники Сахалинской нефтегазоносной области // Новые данные по геологии и нефтегазоносности Сахалина.-Л.: 1979. -С.34-35.

97. Харахинов В. В., Туезов И. К., Бабошина В. А. Структура и динамика литосферы и астеносферы Охотоморского региона. М.; Национальный геофизический комитет РАН, 1996. - 337 с.

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

99. Чахмахчев А. В., Виноградова Т. Л., Агафонова 3. Г., Гордадзе Т.И., Чахмахчев В. А. Бензотиофены высокоинформативные показатели катагенеза углеводородных систем. // Геология нефти и газа. - 1995. - № 7. -С.32-37.

100. Шиманский В. К. Некоторые закономерности в составе легких метановых и ароматических углеводородов нефти. // Советская геология. -1967.-N5.-С.37-44.

101. Шиманский В. К. Некоторые принципы построения генетической классификации нефтей. // Методы изучения нефтей, природных газов, органического вещества пород и вод. Л.: 1983. С. 154-170.

102. Шляхов А. Ф. Газовая хроматография в органической геохимии.-М.: Недра, 1984. 222 с.

103. Эглинтон Д., Кальвин М. Химические ископаемые / Органическая геохимия. М., Недра, 1971. вып. 3. С. 195-217.

104. Якубсон 3. В., Тихомиров В. И., Чахмахчев В.А. Признаки гиперге-неза в нефтях Западно-Тэбукского месторождения // Геология нефти и газа. 1980. -N2. - С.47-52.

105. Ярошевич М. С., Пономарева А. Ф., Кравченко Т. И., Алексеева В. А., Алексейцева Т. А. Геохимические условия нефтеобразования в кайнозойских отложениях Сахалина. // Новые данные по геологии и неф-текгазоносности Сахалина, JL: Наука, 1979. С. 148-154.

106. Amosov G. A., Kozina T. A. Interaction of crude and water in Sakhalin oil Internat. Geol. Rev. 1966.- 9 (7). - P. 883-889.

107. Bendoraitis J. G., Broun B. L., Hepher L. S. Isoprenoid hydrocarbons in petroleum//Anal. Chem. -1962.-vol.34. P.49-53.

108. Coninan J., Boatle A., Albrecht P. Biodégradation of crudo oil in the Aquitaine Boain.- In: Advances in Organic Geo-Chemiatry. 1979,-Pergamon Press, 1980.-P. 1-17.

109. Cooper J. E., Bray E. R. A postulstet role of fatty acide in petroleum formation.-Geoohta et Cosmochim. acta, 1964, vol.27, p. 1113-1127. 120. Cooper B. S. Practical petroleum geochemistry. / Pobertson Scientific Publications, London. 1990. - 174 p.

110. Eglinton D. Hydrocarbons and fatty acids in living organixms and recent and ancient sediments, advances in Organic Geochemistry, pergamon Press& 1969.

111. Goodwin N., Park P., Rawlinson T., Crude oil biodégradation. 10th Intern. Yttt. on organic geochemistry: Programme fnd abstrs. Bergen, 1981, p.69.

112. Martin R. L., Winters J. C., Williams J. A. Distribution of n-parafins in crude oils and their implications to origin of petroleum.- Nature, 1963, vol. 199. N l.-p. 110-113.

113. Peters K. E. Guidelines for evaluating petroleum sorce rock using programmed pyrolysis. AAPG Buiietin, Vol. 70, No. 3., March, 1986, p. 318-329.

114. Peters K. E., Kontorovich A. Eh., Huizinga B. J., Moldowan J.M., Lee C.Y. Multiple oil families in the Siberian basin. AAPG Bullein, V. 78, No. 6 -1994. P. 893-909.

115. Peters K. E., Moldowan J. M. The biomarker guide. Prentice Hall, Englewood Cliffs, New Jersey 07632, 363 p.

116. Philippi G. T. On the depth, time and mechanism of origin of the heavy-to medium-gravity haphthenic crude oils. Geochim Cosmochim. Acta, vol. 41, N1.- 1977.-p. 33-52.

117. Volkman J. K., Woodhouse G. // Geochim. et cosmochim. acta. 1983. V. 47, p. 785.

118. Williams J., Hardwood R., Dow W., Winter I. Bacterea have destroged 10% of World crude// World Oil, 1972.- Vol. 174, N2.-p.28-29.