Применение методов органической геохимии при поисках нефтяных месторождений

APPLICATION OF ORGANIC GEOCHEMISTRY METHODS FOR EXPLORATION AND DEVELOPMENT OF OIL FIELDS

GORDADZE G.N.1,
GIRUTS M.V.1,
KOSHELEV V.N.1
1 National University of Oil
and Gas Gubkin University
Moscow, 119991,
Russian Federation

На конкретных примерах, заимствованных из практики авторов, показано значение методов органической геохимии (базирующейся на осадочно-миграционной гипотезе образования нефти) при проведении генетических корреляций в системах «нефть–нефть», «нефть–рассеянное органическое вещество пород». Целью исследований являются выявление нефтематеринских толщ и типизация нефтей различных регионов России, в том числе в случае нефтей, залегающих в одной и той же скважине в разновозрастных коллекторах. В частности, показано, что нефтематеринской толщей нефтей северо-востока Татарстана являются породы доманиковой толщи семилукского горизонта. Подток углеводородов из фундамента (как это утверждают сторонники абиогенного происхождения этих нефтей) отсутствует.

The importance of organic geochemistry methods (based on the sedimentary-migration hypothesis of oil formation) for genetic correlations in oil–oil, oil–extractable organic matter of rocks was shown on specific examples from authors practice. The aim of the study was to identify source rocks and genetic correlation of oils of various regions of Russia including oils from the same well deposited in the reservoirs of different ages. In particular, it was concluded that the source rocks of the northeast of Tatarstan are rocks of the Domanik strata of the Semiluksky horizon. The flow of hydrocarbons from the foundation (as claimed by supporters of the abiogenic origin of these oils) was absent.

После ухода из жизни основоположников гипотезы абиогенного синтеза углеводородов – В.Б. Порфирьева, П.Н. Кропоткина, Н.А. Кудрявцева – существенно сократилось количество дискуссий между сторонниками органической (осадочно-миграционной) и неорганической (абиогенной) концепций происхождения нефти. В 90-х гг. работы старшего поколения «неоргаников» стали постепенно забываться, а объем новых публикаций, отстаивающих эти позиции, резко уменьшился. Однако в последнее время сторонники абиогенной гипотезы происхождения нефти очень активизировались. Об этом свидетельствует регулярное проведение конференции «Кудрявцевские чтения», организованной в 2013 г. в Казани Международной конференции по абиогенному синтезу углеводородов нефти, конференции по нефтегазоносности фундамента и т.д.
Сегодня, благодаря развитию инструментальных методов анализа и установления строения химических соединений, наши знания в области идентификации новых высокомолекулярных углеводородов-биомаркеров и других углеводородов на молекулярном уровне существенно обогатились. Современные данные об углеводородном составе нефти на молекулярном уровне свидетельствуют о том, что эти углеводороды никак не могли образоваться абиогенным путем. Они образовались из эукариотов (грибы, растения, животные) и прокариотов (бактерии и археи) [1 – 9].
Только на основании закономерностей распределения углеводородов на молекулярном уровне можно получить наиболее достоверную информацию о природе органического вещества (ОВ) нефти и уточнить представления о процессах нефтеобразования. Они служат основой для прогнозирования состава нефтей новых территорий и геологических комплексов.
На наш взгляд, чтобы корректно использовать данные по распределению углеводородов на молекулярном уровне в нефтях и рассеянном ОВ пород, необходимо знание стереохимии и относительной термодинамической устойчивости углеводородов различного типа строения, того, в каких реакциях они участвуют и т.д. Эти вопросы изучает дисциплина «Химия нефти». Кроме того, специалисты, работающие в области нефтегазопоисковой геохимии, должны быть хорошо знакомы с недавно (в середине 60-х гг. прошлого столетия) оформившейся в самостоятельную научную дисциплину органической геохимией углеводородов. Современные достижения этого самостоятельного научного направления позволяют проводить:
– корреляцию в системах «нефть–нефть», «нефть–РОВ», «нефть–кероген» (потенциальные производящие породы – источники);
– определение типа исходного ОВ: морской, континентальный, прибрежно-морской, лагунный и т.д.;
– определение степени катагенеза (созревания): керогена, нефти, битумоида. Эволюция ОВ в конкретных бассейнах осадконакопления;
– определение фациальной обстановки в диагенезе: карбонатные или терригенные породы, степень солености вод в данном бассейне, окислительная или восстановительные обстановка и пр.;
– определение интенсивности микробиологической трансформации ОВ в диагенезе, генерацию этим путем новых углеводородов;
– определение степени и масштабов микробиологического изменения нефти в залежах (биодеградация);
– определение геологического возраста нефти, вернее, геологического возраста образующего ее органического вещества;
– определение путей и интенсивности процессов первичной и вторичной миграции нефти.
Иными словами, без знания того, из каких углеводородов состоит нефть на молекулярной уровне, и того, какую геохимическую информацию можно получить на основе закономерностей их распределения, невозможно осуществлять эффективные поиск, разведку и разработку нефтяных месторождений.
К сожалению, со сторонниками абиогенной гипотезы происхождения нефти и поиском нефтяных месторождений на этой основе занимаются геологи, физики, математики, которые являются профессионалами в своих областях, но мало знакомы с углеводородным составом нефтей на молекулярном уровне. Представленная работа не ставит своей задачей критиковать сторонников гипотезы абиогенного синтеза нефтяных углеводородов. Отметим лишь то, что нижеперечисленные углеводороды (рис. 1), которые находятся во всех нефтях, никак не могли образоваться абиогенным путем. Кроме того, в нефтях далеко не все углеводороды находятся в термодинамически равновесных концентрациях, как утверждают сторонники абиогенной гипотезы происхождения нефти [10]. Нужно также заметить и то, что в литературе на сегодняшний день отсутствуют экспериментальные данные по моделированию процессов образования нефтяных углеводородов абиогенным путем.
По существу, любые закономерности распределения углеводородов-биомаркеров в различных геологических объектах являются характерным для них «отпечатком пальцев».
Ниже, на некоторых примерах, мы продемонстрируем, как методы органической геохимии, закономерности распределения нефтяных углеводородов и их соотношений, приведенных на рис. 1, могут быть незаменимы при проведении типизации нефтей различных нефтегазоносных районов, установлении генетического сходства или различия нефтей одного месторождения и даже отобранных из одной скважины многопластового месторождения. Как правило, решить подобные задачи другими геологическими или геофизическими методами или очень трудно, или вовсе невозможно.

Одним из примеров использования закономерностей распределения углеводородов-биомаркеров в нефтях и рассеянном ОВ пород в целях поиска нефтематеринских толщ приведем выявление происхождения нефтей северо-востока Республики Татарстан (рис. 2 – 4) [11]. На основании исследований углеводородного состава (н-алканов и изопренанов, стеранов, терпанов и др.) ОВ осадочных пород, кристаллического фундамента и нефтей методами капиллярной газо-жидкостной хроматографии и хроматомасс-спектрометрии мы пришли к следующим выводам:
1. Близость состава углеводородов-биомаркеров в нефтях северо-восточной части Татарстана заставляет предположить существование их единого источника (рис. 2).
2. Таковым источником могла быть, вероятнее всего, семилукская (доманиковая) толща, которая по своим нефтематеринским возможностям намного превосходит другие толщи палеозоя района (рис. 3). Об этом говорит сопоставление биомаркерных параметров нефтей и ОВ пород.

3. Отсутствие подтока углеводородов из фундамента в осадочную толщу палеозоя северо-востока Татарстана сильное. Об этом свидетельствует различие между стерановыми и терпановыми параметрами ОВ фундамента и протерозоя — с одной стороны, и нефтей вышележащих отложений девона и карбона — с другой. Кроме того, по таксонометрическому показателю регулярных стеранов С28/С29 ОВ кристаллического фундамента моложе (0,8 – соответствует юре-триасу), чем ОВ семилукского горизонта (0,4 – соответствует девону) (рис. 4).
В качестве другого примера приведем результаты исследования закономерностей распределения углеводородов-биомаркеров (н-алканов, изопренанов, стеранов, терпанов и др.) нефтей, отобранных на разных площадях Самарской области. Здесь нами было выделено три геохимических группы нефтей: а) нефти «наддоманикового» геохимического типа, б) нефти «поддоманикового» геохимического типа, в) нефти «смешанного» геохимического типа. Выделяются также всего два генетических типа нефтей: 1) «доманиковый» генотип (соответствующий «наддоманиковому» морскому геохимическому типу), 2) «девонский терригенный» генотип (соответствующий «поддоманиковому» прибрежно-морскому геохимическому типу) [12].
Приведем также пример, касающийся знакомой всем нефтяникам баженовской свиты Западной Сибири. Несмотря на то что отложения баженовской свиты изучены довольно подробно с разных позиций и различными методами (Барташевич О.В., Вебер В.В., Гусева А.Н., Конторович А.Э., Ларичев А.И., Лопа-тинН.В., Меленевский В.Н., Неручев С.Г., Петров А.А., Соколов Б.А., Чахмахчев В.А. и др.), до сих пор не существует единого мнения о происхождении этих нефтей.
Большинство исследователей предполагает, что нефть, залегающая в этих отложениях, образовалась за счет собственного ОВ. Так, согласно А.Э. Конторовичу, баженовские глины являются мощным генератором нефтей и углеводородных газов, и не только для самой баженовской свиты, но в ряде мест и для ниже- и вышележащих залежей [13]. По мнению О.В. Барташевича [14, 15], залежи нефти в отложениях баженовской свиты сформировались в результате первичной миграции. Там, где битумоидная часть ОВ носит «нефтяной характер», но не обеднена низкомолекулярными алканами и цикланами, интерпретируются как результат первичной миграции (эмиграции), а следовательно, как эффект сингенетичного нефтеобразования. Эти площади и рассматриваются как наиболее перспективные для формирования скоплений.
Наши исследования [16—18] на примере пород баженовской свиты и нефти скв. № 554 Салымского месторождения подтвердили предположение О.В. Барташевича с тем отличием, что не вся порода участвует в образовании нефти, а лишь ее часть, наиболее близко залегающая к нефти.
С этой целью было изучено распределение н-алканов и высокомолекулярных биомаркеров в битумоидах и распределение ароматических углеводородов состава C8 в продуктах термолиза дебитуминизированных пород (керогена).
На рис. 5 показано распределение аренов состава C8 в продуктах термолиза дебитуминизированных пород и нефти скважины 554 Салымского месторождения, на рис. 6 – соотношение степени созревания ОВ по стеранам, тритерпанам и аренам состава C8.
По распределению аренов состава C8 мы пришли к следующим выводам:
– Относительная концентрация этилбензола свидетельствует о морском генезисе и варьирует в пределах 15,1 – 24,2 % [16] , причем наиболее близки к нефти продукты термолиза пород, залегающих на глубине 2733,8 – 2736,7 м и 2736 – 2739 м (образцы 3 и 4).
– Наблюдается тенденция приближения к равновесной смеси относительной концентрации орто-ксилола и мета-ксилола. Видно, что их относительные концентрации также близки в нефти и продуктах термолиза образцов 3 и 4.
– Относительная концентрация пара-ксилола в продуктах термолиза и в нефти практически одинаковая (рис. 5).
– По соотношению (мета-+пара-ксилол)/орто-ксилол (коэффициент степени зрелости) [16] также наиболее близки продукты термолиза образцов 3 и 4 к нефти.
Аналогичные выводы можно сделать и на основании распределения стеранов и тритерпанов в битумоидах тех же пород и нефти (рис. 6).
Распределение стеранов С27:C28:C29 и отношение пристан/фитан свидетельствуют о том, что и битумоиды, и нефти относятся к морскому фациально-генетическому типу. Однако по степени преобразованности ОВ битумоиды резко отличаются друг от друга, несмотря на их довольно близкое залегание между собой. Согласно значениям К1зр. и отношениям Ts/Tm, наиболее зрелыми являются битумоиды пород 3 и 4 и в отличие от битумоидов образцов пород 1 и 2 они наиболее близки к нефти. В принципе, такую близость этих коэффициентов в битумоидах пород 3 и 4 и в нефти можно было бы объяснить и влиянием близко залегающей нефти, но когда такая же закономерность наблюдается и по распределению аренов состава C8, образованных в результате термолиза дебитуминизированных пород, можно однозначно заключить об участии в нефтеобразовании именно этих пород.
Интересно отметить, что к аналогичному выводу можно прийти и на основании распределения н-алканов в битумоидах и нефти (рис. 7). Здесь видно подобное бимодальное распределение н-алканов в битумоидах образцов пород 2, 3, 4 и в нефти.
Таким образом, на основании изучения распределения аренов состава C8 в продуктах термолиза дебитуминизированных пород и биомаркеров в битумоидах и нефти можно заключить, что в образовании нефти скв. № 554 Салымского месторождения принимала участие не вся порода баженовской свиты.
Вопросы выявления нефтематеринских толщ и типизации нефтей, безусловно, очень важны при поисках и разведке нефтей. Однако довольно часто встречаются такие случаи, когда в одной и той же скважине залегают нефти в разновозрастных коллекторах. В этом случае, с точки зрения поиска и разработки нефти, важно установить: одними и теми же нефтематеринскими толщами генерированы эти нефти или разными. Как показали наши исследования, эти нефти могут быть генерированы как одной, так и разными нефтематеринскими толщами. Значение методов органической геохимии при решении таких вопросов переоценить трудно. Доказать это можно только на основании исследования закономерностей распределения углеводородов на молекулярном уровне как в нефтях, так и в органическом веществе возможных нефтематеринских толщ. Далее мы приведем несколько примеров подобных исследований.
В качестве первого примера приведем исследование по выяснению генезиса нефтей Паханческой площади, скв. № 1, залегающих в отложениях перми и силура. Из этой скважины были отобраны нефть из интервала испытания 2223 – 2273 м, залегающая в отложениях перми, а также нефть с глубины 4268 – 4334 м – из отложений силура. Кроме того, были отобраны породы разного возраста: D3f vt+src+dm (3921,35 – 3943,62 м); S2p (4062,7 м); S2ld (4075,87м); S1w (4327,52 – 4396,88 м). На основании комплексного геохимического изучения (химико-битуминологическая характеристика пород, исследование индивидуального и группового состава нефтей и ОВ) ОВ пород девонских (доманик) и силурийских отложений и нефтей, залегающих в перми и силуре, было показано, что (рис. 8, 9):
– нефти Паханческой площади, скв. № 1, залегающие в отложениях перми (интервал испытания 2223 – 2273м) и силура (интервал испытания 4268 – 4334 м), генерированы разными нефтематеринскими толщами;
– в образовании нефтей Паханческой площади, скв. № 1, залегающих в отложениях перми и силура, не принимало участие РОВ пород доманиковых формаций – D3f vt+src+dm;
– в генерации нефти, залегающей в отложениях силура Паханческой площади, скв. № 1 нельзя исключить роль ОВ силурийских отложений, несмотря на их плохие нефтематеринские возможности.
В качестве второго примера установления генетического сходства или различия нефтей, залегающих в одной и той же скважине на разных глубинах, являются нефти Восточно-Сарутаюского месторождения той же Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Нефть, залегающая в отложениях перми, отобранная из пласта с интервалом испытания 1900 – 2100 м, имела низкую плотность, а нефти, залегающие в отложениях девона на глубине 4526,4 – 4562 м и 4561 – 4661 м, имели плотность значительно выше. Логичным было предположить, что нефть, залегающая в пермских отложениях, мигрировала из девонских, что привело к облегчению ее углеводородного состава.
Однако на основании исследования закономерностей распределения алифатических и алициклических углеводородов-биомаркеров мы нашли, что эти нефти не имеют генетического родства и что миграции из девонских отложений в пермские не было. Одним из критериев генетического различия пермских и девонских нефтей являлся найденный нами новый гомологический ряд гомодиагопанов С31 – С35 [19].
Еще одним примером являются нефти месторождения «Медынское-море», расположенного на одной из линейно вытянутых структур морского продолжения Медынского вала Варандей-Адзьвинской зоны. Медынская структура представляет собой блоковое поднятие амплитудой более 1000 м. Мезозойские (триасовые, юрские и меловые) и палеозойские (верхнедевонские, каменноугольные и пермские) отложения там были вскрыты скв. № 1 [20].
Для исследования были отобраны пробы нефтей из каменноугольных (С2m–С1s, 1185 – 1300 м и С1, 1352 – 1450 м) и девонских (D3f, 2364 – 2394 м) пластов и образцы пород из каменноугольных (С1t, 1715,5 – 1717,5 м) и девонских (D3f, D3fm, 1739,8 – 2250,2 м) отложений. Исследователей удивил тот факт, что нефти, залегающие в каменноугольных отложениях, имеют плотность значительно выше, чем нефти, залегающие глубже, в девонских отложениях.
Нами, на основании изучения распределения УВ на молекулярном уровне и группового состава нефтей и РОВ пород, установлено, что:
– в образовании каменноугольных нефтей месторождения «Медынское-море» (C2m-C1s, 1185 – 1300 м и С1, 1352 – 1450 м) принимало участие РОВ пород как каменноугольных, так и фаменских отложений;
– РОВ пород каменноугольных и фаменских отложений близко между собой и резко отличается от РОВ пород франского яруса;
– нефти каменноугольных и франских отложений имеют разное происхождение;
– нефть франского яруса (D3f, 2364 – 2394 м) генерирована РОВ пород более глубоких горизонтов.
Еще одним интересным примером использования закономерностей распределения нефтяных углеводородов является исследование нижнембрийских пород-коллекторов Восточной Сибири, где мы показали, что они являются одновременно и нефтематеринскими толщами [21]. К такому выводу мы пришли на основании комплексного детального изучения литологии, петрофизики и закономерностей распределения углеводородов-биомаркеров (н-алканов, изопренанов, стеранов, терпанов) и углеводородов алмазоподобного строения в растворимом органическом веществе (экстрактах) и продуктах термолиза нерастворимого органического вещества (керогена). Как показали наши исследования, кероген, в основном, представлял собой циано-бактериальные образования, находящиеся в пустотном пространстве коллекторов. Дополнительным подтверждением того, что коллектор является нефтематеринской толщей, считается близкое распределение углеводородного состава на молекулярном уровне в нефтях, отобранных из тех же отложений. Полученные результаты свидетельствуют о пересмотре представлений о нефтематеринских толщах юга Сибирской платформы и тем самым расширяют возможности поиска и разведки новых нефтяных месторождений.
В настоящее время, когда запасы нефти легкой и средней плотности истощаются, большая роль придается вопросам поиска и разведки месторождений нетрадиционных источников углеводородного сырья (мальтов, асфальтов и асфальтитов). Тем более, что эти объекты имеют геологические запасы, в несколько раз превышающие запасы нефтей. В этой связи несомненный интерес ученых представляет выявление источников месторождений асфальтитов – одной из групп твердых природных битумов, производных нефти, образующихся в результате ее изменений на поверхности земли или на небольших глубинах.
Одним из интересных представителей залежей асфальтитов является асфальтит Ивановского месторождения Оренбургской области (залегающей в пермских отложениях на глубине 400 м), которое расположено на юго-восточном склоне Русской платформы в пределах малокиленской системы прогибов. В этом асфальтите содержится около 69 % асфальтенов, 18 % масел и 13 % смол [22]. Запасы асфальтита Ивановского месторождения оценены в 10 млн т.
Нами, на основании изучения углеводородов-биомаркеров (н-алканов, изопренанов, стеранов и терпанов) в масляной фракции и в продуктах мягкого термолиза асфальтенов асфальтита Ивановского месторождения Оренбургской области, убедительно показано, что асфальтит генерирован в карбонатных толщах, сугубо восстановительных, морских условиях. Причем несмотря на то, что асфальтит залегает в пермских отложениях, он находится во вторичном залегании и его источником являются отложения девона-ордовика [23].
В заключение приведем один интересный пример, касающийся происхождения нефти биогенным путем. В нашей стране есть удивительное и уникальное место – природная лаборатория микроорганизмов, которая находится в кальдере вулкана Узон (Кроноцкий заповедник, Камчатка). Здесь наблюдаются нефтепроявления, изучению которых посвящены многие работы [24—31]. Ученые полагают, что кальдера вулкана Узон представляет собой уникальную природную лабораторию современного образования нефти, возраст которой не превышает 50 лет. Первоначально предполагалось, что нефть Узона образовалась за счет абиогенного синтеза, а позднее, что она образовалась за счет переработки нескольких источников органического вещества, включая липиды высшей наземной растительности и простейшие водоросли [25].
Нами, на относительно небольшой нефтяной площадке кальдеры были отобраны образцы грунтов, залегающих при разных температурах – от 35 до 65 °С. Методом высокопроизводительного секвенирования 16S рРНК выявлены два типа микробных сообществ. Как показали наши исследования, по закономерностям распределения УВ-биомаркеров (н-алканов, изопренанов, н-алкилциклогексанов, стеранов и терпанов), как в растворимой, так и продуктах термолиза нерастворимой части ОВ пород, выделены четыре типа слабопреобразованного ОВ и показана их непосредственная связь с найденным прокариотным разнообразием [32, 33].
Таким образом, как видно из приведенных выше примеров, эффективные поиск, разведка и разработка нефтяных месторождений невозможны без применения методов органической геохимии углеводородов и изучения закономерностей их распределения на молекулярном уровне в нефтях, конденсатах и рассеянном органическом веществе пород. В основе же органической геохимии лежит органическая или осадочно-миграционная гипотеза происхождения нефти.

Литература

1. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. М.: Мир, 1981. 501 с.
2. Хант Дж.М. Геохимия и геология нефти и газа. М.: Мир, 1982.
3. Петров А.А. Углеводороды нефти. М.: Наука, 1984. 260 с.
4. Waples D.W., Machihara T. Biomarkers for geologist. A practical guide to the application of ster‡nes and triterpanes in petroleum geology // AAPG Methods in Exploration Series 9. Tulsa, Oklahoma: American Association of Petroleum Geologists, 1991. 91 p.
5. Гордадзе Г.Н. Термолиз органического вещества в нефтегазопоисковой геохимии. М.: ИГиРГИ, 2002. 336 с.
6. Конторович А.Э. Очерки теории нафтидогенеза (избранные статьи) / научн. ред. д-р геол.-мин. наук С.Г. Неручев. Новосибирск: изд-во СО РАН, филиал «Гео», 2004. 545 с.
7. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. The Biomarker Guide, 2nd Edition. V.I. Biomarkers and Isotopes in the Environment and Human History. Cambridge University Press. 2005. 471 p; V. II. Biomarkers and Isotopes in Petroleum Exploration and Earth History. Cambridge University Press, Cambridge. 2005. 679 p.
8. Гордадзе Г.Н. Углеводороды в нефтяной геоxимии. Теория и практика. М.: Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015. 559 с.
9. Нефтематеринские формации, нефти и газы докембрия и нижнего-среднего кембрия Сибирской платформы / Т.К. Баженова, М.В. Дахнова, Т.П. Жеглова / Под ред. д-ра
г.-м. н. А.И. Варламова; канд. г.-м. н. А.П. Афанасенкова. М.: ВНИГНИ, 2014. 128 с.
10. Тихомолова Т.В., Гордадзе Г.Н. О равновесии углеводородов в нефтях и температурах их образования // Геология нефти и газа. 1971. № 8. С. 48–49.
11. Гордадзе Г.Н., Тихомиров В.И. Об источниках нефтей на северо-востоке Татарстана // Нефтехимия, 2007. Т. 47. № 6.
С. 422–431.
12. Романов А.Г., Морозов О.Н., Гируц М.В., Тихомиров В.И., Гордадзе Г.Н. Типизация нефтей Самарской области по углеводородам-биомаркерам // Нефтехимия. 2010. Т. 50. № 6.
С. 424-430.
13. Конторович А.Э., Стасова О.Ф. Геохимия юрских и палеозойских нефтей юго-восточных районов Западно-Сибирской плиты и их генезис // Проблемы геологии и нефтегазоносности доюрских отложений Западно-Сибирской плиты. Тр. СНИИГГиМС, вып. 255. Новосибирск, 1977. С. 46–62.
14. Барташевич О.В. Нефтегазопоисковая битуминология. М.: Недра, 1984. 244 с.
15. Барташевич О.В., Зорькин Л.М., Зубайраев С.Л. Геохимические методы поисков нефтяных и газовых месторождений / под ред. Л.М. Зорькина, Н.В. Лопатина. М.: Недра, 1980. 300 с.
16. Гордадзе Г.Н., Матвеева И.А. Сравнительная информативность геохимических показателей по аренам состава C8
и высокомолекулярным биомаркерам // Геология нефти и газа. 1995. № 1. С.35–39.
17. Гордадзе Г.Н., Зонн М.С. Новая геохимическая информация, получаемая на основе термолиза дебитуминизированных пород и ее использование при корреляции в системе «материнская порода–нефть» // Материалы II Международной конференции «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа». Москва, МГУ, 1998.
18. Гордадзе Г.Н., Соломатина И.П. Термолиз дебитуминизированных пород как метод исследования нефтематеринских толщ // Геология нефти и газа. 1994. № 8. С. 41–48.
19. Гордадзе Г.Н., Гируц М.В., Гордадзе Т.И., Русинова Г.В.
О генезисе диагопана и его гомологов в нефтях // Нефтехимия. 2005. Т.45. № 2. С. 83–89.
20. Гордадзе Г.Н., Дзюбло А.Д., Зонн М.С., Матвеева И.А. Геохимическая корреляция органического вещества пород и нефтей месторождения «Медынское море» // Материалы III научно-технической конференции, посвященной 70-летию Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». Москва, 2000.
21. Гордадзе Г.Н., Гируц М.В., Пошибаева А.Р., Постникова О.В., Пошибаев В.В., Антипова О.А., Рудаковская С.Ю., Кошелев В.Н, Мартынов В.Г. Карбонатные коллекторы как нефтематеринские толщи // Журнал Сибирского федерального университета. 2018. № 11 (4). С. 575–592.
22. Антипенко В.Р., Гончаров И.В. Состав масляной фракции асфальтита Ивановского месторождения Оренбургской области // Нефтехимия. 2011. Т. 51. № 5. С. 330–336.
23. Gordadze G., Kerimov V., Giruts M., Poshibaeva A., Koshelev V. Genesis of the asphaltite of the Ivanovskoe field in the Orenburg region, Russia // Fuel. V. 216. P. 835–842.
24. Коноплевa И.В., Власовa Л.Н., Немченковa Т.Н. Исследование генезиса нефтей Восточной Камчатки по углеводородам-биомаркерам // Геохимия. 2018. № 7. С. 709–717.
25. Bazhenova O.K., Arefiev O.A., Frolov E.V. Oil of the volcano Uzon caldera, Kamchatka // Org. Geochem. 1998. V. 29. No 1–3. P. 421–428.
26. Галимов Э.М., Севастьянов В.С., Карпов Г.А., Камалеева А.И., Кузнецова О.В., Коноплева И.В., Власова Л.Н. Углеводороды из вулканического района. Нефтепроявления
в кальдере вулкана Узон на Камчатке // Геохимия. 2015. № 12. C. 1059–1068.
27. Конторович А.Э., Бортникова С.Б., Карпов Г.А., Каширцев В.А., Костырева Е.А., Фомин А.Н. Кальдера вулкана Узон (Камчатка) – уникальная природная лаборатория современного нафтидогенеза // Геология и геофизика. 2011. Т. 52. № 8. C. 986–990.
28. Варфоломеев С.Д., Карпов Г.А., Синал Г.А., Ломакин С.М., Николаев Е.Н. Самая молодая нефть земли // ДАН. 2011. Т. 438. № 3. C. 345—347.
29. Добрецов Н.Л., Лазарева Е.В., Жмодик С.М., Брянская А.В., Морозова В.В., Тикунова Н.В., Пельтек С.Е., Карпов Г.А., Таран О.П., Огородникова О.Л., Кириченко И.С., Розанов А.С., Бабкин И.В., Шуваева О.В., Чебыкин Е.П. Геологические, гидрогеохимические и микробиологические особенности нефтяной площадки кальдеры Узон (Камчатка) // Геология
и геофизика. 2015. Т. 56. № 1–2. C. 56–88.
30. Simoneit B.R.T., Deamer D.W., Kompanichenko V. Characterization of hydrothermally generated oil from the Uzon caldera, Kamchatka // Appl. Geochem. 2009. V. 24. No 2. P. 303–309.
31. Mardanov A.V., Gumerov V.M., Beletsky A.V., Perevalova A.A., Karpov G.A., Bonch-Osmolovskaya E.A., Ravin N.V. Uncultured archaea dominate in the thermal groundwater of Uzon Caldera, Kamchatka // Extremophiles. 2011. V. 15. P. 365–372.
32. Пошибаева А.Р., Гируц М.В., Гаянова А.А., Перевалова А.А., Бонч-Осмоловская Е.А., Гордадзе Г.Н. Прокариоты как источник нефтяных углеводородов кальдеры вулкана Узон // 2-й Российский микробиологический конгресс. Саранск. 23–27.10. 2019. С. 135–136.
33. Пошибаева А.Р., Гируц М.В., Гаянова А.А., Перевалова А.А., Гордадзе Г.Н. Закономерности распределения углеводородов-биомаркеров в грунтах разных участков Нефтяной площадки кальдеры вулкана Узон (Камчатка) // Материалы Всероссийской научной конференции «Геохимия нефти и газа, нефтематеринских пород, угля и горючих сланцев. 14–16.10.2019. Сыктывкар: ИГ Коми НЦ УрО РАН. С. 86.

References

1. Tisso B., Vel'te D. Obrazovaniye i rasprostraneniye nefti [Education and distribution of oil]. Moscow, Mir Publ., 1981. 501 p. (In Russian).
2. Khant Dzh.M. Geokhimiya i geologiya nefti i gaza [Geochemistry and geology of oil and gas]. Moscow Mir Publ., 1982,
706 p. (In Russian).
3. Petrov A.A. Uglevodorody nefti [Oil`s hydrocarbon]. Moscow, «Nauka» Publ., 1984, 260 p. (in Russian).
4. Waples D.W., Machihara T. Biomarkers for geologist. A practical guide to the application of ster‡nes and triterpanes in petroleum geology. AAPG Methods in Exploration Series 9. Tulsa, Oklahoma: American Association of Petroleum Geologists, 1991,
91 p.(In English).
5. Gordadze G.N. Termoliz organicheskogo veshchestva v neftegazopoiskovoy geokhimii [Thermolysis of organic matter in petroleum exploration geochemistry]. Moscow IGiRGI Publ., 2002, 336p. (In Russian).
6. Kontorovich A.E. Ocherki teorii naftidogeneza (izbrannyye stat'i) [Essays on the theory of naftidogenesis (selected articles)]. Novosibirsk, SO RAN P filial «Geo» Publ., 2004, 545 p. (in Russian).
7. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. The Biomarker Guide, 2nd Edition. V.I. Biomarkers and Isotopes in the Environment and Human History. Cambridge University Press Publ., 2005, 471 p. V. II. Biomarkers and Isotopes in Petroleum Exploration and Earth History. Cambridge University Press Publ., Cambridge, 2005, 679 p. (in English).
8. Gordadze G.N. Uglevodorody v neftyanoy geoximii. Teoriya i praktika [Hydrocarbons in petroleum chemistry. Theory and practice], Moscow, «Rossiyskiy gosudarstvennyy universitet nefti i gaza imeni I.M. Gubkina» Publ., 2015, 559 p. (In Russian).
9. Bazhenova T.K., Dakhnova M.V., Zheglova T.P., Varlamov A.I., Afanasenkov A.P. Neftematerinskiye formatsii, nefti i gazy dokembriya i nizhnego-srednego kembriya Sibirskoy platformy [Oil-source formations, oil and gases of Precambrian and Lower-Middle Cambrian of the Siberian Platform], Moscow, «VNIGNI» Publ., 2014, 128 p. (In Russian).
10. Tikhomolova T.V., Gordadze G.N. O ravnovesii uglevodorodov v neftyakh i temperaturakh ikh obrazovaniya [On the equilibrium of hydrocarbons in oils and the temperatures of their formation]. Geologiya nefti i gaza [Geology of oil and gas], 1971, no.8, pp. 48–49. (In Russian).
11. Gordadze G.N., Tikhomirov V.I. Ob istochnikakh neftey na severo-vostoke Tatarstana [About oil sources in the north-east of Tatarstan], Neftekhimiya [Petrochemistry], 2007, Vol. 47, no.6. pp. 422–431. (In Russian).
12. Romanov A.G., Morozov O.N., Giruts M.V., Tikhomirov V.I., Gordadze G.N. Tipizatsiya neftey Samarskoy oblasti po uglevodorodam-biomarkeram [Typing of oils in the Samara region by hydrocarbon biomarkers], Neftekhimiya [Petrochemistry], 2010, Vol. 50, no.6, pp. 424-430. (In Russian).
13. Kontorovich A.E., Stasova O.F. [Geochemistry of Jurassic and Paleozoic oils of the southeastern regions of the West Siberian Plate and their genesis] Trudy SNIIGGiMS, vol.255. Problemy geologii i neftegazonosnosti doyurskikh otlozheniy Zapadno-Sibirskoy plity [Vol. 255 SNIIGGiMS. Problems of geology and oil and gas potential of the pre-Jurassic deposits of the West Siberian Plate]. Novosibirsk, 1977, pp. 46–62. (In Russian).
14. Bartashevich O.V. Neftegazopoiskovaya bituminologiya [Oil and gas prospecting bituminology], Moscow, Nedra Publ., 1984, 244 p. (In Russian).
15. Bartashevich O.V., Zor'kin L.M., Zubayrayev S.L. Geokhimicheskiye metody poiskov neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy [Geochemical methods of prospecting for oil and gas fields], Moscow, Nedra Publ., 1980, 300 p. (In Russian).
16. Gordadze G.N., Matveyeva I.A. Sravnitel'naya informativnost' geokhimicheskikh pokazateley po arenam sostava C8 i vysokomolekulyarnym biomarkeram [Comparative informativeness of geochemical indicators for arenas of composition C8 and high molecular weight biomarkers]. Geologiya nefti i gaza [Geology of oil and gas], 1995, no. 1, pp. 35–39. (In Russian).
17. Gordadze G.N., Zonn M.S. [New geochemical information obtained on the basis of thermolysis of debituminated rocks and its use for correlation in the parent-oil system]. Materialy II Mezhdunarodnoy konferentsii «Novyye idei v geologii i geokhimii nefti i gaza» [Proc. of the II International Conference “New Ideas in the Geology and Geochemistry of Oil and Gas”]. Moskva, MGU, 1998. (In Russian).
18. Gordadze G.N., Solomatina I.P. Termoliz debituminizirovannykh porod kak metod issledovaniya neftematerinskikh tolshch [Thermolysis of debituminized rocks as a method for studying oil source strata], Geologiya nefti i gaza [Geology of oil and gas], 1994, no. 8 pp. S. 41–48. (In Russian).
19. Gordadze G.N., Giruts M.V., Gordadze T.I., Rusinova G.V. O genezise diagopana i yego gomologov v neftyakh [On the genesis of diagopan and its homologs in oils], Neftekhimiya [Petrochemistry], 2005, Vol. 45, no.2, pp. 83–89. (In Russian).
20. Gordadze G.N., Dzyublo A.D., Zonn M.S., Matveyeva I.A. [Geochemical correlation of the organic matter of rocks and oils of the Medinskoye Sea deposit]. Materialy III nauchno-tekhnicheskoy konferentsii, posvyashchennoy 70-letiyu Rossiyskogo gosudarstvennogo universiteta nefti i gaza im. I.M. Gubkina «Aktual'nyye problemy sostoyaniya i razvitiya neftegazovogo kompleksa Rossii» [Proc. of the III scientific and technical conference dedicated to the 70th anniversary of the Russian State University of Oil and Gas named after I.M.Gubkin «Actual problems of the state and development of the oil and gas complex of Russia.»], Moscow, 2000.
21. Gordadze G.N., Giruts M.V., Poshibayeva A.R., Postnikova O.V., Poshibayev V.V., Antipova O.A., Rudakovskaya S.Yu., Koshelev V.N, Martynov V.G. Karbonatnyye kollektory kak neftematerinskiye tolshchi [Carbonate reservoirs as oil source strata], Zhurnal Sibirskogo federal'nogo universiteta [Journal of the Siberian Federal University], 2018, no.11 (4), pp. 575–592. (In Russian).
22. Antipenko V.R., Goncharov I.V. Sostav maslyanoy fraktsii asfal'tita Ivanovskogo mestorozhdeniya Orenburgskoy oblasti [The composition of the oil fraction of asphaltite of the Ivanovo field of the Orenburg region], Neftekhimiya [Petrochemistry], 2011, Vol. 51, no. 5, pp. 330–336 (In Russian).
23. Gordadze G., Kerimov V., Giruts M., Poshibaeva A., Koshelev V. Genesis of the asphaltite of the Ivanovskoe field in the Orenburg region, Russia «Fuel» Publ., Vol. 216, P. 835–842. (In English).
24. Konopleva I.V., Vlasova L.N., Nemchenkova T.N. Issledovaniye genezisa neftey Vostochnoy Kamchatki po uglevodorodam-biomarkeram [Research on the genesis of oils in Eastern Kamchatka by hydrocarbon biomarkers]. Geokhimiya [Geochemistry], 2018, no. 7, pp. 709–717. (In Russian).
25. Bazhenova O.K., Arefi ev O.A., Frolov E.V.Oil of the volcano Uzon caldera, Kamchatka Org. Geochem. 1998. V. 29, no 1–3,
pp. 421–428. (In English).
26. Galimov E.M., Sevast'yanov V.S., Karpov G.A., Kamaleyeva A.I., Kuznetsova O.V., Konopleva I.V., Vlasova L.N. Uglevodorody iz vulkanicheskogo rayona. Nefteproyavleniya v kal'dere vulkana Uzon na Kamchatke [Hydrocarbons from the volcanic region. Oil occurrences in the caldera of Uzon volcano in Kamchatka]. Geokhimiya [Geochemistry], 2015, no.12, pp. 1059–1068. (In Russian).
27. Kontorovich A.E., Bortnikova S.B., Karpov G.A., Kashirtsev V.A., Kostyreva Ye.A., Fomin A.N. Kal'dera vulkana Uzon (Kamchatka) – unikal'naya prirodnaya laboratoriya sovremennogo naftidogeneza [Caldera of Uzon volcano (Kamchatka) - a unique natural laboratory of modern naftidogenesis]. Geologiya i geofizika [Geology and Geophysics], 2011, V. 52, no.8. pp. 986–990. (In Russian).
28. Varfolomeyev S.D., Karpov G.A., Sinal G.A., Lomakin S.M., Nikolayev Ye.N. Samaya molodaya neft' zemli [The youngest oil of the earth]. DAN [DAN], 2011, V. 438, no. 3, pp. 345–347. (In Russian).
29. Dobretsov N.L., Lazareva Ye.V., Zhmodik S.M., Bryanskaya A.V., Morozova V.V., Tikunova N.V., Pel'tek S.Ye., Karpov G.A., Taran O.P., Ogorodnikova O.L., Kirichenko I.S., Rozanov A.S., Babkin I.V., Shuvayeva O.V., Chebykin Ye.P. Geologicheskiye, gidrogeokhimicheskiye i mikrobiologicheskiye osobennosti neftyanoy ploshchadki kal'dery Uzon (Kamchatka) [Characterization of hydrothermally generated oil from the Uzon caldera, Kamchatka]. Geoloigya i geofizika [Geology and Geophysics], 2015, V. 56, no. 1–2,
pp. 56–88. (In Russian).
30. Simoneit B.R.T., Deamer D.W., Kompanichenko V. Characterization of hydrothermally generated oil from the Uzon caldera, Kamchatka. Appl. Geochem. 2009. V. 24, no 2, pp. 303–309. (In English).
31. Mardanov A.V., Gumerov V.M., Beletsky A.V., Perevalova A.A., Karpov G.A., Bonch-Osmolovskaya E.A., Ravin N.V. Uncultured archaea dominate in the thermal groundwater of Uzon Caldera, Kamchatka. Extremophiles, 2011, V. 15. pp. 365–372. (In English).
32. Poshibayeva A.R., Giruts M.V., Gayanova A.A., Perevalova A.A., Bonch-Osmolovskaya Ye.A., Gordadze G.N. [Prokaryotes as a source of petroleum hydrocarbons in the caldera of Uzon 28volcano ] Trudy 2-y Rossiyskiy mikrobiologicheskiy kongress «Prokarioty kak istochnik neftyanykh uglevodorodov kal'dery vulkana Uzon» [proc. 2nd Russian Microbiological Congress]. Saransk, 23–27.10.2019, pp. 135–136. (In Russian).
33. Poshibayeva A.R., Giruts M.V., Gayanova A.A., Perevalova A.A., Gordadze G.N. [Regularities of the distribution of biomarker hydrocarbons in soils of different sections of the Oil site of the Uzon volcano caldera (Kamchatka)]. Trudy Vserossiyskoy nauchnoy konferentsii «Geokhimiya nefti i gaza, neftematerinskikh porod, uglya i goryuchikh slantsev» [Proc. of the All-Russian Scientific Conference «Geochemistry of oil and gas, source rocks, coal and oil shale»]. 14–16.10.2019, Syktyvkar IG Komi pp. 86. (In Russian).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Гордадзе Г.Н.

    Гордадзе Г.Н.

    д.г.-м.н., и к.х.н., профессор, профессор кафедры органической химии и химии нефти

    РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

    Гируц М.В.

    Гируц М.В.

    д.х.н., доцент, декан факультета научно-педагогических кадров и кадров высшей квалификации, доцент кафедры органической химии и химии нефти

    РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

    Кошелев В.Н.

    Кошелев В.Н.

    д.х.н., профессор, проректор по учебной работе, заведующий кафедрой органической химии и химии нефти

    РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

    Просмотров статьи: 355

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru