Диплом, курсовая, контрольная работа
Помощь в написании студенческих работ

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

Диссертация: Геохимия, условия формирования, критерии прогноза качества нефтей в юрских и палеозойских отложениях юго-востока Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Специфические черты, свойственные данным УВ флюидам, являются отражением особенностей процессов нефтегазообразования, проходящих в карбонатных отложениях. Они позволили автору данной работы выделить эти нефти в тип Сь подчеркивая тем самым, что они также являются нефтями главной Зо"ы нефте-образования, близкими к типу С. При этом хочется отметить, что нефти, распространенные… Читать ещё >

Содержание

  • Глава 1. Краткий обзор современных представлений о происхождении и эволюции нефтей
  • Глава 2. Нефтеносность юры и палеозоя Томской области
    • 2. 1. Особенности распространения залежей нефти и газа верхнеюрского нефтегазоносного комплекса
    • 2. 2. Закономерности распространения залежей углеводородных флюидов нижнесреднеюрского нефтегазоносного комплекса
    • 2. 3. Специфика размещения скоплений углеводородных флюидов в зоне контакта мезозоя и палеозоя
  • Глава 3. Фактический материал и методы исследования нефтей
  • Глава 4. Состав и свойства нефтей юрских и палеозойских отложений юговосточной части Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна
    • 4. 1. Особенности нефтей верхневдрско^о^нефтегазоносного комплекса
    • 4. 2. Изменение состава и свойств углеводородных флюидов нижне-среднеюрских отложений
    • 4. 3. Нефти и конденсаты палеозойских отложений и зоны их контакта с мезозойско-кайнозойским осадочным чехлом
  • Глава 5. Типы нефтей юрских и палеозойских отложений юго-востока Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна в связи с условиями формирования залежей
    • 5. 1. Особенности состава нефтей нефтяных залежей
    • 5. 2. Закономерности изменения углеводородных флюидов газокон-денсатных и газоконденсатнонефтяных залежей
    • 5. 3. Зональное распределение нефтей на территории Томской области и критерии их качества

Геохимия, условия формирования, критерии прогноза качества нефтей в юрских и палеозойских отложениях юго-востока Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Научная новизна диссертационной работы.

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

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

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

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

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

Реализация работы.

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

Практическая значимость работы.

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

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

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

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

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

Апробация работы.

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

Структура и объем работы.

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

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

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

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Показать весь текст

Список литературы

  1. О.О. Нефтегазоносность эрозионно-тектонических выступов палеозойских пород юго-востока Западно-Сибирской плиты. Автореф. на соиск. учен, степ. канд. геол.-минералог, наук. Новосибирск, 1999. — 23 с.
  2. П.Ф. Свойства органического вещества осадочных пород и проблема региональной нефтеносности. Л.: Гостоптехиздат, 1959. — Тр. ВНИГРИ. -Вып. 134.- 132 с.
  3. П.Ф. Теоретические основы геохимии нефти: Автореф. дис. на соиск. учен. степ, доктора геол.-мин. наук. М.: Госгеолтехиздат, 1963. -24 с.
  4. В.Е. Геохимия нефтей, газов и конденсатов мезозоя северной части Среднего Приобья и условия формирования их залежей. Автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. геол.-минерал, наук. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1988. -.19с.
  5. В.Е., Стасова О. Ф. Типы нефтей как отражение эволюции нафтидо-генеза (на примере Западной Сибири) //Геология и геофизика, 1992. № 8. — С. 21−25.
  6. Аномально высокие давления следствие генерации углеводородов и причина взрывного характера их эмиграции /С.Г.Неручев, В. В. Мухина, Е. А. Рогозина, И.Б.Червяков//Советская геология, 1987. — № 10. — С. 33−39.
  7. Р.В. Перспективы нефтегазоносности верхней части палеозоя юго-востока Нюрольской впадины, но данным сейсмофациального анализа //Геология и геофизика, 1992. С. 7−14.
  8. Биогеохимия верхнедокембрийских и кембрийских нефтей Сибирской платформы. Тез. докл. Междунар. конф. Санкт-Петербург: ВНИГРИ, 1999. — С. 43−44.
  9. Биомаркеры в нефтях восточных районов Сибирской платформы как индикаторы условий формирования нефтепроизводящих отложений /В.А.Каширцев, А. Э. Конторович, Р. П. Филп и др.// Геология и геофизика, 1999. Т. 40. — № 11. -С. 1700−1710.
  10. Биометки нефтей Западной Сибири /Воробьева Н. С, Земскова З. К., Пунанов В. Г. и др. //Нефтехимия, 1992 т.32, № 5, с.405−420.
  11. Биометки нефтей Восточной Сибири /О.А.Арефьев, М. Н. Забродина, Г. В. Русинова, Ал.А.Петров //Нефтехимия, 1993. Т. 33. — № 6. — С. 488−504.
  12. Биометки нефтей Тимано-Печорской провинции /И.А.Матвеева, H.H. Абрю-тина, Г. В. Русинова, Ал.А.Петров //Нефтехимия, 1994. Т. 34. — № 4, — С. 291−310.
  13. Р., Бестужев М. Исследование физических и химических превращений нефтей в связи с геологическими условиями. В кн.: Органическая геохимия. Вып. 3. Перевод с англ. и франц. М.: Недра, 1971. С. 141−156.
  14. А.И. Геохимя процессов преобразования липидных компонентов органического вещества в углеводороды и закономерности в составе нефтей. Автореф. дис. на соиск. учен. степ, доктора геол.-мин. наук. Л.: Госгеолтехиздат, 1969. -54 с.
  15. И.О. Залежи нефти и газа (Формирование и классификация). -М.:Гостоптехиздат, 1957. 305 с.
  16. A.B. Относительное содержание бензола в нефтях новый геохимический критерий в поисковой и нефтепромысловой геологиию. Автореф. на соиск. учен. степ. канд. геол.-минералог, наук. — Томск, 1999. — 24 с.
  17. Н.Б. Источник нефти биогенное углеродистое вещество//Природа, 1972.-№ 3,-С. 59−69.
  18. Н.Б. Крупные достижения сибирских геохимиков-нефтяников //Геология и геофизика, 1977. № 5. — С. 150−154.
  19. Взаимосвязи между литологией и свойствами нефтей верхневасюганской под-свиты Каймысовского свода /Г.Н.Перозио, Т. А. Рязанова, О. Ф. Стасова, Н. И. Ларичкина / Тез. докл. науч. совещ. Новосибирск: СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1999.-С. 58−62.
  20. B.C. О возможности нефтегазоносности палеозоя ЗападноСибирской низменности /Проблемы нефтеносности Сибири. Новосибирск: Наука, 1971.- С.133−139.
  21. B.C., Конторович А. Э. Циклический характер нефтенакопления в истории Земли //Геология и геофизика, 1997.- Т. 38. № 5. — С.908−918.
  22. Геология нефти и газа Западной Сибири /А.Э.Конторович, И. И. Нестеров, Ф. К. Салманов и др. М.: Недра, 1975. — 680 с.
  23. Геология и нефтегазоносность триас-среднеюрских отложений Западной Сибири. Сб. науч. тр.- Новосибирск: СНИИГГиМС, 1991, — С. 144.
  24. Геохимические индикаторы обстановок формирования нефтепроизводящих формаций и дочерних нефтей /А.Э.Конторович, Л. И. Богородская, Л. С. Борисова и др./. Тез. докл. науч. совещ. Новосибирск: СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1999. — С. 18−19.
  25. Геохимические критерии нефтегазоносности и условия формирования скоплений нефти и газа в мезозойских отложениях Западно-Сибирской плиты /А.Э.Конторович, Л. И. Богородская, С. И. Голышев и др./ Сб. тр. Вып. 263. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1980. — С. 86−127.
  26. Геохимические критерии прогноза нефтегазоносности палеозойских отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты" /А.Э.Конторович, В. Е. Андрусевич, О. Ф. Стасова и др. /Сб. науч. тр. Вып. 283. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1980 — С. 43−56.
  27. Геохимические особенности нефтей баженовской свиты ifbepo-западной части Сургутского свода /Н.Я.Медведев, И. М. Кос, А. И. Ларичев и др. //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1999. № 11. — С. 14−18.
  28. Геохимические показатели формирования скоплений углеводородов на Не-пско-Ботуобинской антеклизе /А.И. Ларичев, Н. И. Ларичкина, П. Н. Соболев и др.//Геология и геофизика, 1997. Т. 38. — № 7. — С. 1252−1259.
  29. Геохимия и генезис палеозойских нефтей Западной Сибири / Конторович А. Э., Данилова В. П., Костырева Е. А., Стасова О.Ф.//Геохимия, 1998. № 1. С. 3−17.
  30. Геохимия органического вещества палеозойских отложений востока Томской области /Е.А. Костырева, В. П. Данилова, В. Н. Меленевский и др.//Геология и геофизика, 1999. Т. 40. — № 7. — С. 1086−1091.
  31. Главная фаза нефтеобразования /Н.Б. Вассоевич, Ю. И. Корчагина, Н. В. Лопатин, В.В. Чернышев/ Вестник МГУ. Сер.4. Геология, 1969. № 6. — С.3−27.
  32. А.К., Юдина Н. В., Янценецкая P.M. Структурно-групповой состав дистиллятных фракций типичных нефтей Западной Сибири /Изучение состава исвойств компонентов нефти /Под ред. В. Ф. Камьянова. Томск: Томский филиал СО АН СССР, 1983.- С.37−43.
  33. И.В. Геохимия нефтей Западной Сибири. М.: Недра, 1987. 181с.
  34. Горная энциклопедия. М.: Советская энциклопедия, 1987. Т. 3. — 592 с.
  35. И.М. Учение о нефти. М.: Наука, 1975. 384 с.
  36. H.H., Степина Л. Ф., Анкудинова В. П. Миграция и генезис основные факторы изменения состава нефтей Прибалтики. /Сб. науч. тр. Вып. 370. — Л.: ВНИГРИ, 1975.-С. 156−163.
  37. А.Ф. Геохимия нефти. М.-Л.: Гостоптехиздат, 1948. 476 с.
  38. А.Ф. Химия нефти. Л.: Гостоптехиздат, 1961. 224 с.
  39. Л.И., Тищенко Г. И. Строение триас-нижнеюрских отложений Томской области. /Сб. науч. тр. //Геология и нефтегазоносность нижних горизонтов чехла Западно-Сибирской плиты. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1990. — С. 18−26.
  40. H.A. Геология нефти и газа. М.: Недра, 1968. 389 с.
  41. H.A., Крылов H.A., Пецюха Ю. А. О необходимости пересмотра некоторых положений в геологии нефти и газа. Докл. сов. на XXVIII сес. Междунар. геол. конгр. (Вашингтон, июль, 1989). М.: ВНИГНИ, 1989. С. 11−20.
  42. H.A., Чилингар Г. В. Геология нефти и газа на рубеже веков. М.: Наука, 1996. 176 с.
  43. В.И., Сорокова Е. И. Термобарическая модель нефтегазообразова-ния и раздельный прогноз нефти и газа /Тез докл. IV Всесоюз. Семинар. -Л.:ВНИГРИ, 1989. С. 34−35.
  44. Иванников В. И Некоторые вопросы теории образования нефти и газа и их скопления в залежах. Геология нефти и газа, 1995. № 5. — С. 17−21.
  45. В.И. Напряженно-деформационное состояние и флюидомассопе-ренос в нефтегазовых формациях /Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 1998. № 3. — С. 19−28.
  46. Залежи углеводородов в нижней-средней юре Обь-Иртышской нефтегазоносной области Западной Сибири /Сурков B.C., Гурари Ф. Г., Девятое В. П. и др. //Геология и геофизика, 1995. Т. 36. — № 6. — С.60−69.
  47. Н.П. О миграционном потенциале палеозойских пород Западной Сибири: Тез докл. науч. совещ. Новосибирск: СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1999. — С. 113−118.
  48. М. Химическая эволюция. М.: Мир, 1971.-238 с.
  49. А.Э. Общая теория нафтидогенеза. Базисные концепции, пути построения. В кн.: Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. Новосибирск: Наука, 1991, с. 29−44.
  50. А.Э. Осадочно-миграционная теория нафтидогенеза: состояние на рубеже XX и XXI вв., пути дальнейшего развития. Геология нефти и газа, 1998, № 10, с. 8−16.
  51. А.Э., Лившиц В. Р. Нефтегазоносный бассейн как самоорганизующаяся система. /Тр. Первой Междунар конф. Спб.: ВНИГРИ, 1998. — С. 144−148.
  52. А.Э., Меленевский В. Н. Учение о главной фазе нефтеобразования и его место в осадочно-миграционной теории нафтидогенеза. //Изв. АН СССР. Сер. Геол., 1988. № 1.-С. 3−13.
  53. А.Э., Стасова О. Ф. Геохимия юрских и палеозойских нефтей юго-восточных районов Западно-Сибирской плиты и их генезис. /Сб. науч. тр. Вып. 255. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1977. — С. 46−62.
  54. А.Э., Стасова О. Ф. Типы нефтей в осадочной оболочке Земли. //Геология и геофизика, 1978. № 8. — С. 3−13.
  55. А.Э., Стасова О. Ф., Фомичев A.C. Нефти базальных горизонтов осадочного чехла Западно-Сибирской плиты //Сб. науч. тр. СНИИГГиМС. Вып. 32, ч. 1 Новосибирск, 1964. — С. 27−39.
  56. В.И. Закономерности взаимного расположения крупнейших скоплений нефти и газа в супербассейнах. //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 1999. № 6. — С. 11−15.
  57. . К. Поиски нефти, 1923. с. 46.
  58. H.A. Генезис нефти игаза. Л.: Недра, 1973.
  59. Н.И. Изменение состава нефтей северной части Каймысовского свода (пласт K>i) в зависимости от условий формирования /Тез. докл. науч. совещ. Новосибирск: СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1999. С. 62−67.
  60. С.П. К вопросу о формировании залежей нефти в каменноугольных и девонских отложениях Самарской Луки. Нефтяное хозяйство, 1954. — № 10. — С. 40−47.
  61. Мак-Нейр Г., Бонелли Э. Введение в газовую хроматографию. М.: Мир, 1970.-277 с.
  62. В.Н. К вопросу о генезисе органического вещества баженовской свиты //Геология и геофизика, 2000. Т. 41. — № 1. — С. 71−79.
  63. А.Г., Калинко М. К., Сафонова Г. И. Изменение нефтей при фильтрации через породы. М.: Недра, 1983. — 281.
  64. И.И. Критерии прогнозов нефтегазоносности. Автореф. на соиск. учен. степ. канд. геол.-минералог. наук. М., 1967. — 21 с.
  65. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 2. Западно-Сибирский бассейн / Конторович А. Э., Сурков B.C., Трофимук A.A. и др. Новосибирск: ОИГГиМ СО РАН, 1994. — 201 с.
  66. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна /М.Я.Рудкевич, Л. С. Озеранская, Н. Ф. Чистякова и др. М.: Недра, 1988. — 303 с.
  67. Нефтегазоносные комплексы нижней-средней юры Западной Сибири /Ф.Г.Гурари, В. П. Девятов, А. Е. Еханин и др. /Сб. науч. тр. //Геология и нефтегазо-носность нижних горизонтов чехла Западно-Сибирской плиты. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1990. — С.3−8.
  68. О возможностях геохимии в уточнении геологической модели месторождения / И. В. Гончаров, Б. А. Федоров, В. Г. Коробочкина и др.// Нефтяное хозяйство. -1996.-№ 1. С.81−84.
  69. Об источнике нефтей, обнаруженных в коре выветривания и кровле палеозойского фундамента на площадях среднего приобья /Н.В.Лопатин, Т. П. Емец, О. И. Симоненкова, Ю.И.Галушкин/ Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1997, № 7, с.7−22.
  70. Л.С. Геохимия нефтей и конденсатов Западно-Сибирского бассейна (в связи с его нефтегазогеологическим районированием и прогнозом качества УВ). Автореф. на соиск. учен. степ. канд. геол.-минералог. наук. Л.: 1988, 16 с.
  71. Органическая геохимия мезозойских нефтегазоносных отложений Сибири /А.Э.Конторович, И. Д. Полякова, О. Ф. Стасова и др. М.: Недра, 1974. 192 с.
  72. Органическая геохимия палеозойских отложений юга Западно-Сибирской плиты /В.С.Вышемирский, Н. П. Запивалов, Ж. О. Бадмаева и др. Новосибирск: Наука, 1984. 191 с.
  73. Особенности состава реликтовых углеводородов нефтей рифея и венда Сибирской платформы / А. И. Ларичев, О. Ф. Стасова, Н. И. Ларичкина, П.Н. Собо-лев//Докл. Юбил науч. конф. СПб.:ВНИГРИ, 1999. — С. 280−289.
  74. Особенности химического состава нефтей Томской области /О.А.Найденова, Е. Р. Разумова, А. Ю. Колесников и др. /Проблемы химии нефтей. Новосибирск: Наука, 1992, с.141−146.
  75. Палеозойские отложения новое направление разведочных работ на нефть и газ на юго-востоке Западной Сибири /B.C. Бочкарев, А. И. Гриценко, В. Е. Лещенко и др. //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — 1996. — № 1. — С.2−8.
  76. Перспективы нефтегазоносности слабоизученных комплексов отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты. Палеозой. Нижняя-средняя юра. Мел. Тез. докл. /Под ред. Г. И. Тищенко. Томск, 1995. 84 с.
  77. Перспективы наращивания ресурсной базы углеводородного сырья Томской области / В. С. Сурков, А. К. Головко, В. П. Девятов и др. //Тез. док. Материалы III Международ. Конф. по химии нефти. Томск, 1997. — С. 12−13.
  78. Ал. А. Химия нафтенов. М.: Наука, 1971. 388 с.
  79. Ал. А. Химия алканов. М.: Наука, 1974. 243 с.
  80. Ал. А. Углеводороды нефти. М.: Наука, 1984. -264с.
  81. Ал. А. Геохимическая типизация нефтей. Геохимия, 1994. № 6. -С. 876−891.
  82. Ал. А. Биометки и геохимические условия образования нефтей России // Геология нефти и газа. 1994. № 6. -С. 13−18.
  83. Ю.А. Тектоногенные процессы генерации и первичной миграции углеводородов. Докл. сов. геол. на XXVIII сес. Междунар. геол. конгр. (Вашингтон, июль, 1989). М.: ВНИГНИ, 1989. С. 71−82.
  84. Э.К., Головко А. К. Состав и распределение стеранов и гопанов в нефтях многопластовых месторождений. В кн.: Проблемы химии нефти. Новосибирск: Наука, 1992. С. 235−238.
  85. Повышение эффективности освоения газовы х месторождений Крайнего Севера. М.: Наука, 1997. — 655 с.
  86. Превращение нефти в природе /Андреев П.Ф., Богомолов А. И., Добрянский А. Ф., Карцев A.A. М.-Л.: Гостоптехиздат, 1958. 416 с.
  87. Проблемы нефтегазоносности палеозоя на юго-востоке Западно-Сибирской низменности /Под ред. A.A. Трофимука, B.C. Вышемирского. Новосибирск: Наука, 1976. 240 с.
  88. Разновозрастные очаги нафтидообразования и нафтидонакопления на СевероАзиатском кротоне / А. Э. Конторович, С. Ф. Бахтуров, А. К. Баширин и др. //Геология и геофизика, 1999. Т. 40. — № 11. — С. 1676−1693.
  89. Реликтовые углеводороды битумоидов органического вещества и нефтей как носители генетической информации. /A3. Конторович, В. П. Данилова, Е.А. Кос-тырева и др./Докл. Юбил. конф. Манкт-Петербург: ВНИГРИ, 1999. — С. 252−258.
  90. РД 39−11−223−79. Инструкция по определению химического типа нефтей методом газожидкостной хроматографии. М.: ИГиРГИ, 1979. 14 с.
  91. H.H. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности южной части Западно-Сибирской низменности// Материалы по геологии, гидрогеологии и нефтегазоносности Западной Сибири. М.: Госгеолтехиздат, 1954. С. 5−60.
  92. Ф.Д., Мейер Б. Дж., Стрейф А. Дж. Углеводороды нефти./Перевод с англ./ Л.: Гостоптехиздат, 1957. — 470 с.
  93. С.М., Бадмаева Ж. О. О природе нефтей палеозойского Нюрольского осадочного бассейна. //Геология нефти и газа, 1990. № 9. — С. 34−39.
  94. Г. И. Катагенетические изменения нефтей в залежах. М.: Недра, 1974. — 152 с. (Тр. ВНИГНИ, вып. 145).
  95. Сибирская школа органической геохимии /А.Э. Конторович, А. И. Ларичев, Н. М. Бабина и др.//В кн.: СНИИГГиМС за 40 лет (1957−1997). Новосибирск: СНИИГГиМС, 1997. — Т. 1. — С. 77−92.
  96. Современные методы исследования нефтей (Справочно-методическое пособие) /Подред. А. И. Богомолова, М. Б. Темянко, Л. И. Хотынцевой. Л.: Недра, 1984. 431 с.
  97. В.А. Очерки генезиса нефти. М.-Л.: Гостоптехиздат, 1948. 460 с.
  98. .А., Абля Э. А. Флюидодинамическая модель нефтегазообразования. М.: ГЕОС, 1999. 76 с.
  99. Состав углеводородных флюидов нижнесреднеюрских отложений Западной Сибири /О.Ф.Стасова, В. Е. Андрусевич, М. И. Осипова и др. /Геология и нефтегазо-носность нижних горизонтов чехла Западно-Сибирской плиты. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1990. С. 27−35.
  100. Справочник по геохимии нефти и газа. СПб.: Недра, 1998. 576 с.
  101. И.С. Геолого-геохимические особенности газоконденсатов. Л.: Недра, 1974. — 150 с.
  102. И.С. Газогеохимические показатели нефтегазоносности и прогноз состава углеводородных скоплений. М.: Недра, 1986. — 200с.
  103. О.Ф. Геохимия мезозойских нефтей Сибири: Автореф. дис. канд.геол.-минерал, наук. Новосибирск, 1973. — 23 с.
  104. О.Ф., Андрусевич В. Е. Типы нефтей и конденсатов в мезозойских отложениях севера Западно-Сибирской плиты /Органическая геохимия мезозойских и палеозойских отложений Сибири. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1981. С. 29−36.
  105. О.Ф., Андрусевич В. Е. Геохимические особенности нефтей баженов-ской свиты //Геология и геофизика, 1988. № 4. — С. 22 — 29 .
  106. О.Ф., Андрусевич В. Е. Геохимические особенности нефтей многопластовых месторождений Среднего Приобья /Геохимия нефтегазоносных отложений Сибири. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1991. С. 109−123.
  107. О.Ф., Андрусевич В. Е., Бостриков О. И. К вопросу о геолого-геохимической модели формирования залежей углеводородов в мезозое Западной Сибири / Тез. докл. Всесоюз. Совещ. М.: 1988. -С. 164−166.
  108. О.Ф., Ларичев А. И., Ларичкина Н. И. Типы нефтей юрских резервуаров юго-восточной части Западно-Сибирской плиты //Геология нефти и газа, 1998. № 7. — С. 4−11.
  109. О.Ф., Ларичкина Н. И. Состав и свойства нефтей нижнесреднеюрских отложений Томской области //Геохимия, 1999. № 7. — С. 742−747.
  110. О.Ф., Ларичкина Н. И. Состав нефтей зоны контакта мезозоя и палеозоя Томской области /Тез. докл. науч. совещ. Новосибирск: СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1999.-С. 160−163.
  111. О.Ф., Олейникова Е. В., Ларичкина Н. И. Программный комплекс для обработки результатов геохимических исследований нефтей /Тез. докл. науч. совещ. Новосибирск: СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1999. -С. 169−172.
  112. А.И. Изотопы серы в нефтях Западной Сибири /Сб. науч тр. Вып. 288. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1981. — С. 65−70.
  113. Н.П. Происхождение нефти. /Перевод с англ./ -Л.: ВНИГРИ, 1956. 27с.
  114. B.C. Главные нефтегазоносные комплексы осадочных бассейнов Сибири XXI в. /Докл. Юбил. конф. Санкт-Петербург: ВНИГРИ, 1999. — Т.1. С. 34−42.
  115. ., Вельте Д. Образование и распространение нефти. /Перевод с англ. / -М.: Мир, 1982.-501 с.
  116. Г. И. О времени формирования залежей нефти и газа приконтактной зоны доюрского фундамента и платформенного чехла юго-восточной части Западно-Сибирской плиты (Томская область). /Сб. науч. Тр. Вып. 255. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1977. — С. 79−83.
  117. Углеводороды биомаркеры в нефтях Среднего Приобья (Западная Сибирь) /Конторович А.Э., Петере К. Е., Молдован Дж.М. и др.//Геологи и геофизика, 1991. — № 10.-С. 3−34.
  118. Условия формирования и методика поисков нефти в аргиллитах баженовской свиты /Под ред. Ф. Г. Гурари. М.: Недра, 1988. — 199 с.
  119. В.А. Введение в геохимию нефти. JL: Недра, 1970. — 309 с.
  120. В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. М.: Недра, 1983. -231 с.
  121. A.B., Сузуки Н., Чахмахчев В. А. Углеводороды биомаркеры при геохимической оценке перспектив нефтегазоносности Ямала // Геохимия. 1995. -№ 5. — С. 665−675.
  122. Физико-химическая характеристика и индивидуальный углеводородный состав нефтей и конденсатов Советского Союза /Под ред. С. П. Максимова, В. В. Ильинской. -М.: Недра, 1989. 295 с.
  123. A.C. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности впадин Западно-Сибирской плиты /Геохимические критерии формирования зон нефте-газонакопления в платформенных областях Сибири. Сб. науч. тр. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1986. С. 70−77.
  124. Формирование Герасимовского газоконденсатнонефтяного месторождения с позиций изотопных исследований /С.И.Голышев, Л. В. Лебедева, Н. А. Верховская и др. /Геохимия нефтегазоносных отложений Сибири. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1991.-С. 130−135.
  125. Дж. Геохимия и геология нефти и газа. /Перевод с англ./ М.: Мир, 1982.-704 с.
  126. А.И. (отв. исполн.) Разработка автоматизированных аналитических комплексов для изучения нефтепроизводящих толщ и залежей углеводородов. Отчет СНИИГГиМС. Новосибирск, 1999, 115 с.
  127. И.А. (отв. исполн.) Разработать геохимические и гидрогеологические критерии прогноза нефтегазоносности палеозойских и юрских резервуаров нефти и газа на территории Томской области. Отчет СНИИГГиМС. Новосибирск, 1990, 170с.
  128. И.Д., Ларичев А. И., Колганова М. М. и др. Оценить роль органического вещества в нафтидо- и сопутствующем рудогенезе с целью усовершенствования теоретической схемы нефтегазообразования. Отчет СНИИГГиМС. Новосибирск, 1994, 215 с.
  129. Л.В. (отв. исполн.). Оценка перспектив выявления залежей углеводородов нижнесреднеюрского комплекса отложений с разработкой рекомендацийпо наращиванию минерально-сырьевой базы Томской области. Отчет СНИИГ-ГиМС. Новосибирск, 1997, 251с.
  130. Фомичев А.С.(отв.исполн.). Объемно-генетическая оценка перспектив нефте-газоносности мезозойских и палеозойских отложений Томской области. Отчет СНИИГГиМС. Новосибирск, 1974, 66 с.
  131. Фомичев А.С.(отв.исполн.). Геохимические критерии формирования крупных зон нефтегазонакопления в мезозое и палеозое Западной Сибири. Отчет СНИИГГиМС. Новосибирск, 1985, 219 с.
  132. Г. М. (отв. исполн.) Определение рабочего газового фактора, ресурсов, состава и свойств углеводородного сырья месторождений объединения Томск-нефть. Отчет СибНИИНП. Тюмень, 1985, 65 с.
Заполнить форму текущей работой

На отлично!