Диплом, курсовая, контрольная работа
Помощь в написании студенческих работ

Геохимия органического вещества эоценовых отложений: на примере кумской свиты Крымско-Кавказского региона

Диссертация: Геохимия органического вещества эоценовых отложений: на примере кумской свиты Крымско-Кавказского региона
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Наличие месторождений в кумской свите, высокое содержание органического вещества (ОВ), сапропелевый тип керогена, условия залегания, отвечающие главной зоне нефтеобразования, позволяют рассматривать ее как перспективную толщу. Потенциал свиты изменчив, поэтому установление закономерностей распространения фаций кумской свиты максимально обогащенных ОВ и степени реализации их нефтематеринского… Читать ещё >

Содержание

  • ГЛАВА 1. Кумекая свита и ее возрастные аналоги Крымско-Кавказского региона
    • 1. 1. Стратиграфия и литология
    • 1. 2. Современная структура региона
    • 1. 3. Нефтегазоносность
  • ГЛАВА 2. Методика геохимических исследований
  • ГЛАВА 3. Геохимия органического вещества кумских отложений и ее возрастных аналогов в Крымско-Кавказском регионе
  • ГЛАВА 4. Перспективы нефтегазоносности кумской свиты Крымско-Кавказского региона
  • ГЛАВА 5. Геохимия органического вещества эоценовых отложений мира
    • 5. 1. Складчатые области
  • Горючие сланцы юго-восточного погружения Главного хребта Кавказа Рг
  • Сузакские сланцы средней Азии Рг
  • Свита Пабдех бассейна Персидского залива Р
  • Пиленгская свита Восточного Сахалина ?
  • Ковачинская свита Западной Камчатки Рг
  • Коричневые сланцы Суматры Р22″
  • Эоцеповые отложения Аляски Р
  • Эоценовые отложения Арктики Р
  • Горючие сланцы Аргентины Р
    • 5. 2. Платформенные области
      • 5. 2. 1. Древние платформы
  • Болтышские горючие сланцы Украины Р
  • Формации бассейнов Восточного Китая Р
  • Формация Тебес Суэцкого залива Р г
  • Формация Ричарде бассейна Макензи Р
  • Горючие сланцы свиты Грин-Ривер Р
  • Формация Иегуа (Техас, США) Р
    • 5. 2. 2. Молодые платформы
  • Горючие сланцы Германии
  • Горючие сланцы Болгарии Рг
    • 5. 3. Мировой океан
  • ГЛАВА 6. Условия формирования эоценовых высокопотенциальных отложений.,

Геохимия органического вещества эоценовых отложений: на примере кумской свиты Крымско-Кавказского региона (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Крымско-Кавказский регион является старейшим нефтедобывающим регионом. Многие месторождения выработаны, однако старые нефтегазоносные районы Предкавказья располагают еще значительными ресурсами нефти и газа, что определяет целесообразность дальнейшего проведения здесь геологоразведочных работ (ГРР). Основой успешного проведения ГРР на нефть и газ является достоверная комплексная модель региона, отвечающая современным представлениям о его геологическом строении, нефтегазоносности, перспективах открытия новых месторождений.

Наличие месторождений в кумской свите, высокое содержание органического вещества (ОВ), сапропелевый тип керогена, условия залегания, отвечающие главной зоне нефтеобразования, позволяют рассматривать ее как перспективную толщу. Потенциал свиты изменчив, поэтому установление закономерностей распространения фаций кумской свиты максимально обогащенных ОВ и степени реализации их нефтематеринского потенциала имеют важное практическое значение. Поиски новых месторождений в старых нефтедобывающих районах с хорошо развитой инфраструктурой, к которым относится Предкавказье, в настоящее время особенно актуальны. Объектами поиска могут быть зоны нефтегазонакопления в глубокопогруженных участках суши, а также в акваториях Азовского и Черного морей.

Современные аналитические методы исследования ОВ кумской свиты позволили уточнить нефтегазоматеринские параметры данного объекта и на этом основании дать его более полную характеристику, в том числе и для районов, где эти исследования не проводились.

Основная цель данной работы — определение основных геохимических параметров кумской свиты (и ее возрастных аналогов), характера распределения потенциала ОВ и пород, а также условий его формирования и реализации с применением современных аналитических методов, используемых в органической геохимии.

С целью изучения условий формирования высокопотенциальных толщ в работе проведена сравнительная характеристика по геохимическим параметрам эоценовых отложений, обогащенных ОВ, платформенных и складчатых областей.

Основные задачи исследования:

1) Определение характера распределения основных геохимических параметров пород кумской свиты и установление закономерностей их изменения по площади Крымско-Кавказского региона.

2) Геохимический анализ нефтей и ОВ кумской свиты и корреляция их УВ состава.

3) Реконструкция условий осадконакоплеиия в кумском бассейне на основе геохимических параметров ОВ.

4) Оценка перспектив нефтегазоносности кумских отложений Крымско-Кавказского региона по геохимическим критериям генерации и эмиграции.

5) Сравнительная характеристика эоценовых отложений, обогащенных ОВ, платформенных и складчатых областей по геохимическим параметрам и изучение условий формирования их потенциала.

Кумские отложения изучены современными аналитическими методами, используемыми в органической геохимии. Установлен характер изменения нефтегазоматеринского потенциала в пределах Крымско-Кавказского региона. Впервые выполнен биомаркерный анализ УВ кумских отложений. Наряду с исследованием биомаркеров, входящих в состав алифатической фракции, были изучены биомаркеры ароматической фракции битумоида. Исследовались признаки проявления сероводородного заражения водной толщи в бассейне седиментации по присутствию характерных хемофоссилий — изорениератена и его производных.

Установленные закономерности распределения основных геохимических параметров являются основой для прогноза величин генерационного потенциала в невскрытых бурением частях прогиба и акваториях Азовского и Черного морей. Положение очага нефтеобразования в опущенных частях прогиба позволили обосновать перспективы нижних горизонтов кайнозойского разреза на УВ.

Выполнен сравнительный анализ нефтегазоматеринского потенциала эоценовых отложений платформенных и складчатых областей.

Для решения поставленных задач были отобраны образцы в обнажениях кумской свиты Предкавказья и Крыма. Кроме того, использован каменный материал, предоставленный лабораторией органической геохимии кафедры, а также Ю. О. Гавриловым, А. М. Никишиным, Е. П. Свистуновьш, И. Ф. Юсуповой, Н. Ш. Яндарбиевым. Был выполнен разнообразный комплекс лабораторных исследований: определение содержания органического углерода Сорг (200 обр.), пиролиз по методу Rock-Eval (80 обр.), химико-битумологический анализ (горячая и холодная экстракция, 60 обр.), анализ элементного состава битумоидов и керогена (50 обр.), хроматогафический анализ битумоидов и нефтей (30 обр.), хроматомасс-спектрометрия битумоидов и нефтей (20 обр.). Экстракция и хроматография битумоидов и нефтей сделаны в лаборатории кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУгазожидкостная хроматография и хроматомасс-спектрометрические исследования некоторых битумоидов и нефтей выполнены в лаборатории ИГ Коми филиал УРО РАН Д. А. Бушневым.

Диссертация выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ.

Автор глубоко скорбит, помнит и чтит светлую память о своем Учителе, талантливом педагоге, прекрасном Человеке, докторе геолого-минералогических наук Ольге Константиновне Баженовой, чуткое руководство, оптимизм и поддержка которой были неоценимы и являлись огромным стимулом для выполнения данной работы.

Искреннюю благодарность и признательность автор выражает научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору Михаилу Константиновичу Иванову и кандидату геолого-минералогических наук, старшему научному сотруднику Наталье Петровне Фадеевой, чьи обсуждения и конструктивная критика на заключительном этапе работы способствовали ее улучшению. Проведение лабораторных работ было бы невозможно без активной поддержки и дружеской помощи со стороны сотрудников лаборатории органической геохимии Г. Ф. Артамоновой и Е. Н. Нолу деткиной. Автор благодарен за всестороннюю помощь и поддержку преподавателям и сотрудникам кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ, в частности А. Н. Гусевой, Е. Е. Карнюшиной, Е. В. Соболевой, Е. П. Свистунову, Н. Ш. Яндарбиеву, а также за консультации и неоценимую помощь в предоставлении материала А. М. Никишину (МГУ), Ю. О. Гаврилову (ГИН РАН), Д. А. Бушневу (ИГ Коми филиал УРО РАН), Т. К. Баженовой и Л. И. Климовой (ВНИГРИ), И. Ф. Юсуповой (ВСЕГИНГЕО).

Результаты исследования метаново-нафтеновой фракции ХБ методом газожидкостной хроматографии.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

Кумский бассейн — часть единого крупного бассейна, сформировавшегося в начале кайнозоя и получившего название Паратетис. Исследуемый регион относится к западной части Восточного Паратетиса. Повышенное накопление органического вещества происходило в погруженной части шельфа за счет планктоногенного материала, породы кумской свиты содержат ОВ в доманикоидных концентрациях. Углефицированный детрит встречается крайне редко, поэтому можно предположить, что гумусовое ОВ поступало с суши в растворенном состоянии.

Кумекая свита содержит кероген от I до III типа, с преобладанием керогена II типа, обладает повышенным и высоким нефтематеринским потенциалом пород и ОВ, благоприятным для генерации жидких УВ. О генерации свидетельствуют изменение состава керогена, рост битуминозности, сходство биомаркерного состава нефтей и битумоидов.

Тропический климат, существовавший в кумское время, относительно небольшая глубина морского бассейна, и высокая биопродуктивность обеспечили повышенное накопление ОВ. Основными представителями фитопланктона были динофлагеллаты, характеризующиеся высоким содержанием клеточных липидов, а главное, — чрезвычайно высокой биопродуктивностью. Обилие ОВ привело к созданию восстановительных и резковосстановительных обстановок в диагенезе.

Геохимические исследования ароматической фракции битумоида кумской свиты показали, что в фотическом слое сероводородное заражение отсутствовало. Об этом говорит отсутствие характерных хемофоссилий — изорениератены и его производных. Однако, судя по отношению Мо/Мп, в придонном слое, видимо, временами оно существовало. Сероводородное заражение в бассейне, очевидно возникало не повсеместно, а в виде «пятен». Связи количества органического вещества в кумских отложениях с сероводородным заражением не наблюдается.

Породы кумской свиты Крымско-Кавказского региона реализовали свой нефтегазоматеринский потенциал, в соответствии с их катагенетической зональностью. Очаг нефтегазообразования связан с наиболее погруженными участками прогибов в Западном и Восточном Предкавказье и с Туапсинским прогибом.

В эоцене неоднократно возникали условия для формирования высокопотенциальных нефтематеринских отложений, аналогичных кумской свите.

Обогащение эоценовых отложений ОВ обязано высокой биопродуктивности бассейнов — расцвету диатомовых, динофлагеллат, желто-зеленых и синезеленых водорослей. Образование таких осадков происходило на обширных территориях и в самых различных фациальных условиях: в морских эпиконтинентальных бассейнах, в океане, в крупных озерах различного происхождения, как в гумидном, так и аридном климате, но при обязательном поступлении дополнительных питательных веществ в бассейн седиментации за счет различных источников.

Максимальным исходным генетическим потенциалом обладают отложения, накопившиеся в солоноватых озерах. В отложениях Мирового океана повышенным содержанием органического углерода характеризуются породы в районе континентального склона Перу, западных берегов Африки, что, возможно, связано с действием апвеллинга, а также в районе Тасманова моря, Барбадоса, Карибского моря, в западной части Тихого океана и на западном склоне Австралии, i И в озерных, и морских отложениях ОВ имеет разный характер, меняясь от чисто сапропелевого до сапропелево-гумусового. Значения генетического потенциала эоценовых отложений обусловлены рядом факторов: палеогеографическими и гидродинамическими условиями, влиянием аллохтонной континентальной органики.

В складчатых областях эоценовые нефтематеринские отложения являются нефтепроизводящими, в платформенных областях потенциал пород (сланцев) не реализован, что объясняется разным уровнем катагенетической преобразованности. Формации Восточного Китая и сланцы Грин-Ривер имеют значительную мощность и частично реализовали свой потенциал, образовав скопления нефтей, в том числе и незрелых.

Резюмируя выше изложенные результаты, сформулированы основные защищаемые положения:

1. Кумекая свита — высокопотенциальная нефтематеринская свита. Терригенные и терригенно-карбонатные породы этой свиты содержат морское сапропелевое органическое вещество в доманикоидных концентрациях (СОрГ=0,5−5%).

2. Вариации генетического потенциала органического вещества и пород определяются комплексом биоценотических, седиментологических и диагенетических факторов. В кумском бассейне седиментации сероводородное заражение было эпизодическим и не затрагивало фотического слоя. Влияние сероводородного заражения на концентрацию органического вещества в кумской свите не подтверждается.

3. Кумекая свита является нефтепроизводящей. Биомаркерный состав алкановых и циклических углеводородов указывает на генетическое единство органического вещества и нефтей. Распределение залежей углеводородов находится в соответствии с распределением типов органического вещества и зон катагенеза.

4. Положение очага нефтеобразования в кумских отложениях позволяет прогнозировать нефтяные скопления на глубинах свыше 5 км в Крымско-Кавказском регионе, в том числе Туапсинском прогибе, малоизученном с геохимических позиций.

Показать весь текст

Список литературы

  1. М.А. Климат земного шара в палеоцене и эоцене по данным палеоботаники // Климат в эпохи крупных биосферных перестроек. М.: Наука, 2004. -Труды. Вып. 550.
  2. Афанасенков А. П, Никишин A.M., Обухов А. Н. Геологическая история Восточно-Черноморского региона и перспективы его нефтегазового потенциала // Вест. Московского университета, Серия 4, № 5, 2005. 3−14 с.
  3. O.K. Аутогенная нефтеносность кремнистых толщ. // Дисс. д-ра геол,-мин. наук. М.: Изд. МГУ, 1991. 489 с.
  4. O.K., Фадеева Н. П. Нефтематеринские свиты и масштабы нефтегазообразования и нефтегазонакопления в Азово-Черноморском регионе. Отчет. М., 2003.
  5. O.K., Фадеева Н. П., Петриченко Ю. А., Суслова Э. Ю., Дистанова J1.P. Особенности нефтегазообразования в бассейнах Восточного Паратетитса // Сборник тезисов Ломоносовские чтения, секция геология. М.: Изд. МГУ, 2005.
  6. O.K., Фадеева Н. П., Петриченко Ю. А., Суслова Э. Ю., Тихомирова Е. Е., Дистанова Л. Р., Общие закономерности нефтеобразования в осадочных бассейнах складчатых областей // Сборник тезисов Ломоносовские чтения, секция геология. М.: Изд. МГУ, 2003
  7. O.K., Фадеева Н. П., Сен-Жермес М.Л., Арефьев О. А., Боден Ф. Биомаркерыорганического вещества и нефтей майкопской серии Кавказско-Скифского региона. Геохимия. 2002. № 9, С. 993−1008.
  8. Т.К., Гембицкая Л. А. Закономерности генерации углеводородов различными типами ОВ (на основе расчетного моделирования). // В кн.: Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ. С-Петербург, 1999.
  9. Ю.Бекетов В. М. Модель образования и некоторые вопросы классификации осадков доманикового типа. // Тр. ВНИГНИ, вып. 10,1981. С. 72−84.
  10. Е.Б., Кузик М. Г., Светозарский Е. А. Геохимическая характеристика сузакских горючих сланцев Узбекистана // Горючие сланцы. 7/1, Таллинн, 1990.
  11. Э.М. Фораминиферы эоцена СССР (состав, зональное деление по бентосной группе). Автореф. дисс. д-ра геол.-мин. наук. JL: ВСЕГЕИ, 1988. 36 с.
  12. Н.С. Сероорганические соединения в верхнеюрских отложениях Сысольского сланценосного района // Автореф. дисс.канд. геол.-мин. наук. Сыктывкар, 2005. 23 с.
  13. М.С. Стратиграфия, тектоника и нефтегазоносность Северного Кавказа и Крыма. // Тр. ВНИГНИ. Вып 71. 1969.
  14. М.С. Геология нефтяных и газовых месторождений Северного Кавказа. М., 1966.
  15. Д.А. Основы геохимической интерпритации данных по составу и распределению индивидуальных органических соединений в нефтях и осадочных породах. Сыктывкар: Геопринт, 1999. -48 с.
  16. Д.А., Бурдельная Н. С. Свободные и серосвязанные биомаркеры в составе битумоида майкопской толщи Азербайджана // Нефтехимия. 2001. Т. 41, № 4, с. 266−272.
  17. Н.Б., Корчагина Ю. И., Гербер М. И., Митюшин Н. В., Орлова B.C., Фадеева Н. П. Особенности катагенеза рассеянного органического вещества в бедных коллекторами глинистых толщах// Известия академии наук СССР, сер геол., № 4, 1973. 116−124 с.
  18. Н.Б., Неручев С. Г. Основные стадии развития нефтематеринских свит и их диагностика// Нефтематеринские свиты и принципы их диагностики. М.: Наука, 1979. С. 15−30.
  19. Н. Б. Лейфман И.Е. Об оценке доли водорода, определяющей нефтематеринский потенциал органического вещества. Нефтематеринские породы и принципы их диагностики. М.: Наука, 1979. С. 36−46.
  20. А. П. Средние содержания химических элементов в главных типах изверженных горных пород земной коры // Геохимия. 1962. № 7. с. 555−571.
  21. И.В., Оленин В. Б., Высоцкий В. И., Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран. М.: Недра, 1981.
  22. Ю.О., Щербинина Е. А. Глобальные биосферные события на границе палеоцена и эоцена //Современные проблемы геологии. М., 2004. Тр. ГИН- Вып. № 565. С. 493−526.
  23. Генерация углеводородов в процессе литогенеза осадков. Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние. 1976. 198 с.
  24. Геология и геохимия нефти и газа: Учебник / О. К. Баженова, Ю. К. Бурлин, Б. А. Соколов, В. Е. Хаин. Под ред. Соколова Б. А. М.: Изд-во МГУ, 2000. 384 с.
  25. Геология и нефтегазоносность Предкавказья // Орел В. Е., Распопов Ю. В., Скрипкин А. П. и др. -М.: ГЕОС, 2001, 299 стр.
  26. Геология нефтяных и газовых месторождений Северного Кавказа // М. С. Бурштар, А. Д. Бизнигаев, Г. Г. Гасангусейнов идр. -М.: Недра, 1966.-423 с.
  27. Геологические и биотические события позднего эоцена-раннегоолигоцена на территории бывшего СССР. Часть I. Региональная геология верхнего эоцена и нижнего олигоцена/Под ред. Крашенинникова В. А., Ахметьева М. А. М.: ГЕОС, 1997, 313 с.
  28. Н.П. Альгология, Москва, 1991 г.
  29. Горючие сланцы. Под редакцией Т. Ф. Йена, Дж.Чилингаряна. Недра, 1980. 262 с.
  30. Горючие сланцы Болгарии. Болгарская академия наук, София, 1983.
  31. Горючие сланцы восточной части Азербайджанской ССР // Геология месторождений угля и горючих сланцев СССР, т. 11, М., 1968.
  32. В.А. Палеогеновая система (период). 4 изд., т. 2, М.- JL, 1960.
  33. В.А. Палеоген Кавказа. // Труды ВНИИ, Краснодарский филиал, 104, 1960. 191 с.
  34. JT.A. Осадки серовоодородных бассейнов геологического прошлого// Докл. АН.СССР. 1960. Т. 178 с.175−183.
  35. А.И. Историко-динамические критерии прогноза нефтегазоносности осадочных бассейнов молодых платформ. Дисс. д-ра г.-м. наук. Краснодар, 1977. 297 с.
  36. B.JI. Геология и нефтегазоносность Западной Кубани и Предкавказья. М: 1969, тр. вып. 19.
  37. Т.П. Нефтяной потенциал керогена в свете данных пиролиза // Горючие сланцы, 7/1,1990. с 1−8.
  38. Д.В., Ларская Е. С. Нефтематеринские свиты западного Предкавказья, основные закономерности их формирования и перспектив нефтегазоносности. // Тр. ВНИГНИ, 1966. вып.55, М. 296 с.
  39. .П., Методы стратиграфических исследований нефтегазоносных областей. М.: Недра, 1969.
  40. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Предкавказья и Азербайджана. Том 1, Западное Предкавказье, М.: Недра, 1978.
  41. Н.И. Палинологические комплексы кумского горизонта среднего эоцена Кавказа и его возрастных аналогов в сопредельных регионах // Стратиграфия. Геологическая корреляция, 2001, том 9, № 6, с 83−103.
  42. Н.И. Палиностратиграфия и зональное расчленение по диноцистам среднеэоценовых-нижнеолигоценовых отложений р. Белой (Северный Кавказ) // Стратиграфия, Геол. корреляция. 1998. Т.7. № 2. С.61−78.
  43. Н.И., Озеров И. М. Справочник по горючим сланцам. JL: Недра, 1983. -248 с.
  44. Зенкевич J1.A. Избранные труды. М.: Наука, 1977. Т. 1: Биология северных и южных морей СССР. — 340 с.- Т. 2: Биология океана. — 244 с.
  45. В.В. Осадочные бассейны Северо-Восточной Азии. М.: Наука, 1985.
  46. Ю.Б. Тектоника Крыма.- М.: Наука, 1982
  47. Кайнозой Сахалина и его нефтегазоносность (ответственный редактор Гладенков Ю.Б.) М.: ГЕОС, 2002.- 255 с.
  48. Н.А. Современная геодинамика и нефтегазоносность Кавказско-Скифского региона // Дисс. доктора геол.-мин. наук, 1995.
  49. Е.В. Нефтегазоматеринский потенциал отложений глубоководных осадочных бассейнов в зонах развития подводного грязевого вулканизма. Автореф. дисс. канд. геол.-мин. наук. М., 2003. 16 с.
  50. Ю.И., Четверикова О. П. Методы исследования рассеянного органического вещества осадочных пород. М.:Недра, 1976. 229 с.
  51. Ю.И. О некоторых особенностях проявления главной фазы нефтеобразования. // В кн.: «Осадочно-миграционная теория образования нефти и газа». М.: «Наука», 1978. С.89−96.
  52. Краткая химическая энциклопедия. Т. 5. М., 1967.
  53. В.А. Некоторые виды планктонных фораминифер из эоценовых и олигоценовых отложений Южной Армении // Вопросы микропалеонтологии. М.: Наука, 1974. вып. 17. С. 95−135.
  54. Р.П., Нечаева О. Л., Чаленко Л. А., Шевцова Н. Т., Прокопцева Л. В. Геохимическая характеристика нефтематеринских свойств мезо-кайнозойских пород Туапсинского прогиба Черного моря и сопредельной суши Предкавказья. // В сб.:
  55. Геодинамика и нефтегазоносные структуры Черноморско-Каспийского региона. Тезисы докл. на IV Междунар.конф. «Крым-2002». Симферополь, 2002. С. 104−106.
  56. Моделирование нефтеобразования // Под ред. С. Г. Неручева, O.K. Баженовой, Н. В. Марасановой. М.: Наука, 1992. 213 с.
  57. Стратиграфия палеогеновых отложений по фораминиферам // Труды ГИН, Вып. 233,1974.
  58. Н.В., Емец Т. П. Пиролиз в нефтегазовой геохимии. М.: Наука, 1987.
  59. П.К., Склярова З. П. Системно-флюидодинамические основы поиска, разведки, разработки залежей нефти и газа. Краснодар-Ухта, 2002. 338 с.
  60. Ю.М. Биосферные ритмы и задачи их изучения. М: Недра, 1990.
  61. Е.Е. Геология России и ближнего зарубежья (Северной Евразии): Учебник. М.: Изд-во МГУ, 1996. — 448 с.
  62. Моделирование нефтеобразования // Под ред. С. Г. Неручева, Т. К. Баженовой, Н. В. Марасановой. М.: Наука, 1992. 213 с.
  63. Н.Г. Наннопланктон верхнего эоцена и нижнего олигоцена // Геологические и биотические события позднего эоцна-раннего олигоцена. Кн. 2. М.: ГЕОС, 1998. с. 16−18.
  64. Д.П. Астрономические вариации, флуктуации климата и ритмичность карбонатных толщ // Минералогия, петрография, литология // Известия высших учебных заведений, Геология и разведка, № 10, 1989.
  65. A.M., Болотов С. Н., Барабошкин Е. Ю. и др. Геологическая история Скифско-Черноморского региона. // В сб.: Очерки геологии Крыма. М.: Изд-во геол. ф-та МГУ, 1997. С. 207−227.
  66. С.Г., Батова Г. И., Бекетов В. М. и др. Петрографические типы и исходный материал органического вещества нефтематеринских отложений и горючих сланцев. Отчет по теме II Б.1.1. 101 (II) 17−1/496. Том 3. Фонды ВНИГРИ. Ленинград, 1983.
  67. С.Г. Уран и жизнь в истории Земли. JL: Недра, 1982. 207 с.
  68. С.Г., Рогозина Е. Л., Парпарова Г. М. и др. Нефтегазообразование в отложениях доманикового типа. М.: Недра, 1986. 247 с.
  69. Нефтяные и газовые месторождения СССР. // Справочник, 2 тома (под редакцией С.П. Максимова). М., Недра, 1987.
  70. С.Г. Зависимость земных геологических и биотических процессов от положения Солнца на орбите вокруг центра Галактики // Геология и геофизика, 2001, т. 42, № 11−12, с. 1752−1763.
  71. Органическая геохимия палеозоя и допалеозоя Сибирской платформы и прогноз нефтегазоносное&trade-. Под. ред. К. К. Макарова и Т. К. Баженовой. JI., Недра, 1981. 210 с.
  72. В.Е., Фейгин М. В. Продуктивность палеоценовых отложений в Северском районе Краснодарского края // Геология нефти, № 6, 1957.
  73. П.П. О гравитационном потенциале Галактики. 2 // Астрономический журнал, 1952, № 3, с. 245−287.
  74. Г. М. Применение методов углепетрографии для исследования рассеянного органического вещества пород // Органическое вещество современных и ископаемых осадков. М.: Наука, 1971.
  75. Г. М., Неручев С. Г., Жукрова А. В. Новые данные о биопродуцентах ОВ «черносланцевых» пород, обогащенных сапропелевым материалом // В сб. Геохимия, минералогия и литология черных сланцев. Коми филиал АН СССР, Сыктывкар, 1987. с. 910.
  76. Г. М. Жукова А.В. Углепетрографические методы в изучении осадочных пород и полезных ископаемых. JL: Недра, 1990.
  77. Ю.А. Нефтематеринский потенциал отложений майкопской серии Индоло-Кубанского прогиба. //Дисс. канд. г.-м. наук. Москва, 2001. 195 с.
  78. А.А. Углеводороды нефти. М.: Наука, 1984. 263 с.
  79. А.А. Биометки и геохимические условия образования нефтей России. Геология нефти и газа. Ш, 1994.
  80. Попов С. В, Ахметьев М. А., Запорожец Н. И. и др. Эволюция Паратетиса в позднем эоцене раннем миоцене // Стратиграфия и геологическая корреляция, № 1−6, 1993. с. 572 600.
  81. Сен-Жермес МЛ., Баженова O.K., Боден Ф., Запорожец Н. И., Фадеева Н. П. Органическое вещество в майкопских отложениях олигоцена Северного Кавказа // Литология и полезные ископаемые, 2000, № 1, с.56−73
  82. .А., Корчагина Ю. И., Мирзоев Д. А., Сергеева В. Н., Соборнов К. О., Фадеева Н. П. Нефтегазообразование и нефтегазонакопление в Восточном Предкавказье, М.: Наука, 1990. 204 с.
  83. А.Н. Историко-генетические предпосылки нефтегазоносности мезозойских отложений Восточного Предкавказья. // Дисс. канд. г.-м. наук. Москва, 1989.
  84. Н.М. Геохимическая эволюция Черного моря в голоцене // Литология и полезные ископаемые. 1971. № 3. с.3−17.
  85. ., Вельте Д. Образование и распространение нефти и газа. М: Мир, 1981. 501 с.
  86. В.А., Радченко О. А. Опыт оценки нефтематеринского потенциала пород // Современные проблемы геологии и геохимии горючих ископаемых. М.: Наука, 1973. С. 49−52.
  87. В.А. Введение в геохимию нефти. Л.: Недра, 1970. 309 с.
  88. К.Э., Авазматов Х. Б., Листрем А. И. Геохимические особенности нижнеэоценовых горючих сланцев Западного Узбекистана //Накопление и преобразование органического вещества современных и ископаемых осадков. М.: Наука, 1978. С. 133−140.
  89. Н.П. Рассеянное органическое вещество кайнозойских отложений Западно-Кубанского прогиба// Дисс.канд. геол.-мин. наук. М.: Изд. МГУ, 1973. 170 с.
  90. Н.П. Рассеянное органическое вещество нефтематеринских пород Западно-Кубанского прогиба //В кн.: Нефтематеринские свиты и принципы их диагностики. М.: Недра, 1979. с. 248−255.
  91. Н.П., Баженова O.K. Роль сероводородного заражения в формировании нефтематеринского потенциала. // Материалы литологического совещания «Литология и полезные ископаемые центральной России», 3−8 июля, 2000. с. 87−88.
  92. В.Н., Недумов Р. И. К вопросу о геохимических критериях сероводородного заражения вод древних водоемов // Изв. АН СССР.1991. № 12. с.74−82.
  93. В.Н., Геохимия осадочного процесса. // Труды ГИН, вып. 574, М.: ГЕОС, 2006.
  94. Дж., Дроуед С., Маркуис Ф. Оценка нефтеносности с помощью прибора «Rock-Eval» с компьютером // Геология нефти и газа. 1994. № 1. С. 23−31.
  95. И.Ф., Органическое вещество прибалтийских, каширских и болтышских горючих сланцев. // Дисс.канд. геол.-мин. наук, М., 1973 г.
  96. Banerjee A., Rao K.L. Evalution of hydrocarbon-generative potential through Rock-Eval and reflectance screening in exploration areas Cambay Basin, India // Organic Geochemistry 15 IMOG
  97. Barakat A.O., Mostafa A., El-Gayar M.S., Rullkotter J. Source-dependent biomarker properties of five crude oils from the Gulf of Suez, Egypt // Organic Geochemistry 26, 1997. pp. 441−450.
  98. Bordenave M.L., Burwood R. Source rock distribution and maturation in the Zagros Orogenic Belt: Provenance of the Asmari and Bangestan Reservoir oil accumulations. // Organic Geochemistry 16,1990. 369−387.
  99. Brinkhuis Henk, Schouten Stefan, Margaret E. Collinson et al. Episodic fresh surface waters in the Eocene Arctic Ocean // Nature 6, 2006. Vol 441. pp. 606−609.
  100. Calvert S.E. Oceanographic control on the accumulation of organic matter in marine sediments// Marine petroleum source rocks // Eds Brooks. 1987.
  101. Chen Jianyu, Bi Yanpong, Zhang Jiguo et al. Oil-source correlation in the Fulin basin, Shengli petroleum province, East China // Organic Geochemistry 24, N8/9,1996. pp 931−940.
  102. Chen Junhong, Summons R., Fu Guoying. The distribution and implication of biomarkers from some Chinese Tertiary lacustrine sediments, Biyang Basin // Organic Geochemistry 16 IMOG, 1993.
  103. Connan, J., Cassow, A.M. Properties of gases and liquids derived from terrestrial kerogen at various maturation levels. // Geochimica et Cosmochimica Acta 44, 1980, pp. 1−23.
  104. Demaison G. J, Moore G.T. Anoxic environments and source bed genesis // AAPG Bull., 1980. V.64, N8. pp. 1179−1209.
  105. DSDP и ODP (Deep Sea Drilling Project, Ocean Drilling Project) Volume 1−151
  106. Dzou L.I., Holba A.G., Ramon J.C. et al. Application of new diterpane biomarkers to source, biodegradation and mixing effects on Central Llanos Basin oils, Colombia // Organic Geochemistry 30,1999. pp. 515−534.
  107. Espitalie J., Made M., Tissot В., Menny G.G., Lepla P. Source rock characterization method for petroleum exploration// Proc. Of 9th Annual. Offshore technology Conference. 1977. p. 439−452.
  108. Espitalie J., Deroo G., Marquis F. La perolyse Rock-Eval et ses applications (Deusieme partie).- 1985.-№ 6.-P.755−784.
  109. Espitalie J. Rock-Eval pyrolysis // Applied petroleum biochemistry (Edited by M.L. Bordenave). Paris, 1993.
  110. Fuhrmann A., Lopez J.F., Horsfield B. Et al. Fades, thermal maturity and correlation of source rocks and crude oils in the Western Depression of the Liaohe Basin, PR China using molecular markers // Organic Geochemistry 23, 2005.
  111. Gerisch S., Mann U., Micklich N. et al. Organic matter composition of two discrete thin layers from the Eocene Messel oil shale (Germany). // Abstracts of 22nd International Meeting on Organic Geochemistry Seville Spain. September 12 -16,2005.
  112. Holba A.G., Dzou L.i., Wood. G.D. et al. Application of tetracyclic polyprenoids as indicators of input from fresh-brackish water environments. // Organic Geochemistry 34,2003.
  113. Huang В., Xiao Xianming, Zhang M., Geochemistry, grouping and origins of grude oils in the Western Perl River Mouth Basin// Organic Geochemistry 34, 2003.
  114. Hwang R.J., T. Heidrick, B. Mertani, Qivayanty, M. Li. Correlation and migration of North Centrl Sumatra oils // Organic Geochemistry 33, 2002. pp. 1361−1379.
  115. Isaksen G.H., Radke M., et al. Organic geochemistry of freshwater and alkaline lacustine environments, Green River Formation, Wyoming. // Organic Geochemistry 16IMOG, 1993.
  116. Koch P.L., Zachos J.C., Gingerich P.D. Coupled isotopic changes in marine and continental carbon reservoirs at the Paleocene-Eocene boundary. Nature. V 358, 1992. pp. 319 322.
  117. Koopmans M.P., J. Koster, H.M.E. Van Kaam-Peters et al. Diagenetic and catagenetic products of isorenieratene: molecular indicators for photic zone anoxia // Geochimica et Cosmochimica Acta. 1996. Vol. 60. P. 4467−4496.
  118. Martini E., Muller C. Current Tertiary and Quartenary calcareous nannoplankton stratigraphy and correlation // Newsl. Stratigr. 1986. V. 16. № 2. 49 p.
  119. Moran Kathryn, Backman Jan, Brinkhuis Henk et al. The Cenozoic palaeoenvironment of the Arctic Ocean. // Nature 6, 2006. Vol 441. pp. 601−605.
  120. Mycke В., Narjes F., Michaelis W. Bacteroihopanetetrol from chemical degradation of an oil shale kerogen. Nature, 1987, 326, № 6109, pp.179−181.
  121. Peters K.E., Moldowan J.M. The biomarker guide. Interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments. 1993. Prentice-Hall, Inc. New Jersey. 346 p.
  122. Repeta D.J. A high resolution historical record of Holocene anoxygenic primary production in the Black sea // Geochim. Cosmochim. Acta, 1993. Vol. 57. pp. 4337−4342.
  123. Routh J., McDonald T.J., Grossman E.L. Sedimentary organic matter sources and depositional environment in the Yegua formation (Brazos County, Texas) // Organic Geochemistry 30, 1999. pp 1437−1453.
  124. Ruble Т.Е., Philp R.P. Organic geochemical characterization of bitumens from the Uinta Basin, Utah, USA // Organic Geochemistry 15 IMOG
  125. Sabel M., A. Bechtel, W. Puttman, S. Hoemes. Palaeoenvironment of the Eocene Eckfeld Maar lake (Germany): implications from geochemical analysis of the oil shale sequence // Organic Geochemistry 36,2005. pp. 873−891.
  126. Sluijs Appy, Schouten Stefan, Pagani Mark et al. Subtropical Arctic Ocean temperatures during the Palaeocene/Eocene thermal maximum. // Nature 6, 2006. Vol 441. pp. 610−613.
  127. Snowdon L.R., Stasiuk L.D., Robinson R., Dixon J. et al. Organic geochemistry and organic petrology of a potential source rock of early Eocene age in the Beaufort Mackenzie Basin // Organic Geochemistry 35,2004. pp. 1039−1052.
  128. Stasiuk L.D. Confocal laser scanning fluorescene microscopy of Botryococcus alginate from boghead oil shale, Boltysk, Ukraine selective preservation of various micro-algal components //Organic Geochemistry, 1999. Vol. 30, N 8B. pp. 1021−1025.
  129. Summons R.E., Powell T. Chlorobiaceae in Paleozoic seas by biological markers, isotopes and geology//Nature, 1986. Y.319. pp. 763−765.
  130. Sumei Li, Xiongqi Pang, Maowen Li, Zhijun Jin. Geochemistry of petroleum systems in the Niuzhuang South Slope of Bohai Bay Basin part 1: source rock characterization // Organic Geochemistry 34, 2003. pp 389−412.
  131. Tyson R.V. Sedimentary organic matter. Organic facies and palynofacies. Chapman & Hall, London, 1995.615 р.
  132. Villar H., Puttmann W., Wolf M. Organic geochemistry and petrography of Tertiary coals and carbonaceous shales from Argentina // Organic Geochemistry 13, 1988. pp. 10 111 021.
  133. Wilkin R.T., Barnes H.L., Brantley S.L. The size of framboidal pyrite in modern sediments: an indicator of redox conditions. Geochimica et Cosmochimica Acta, 60, 20, 1996. pp. 3897−3912.
Заполнить форму текущей работой

На отлично!