CC BY
223
------------------------------------ © М.В. Голицын, Н.В. Пронина, 2004
УДК 553.9
М.В. Голицын, Н.В. Пронина НЕФТЬ В УГОЛЬНЫХ БАССЕЙНАХ
Семинар № 1
~П опрос о возможности генерации газо-
-О образных углеводородов углем давно решен положительно. Что касается возможности масштабов генерации жидких углеводородов, то по этому вопросу нет единого мнения, хотя с каждым годом растет число положительных примеров. Сторонники неорганической теории происхождения нефти, естественно, отвечают на этот вопрос отрицательно; многие исследователи считают, что генерировать нефть может не весь уголь, а только его липтинитовые компоненты - воски, коровые ткани, споры, пыльца, кутикула, смоляные тела и т.д. Некоторые исследователи полагают, что и витринит может участвовать в этом процессе; есть даже специалисты, доказывающие, что инертинит генерирует нефть.
Исторически сложившееся мнение, что вещество углей является лишь генератором газа, основывалось на примере бассейнов Европы и Северной Америки позднекаменноугольного возраста. Угли этого периода состоят главным образом из витринитовых и инертинитовых компонентов. Кутикула и смолистые компоненты в них крайне редки (7). Богатые же эк-зинитовыми компонентыми мезозойские угли были в те годы в целом хуже изучены. О наличии нефтепроявлений в угольных бассейнах стран СНГ имеется довольно много сведений (3, 5). Рассмотрим несколько характерных примеров.
В Кузнецком бассейне (рис. 1) нефтепрояв-ления были впервые обнаружены в 1955 г. На юге бассейна в районе ст. Узунцы в породах ильинской свиты (верхняя пермь) была обнаружена темно-коричневая с зеленоватым оттенком жидкость с удельным весом 0,83 г/см3. В составе дистиллята преобладали алканы (88 %), арены (10,3 %), цикланы (1,7 %). Выход бензиновых фракций составил 1,1 %, керосиновых 34,9 %, масляных 55,6 %, нефть малосернистая (0,08 %). В 1959 г. также на юге Кузбасса в отложениях ильинской свиты была вскрыта нефть красно-бурого цвета плотностью 0,81 г/см3. Алканы составили 77,8 %,
цикланы 19,8 %, арены 2,64 %. В том же году в шх. Абашево 1 (Байдаевский район) в породах ильинской свиты была встречена красноватая маслянистая жидкость плотностью 0,81 г/см3. Нефти иного состава обнаружены в северных районах бассейна. На Сыромолотненской площади из отложений кузнецкой свиты, подстилающей ильинскую, была получена светлая нефть со слабо зеленоватым оттенком плотностью 0,79 % г/см3. Количество алканов составило 26,4 %, цикланов 50,2 %, аренов 19,1 %. Бензиновые фракции 70,9 %, керосиновые 24,8%, масляные 4,3 %. Близкая по составу нефть была получена из пород ильинской свиты на Южно-Борисовской площади (дебит 0,3 т/сут). Алканы составили 40,32 %, цикланы 40,85 %, арены 18,44 %. В целом для северных районов Кузбасса, где развиты малометамор-физованные угли марок Д и Г(МКі и МК2), характерно наличие жидких углеводородов нафтенового, реже ароматического состава (рис. 2). Это среднесмолистые, малосернистые вещества, содержащие мало парафинов. В южных районах бассейна, где развиты более ме-таморфизованные угли, появляются метановые высокопарафинистые нефти с малым содержанием смол и полным отсутствием асфальтенов. Более напряженные термодинамические условия обусловили здесь метанизацию нефти.
В Байдаевском районе Кузбасса присутствие битумов и жидкой нефти обнаружены в шахтах Байдаевская и Абашевская, разрабатывающих пласты ильинской свиты. Нефтегазоносные площади Плотниковского и Салтыма-ковского районов - Сыромолотненская, Борисовская, Березовская, Грязненская - образуют широкую полосу нефтепроявлений на северо-востоке бассейна.
В угольных газах Кузнецкого бассейна наибольшие содержания тяжелых углеводородов (этана до 30 %, пропана 8-22 %, бутана 5-7 %) отмечается в области распространения газовых и жирных углей в Томусинском, Байда-евском, Ерунаковском, Беловском и Ленинском районах. В районах же развития углей марок
- докнрбоновые отложения
- угленосные ОТЛОЖЕНИЯ карбона и перми
в
- границы марок углей (Б - бурые, Д - д линнопламенные, Г - газовые, Ж - жирные, К - коксовые, ОС - отощённые спекающиеся, Т - тощие, А - антрациты).
25
- угленосный район и газоносность углей, л^/г
- изогазы (изолинии равного содержания метана, м3/г)
- пефтепроявлепия
А
- месторождения природного газа
- послесермские отложения
К,ОС и Т содержание тяжелых углеводородов не превышает 1-2 %, хотя иногда и увеличивается в зонах глубоких тектонических разрывов. Максимумы содержания ТУВ в угольных газах совпадают с площадями развития нефте-проявлений в пластах угля и зонах нарушений.
В каменноугольных отложениях Донецкого бассейна на шх.им ХХ11 съезда КПСС (ПО “Кадиевуголь”) при проходке подготовительных горных выработок и в лавах наблюдались в течение семи лет (1961-1968 г.) выделения 712 л/час светло-коричневой нефтеподобной жидкости. В 1962 г. на шх. Чайкино (ПО “Ма-кеевуголь”) жидкие углеводороды выделялись при проходке штреков (60-80 л/час); они содержали 94 % алканов, 1 % цикланов и 5 % аренов. В 1977 году на шх. Комсомолец (ПО “Артемуголь”) было отмечено выделение жидких углеводородов (200 л/час) плотностью 0,8 г/см3. При их разгонке были получены фракции: бензин (до 200 0С) - 7,5 %, дизельное топ-
Рис. 1. Схема марочного состава и газоносности углей Кузнецкого бассейна
ливо (200-300 0С) - 12,3 %, масла (более 300 0С) - 80,2 %. Большинство углеводородов выделялось из трещиноватых или кавернозных пород, реже из пластов угля.
В Донецком бассейне открыто более 45 месторождений и залежей нефти и газа (рис. 3). По периферии бассейна на малых глубинах в зоне распространения бурых углей, переходных в каменные, известны только рассеянные или растворенные углеводороды. На средних глубинах (2000-2500 м) в зоне длиннопламенных углей (стадия МК1) вскрыты небольшие залежи нефти и газа, на глубинах свыше 2500 км (стадии Г (МК2) и Ж (МК3) - многопластовые газоконденсатные месторождения, а в зоне углей стадий К-А (МК4 -АК3) - только залежи газа. Нефти среднего карбона Донбасса метаново-нафтеновые плотностью
0,74-0,83 г/см3. С увеличением плотности нефтей растет содержание в них смол и асфальтенов. В этих отложениях преобладает гумусовое ОВ, лишь на северо-западе бассейна появляются прослои гумусово-сапропелевого вещества.
Интересно отметить, что в Донецком бассейне на глубинах 700-900 м существуют газогидродинамическая и геохимическая ступень, ниже которой меняется характер многих физических и геохимических параметров среды, формируются локальные скопления газов, повышается содержание в газах тяжелых углеводородов и водорода, газы содержат конденсат.
В процессе метаморфизма угля в бассейне образовалось 28 трлн м3 газа, из которых 2 трлн м3 осталось в угольных пластах. Количество тяжелых углеводородных газов (этана, пропана, бутана, гексана) обычно составляет первые проценты, иногда достигая 10-20 % и более. Нарастание количества ТУВ начинается со стадии газовых углей (МК2). Их содержание достигает максимума на стадии жирных и коксовых углей (МК3 и МК4), затем на стадии тощих углей АК1 резко снижается.
■Алканы ОАрены ОЦикланы
Северная часть (низкие стадии метаморфизма)
Рис. 2. Углеводородный состав нефтей из углей Кузбасса
В.И. Савченко (1989 г.) подчеркивает, что формирование залежей жидких углеводородов на юго-востоке Днепрово-Донецкой впадины (северо-запад Донецкого угольного бассейна) происходило в нижне-каменноугольных комплексах с органикой гумусового типа. К этому следует добавить, что угли нижнего карбона Донбасса исключительно богаты липоидными компонентами, количество которых достигает 30 % и которые, видимо, являются здесь основными генераторами жидких углеводородов. Нефти нижнего и среднего карбона ДДВ близки по составу. Они малосернистые, малосмолистые, парафинистые, метано-нафтеновые и нафтено-метановые. Конденсаты обычно мета-но-нафтеновые. Нефти верхнего карбона -нижней перми малосернистые, метано-
нафтеновые, невысокой плотности (до 0,82 г/см3). Нефти верхней перми и триаса имеют высокую плотность (0,92 г/см3) и нафтеноароматический и ароматический состав. Они отличаются повышенным количеством смоли-сто-асфальтеновых компонентов (до 20 %).
В ряде шахт нижнекарбонового Львовско-Волынского бассейна (Великомостовская 1 и др.) многие трещины в породах и угле оказались заполненными вязким смолистым веществом черного цвета , внешне напоминающем тяжелую нефть. Количество алканов 55 %, цикланов 20 %, аренов 25 %. По составу эти битумы резко отличаются от нефтей соседнего Карпатского района, что позволяет сделать вывод об их “угольном” происхождении. Газоносность угольных пластов нарастает с глубиной, достигая 27 м3/т (800 м). Количество тяжелых углеводородов невелико - доли процента. Количество липтинита в углях 2-10 %.
ИАлканы ОАрены ОЦикланы |
Южная часть (высокие стадии метаморфизма)
В Кизеловском бассейне при проходке шахты «2» нефть фонтанировала из шпура. При проходке квершлага на этой шахте нефть сочилась из кровли угольных пластов и междупла-стий. Аналогичные нефтепроявления наблюдались на шахтах 1, 6 Северная, им.Ленина и Ключевская.
Угли бассейна обладают повышенной газоносностью - до 32 м3/т, причем количество тяжелых углеводородов в углях марок Ж и ГЖ достигает 5-6 % (реже 12 %), в том числе этана до 4 %, пентана 0,1, гексана 0,05 %. В составе суфлярных газов на шахтах Ключевская и им. Ленина содержание этана составило 3-6 %, пентана 1,3 %. Кстати, угли Кизеловского бассейна содержат 15-32 % компонентов группы липтинита. В более метаморфизованных тощих углях нижнекаменноугольных месторождений восточного склона Урала на шахтах Егоршин-ского месторождения количество тяжелых углеводородов не превышает 0,2 %.
В Челябинском мезозойском бассейне зафиксировано 33 проявления нефти, 20 - газа и 14 - битумов. Наиболее интенсивные нефте-проявления установлены на Ерофеевской площади, где при опробовании было получено от 0,4 до 3,5 т нефти при суточном дебите 30-700 л. Удельная масса нефти 0,813, содержание углерода 84,4 %, водорода 14,2%, серы 0,44 %.
На юге Печорского бассейна, расположенного в пределах Косью-Роговской впадины (Северо-Предуральский ГНО) известны Ин-тинское и Кожимское газовые и Падимейское нефтяное месторождение. Нефти метанонафтеновые, плотностью 0,67-0,98 г/см3. Конденсат метано-нафтеновый плотностью 0,670,79 г/см3. Алканы 63-67 %, цикланы 9-24%, арены 8-16 %. Угли бассейна отличаются очень высокой газоносностью (до 40 м3\т) и повышенным содержанием тяжелых углеводородов (от этана до бутана). Их содержание зависит от
ш
- угленосные отложении карбона
- нослекарбоновые отложения
- границы марок углей (Б - бурые, Д - длиннопламенные, Г - газовые, Ж - жирные,
К - коксовые, ОС - отощённые спекающиеся,
Т - тощие, А - антрациты).
Рис. 3. Схема марочного состава и газоносности углей Донецкого бассейна
ЕЗ
степени метаморфизма угля. При близком петрографическом составе длиннопламенные угли Интинского месторождения содержат всего 0,01-0,8 % ТУВ, газовые угли Воргашорского и Сейдинского месторождений - 4-9 %, жирные угли Воркутского месторождения 2-16 %, а отощенные угли месторождения Хальмерью -0,001-0,1 %. Общие ресурсы углей в бассейне оцениваются в 260 млрд т, генерационный потенциал которых весьма значителен. В процессе углефикации в бассейне образовалось 52 трлн м3 газа, из которых 9 трлн м3 осталось в сорбированном состоянии в угле (рис. 4).
В Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне в последние годы обнаружены огромные ресурсы угля, оцениваемые во многие триллионы тонн (рис. 5 )
В Карагандинском бассейне, в отложениях карбона встречены нефтепроявления в виде битуминозной массы, парафинистых и твердых битумов (5). Наибольший интерес представляет битуминозная масса, связанная с угольными пластами или с зонами тектонических нарушений. Обычно она представлена черной, похожей на гуталин мазью с запахом керосина, которая является смесью тяжелой нефти и угольной пыли. В нарушенных участках доля битумопроявлений весом 50-100 кг достигает 40 %. В тектонически не-
ЕЕЗ
- изогазы (изолинии равного метана, м3/г)
- месторождения природного газа
сложных участках таких проявлений обычно менее 10 %. Групповой состав углеводородов: алканы - 31,8 %, цикланы - 35,4 %, арены - 32,8 %, плотность - 0,89 г/см3. Элементный состав битуминозной массы: углерод - 85 %, водород - 13 %, азот - 0,4 %, сера - 0,6 %,кислород - 1,0 %. Облегченный изотопный состав битумов (С 12/13 -91,3) служит индикатором их генетической связи с континентальными отложениями. В процессе углефикации в бассейне образовалось порядка 9 трлн м3 газа, из которых в угольных пластах осталось около 2 трлн м3. Содержание тяжелых углеводородов в угольных газах достигает максимума (2-7 %) в углях стадий Ж и К (МК3 и МК4).
В Средней Азии (Таджикистан) на месторождении Шаргунь в 1982 г. из отложений юры было выкачано 15 ведер нефти (В. С. Лучников, 1982 г.).
С Ленским угольным бассейном территориально совпадает Лено-Вилюйская газонефтеносная провинция, связанная структурно с Ви-люйской синеклизой, Предтаймырским и Предверхоянским краевым прогибами. Мощность верхнепротерозойско-фанерозойского
осадочного чехла, представленного терриген-ными отложениями, достигает 10 км. Промышленная газоносность установлена на 8 месторождениях в отложениях от верхней перми до юры. Выявлена 51 залежь, приуроченная к структурным и литологическим ловушкам.
ЕЭ* ЕЗ5 Р^6 ЕЕЗ7 ГУ і8 1^ і9
Нефти пермских и триасовых месторождений в Предтаймырском прогибе относительно легкие (0,85 г/см3) малосернистые (до 5 %) высопара-финистые (до 14 %). Доля аренов достигает 38 %. Нефти юрских отложений тяжелые (0,93 г/см3) малосернистые и малосмолистые, аренов - до 52 %. Свободные газы содержат более 90 % метана, до 2 % азота. Газовые конденсаты пермских и триасовых отложений имеют плотность 0,74-0,78 г/см3, преимущественно алкано-вый состав (метана до 56 %), цикланов до 47 %, аренов до 21 %. Конденсаты из юрских отложений, имеющие плотность до 0,83 г/см3, обычно также алкановые. По мнению Р. А. Твердовой и др. (6) богатые липтинитом нижнекарбоновые угли служили генераторами нефти в восточном Прикаспии.
В норвежской части Северного моря (группа Брент и группа Вестланд) угольные пласты мощностью до 1 м в отложениях юры служили генераторами газообразных и жидких углеводородов. Угли длиннопламенные, газовые и жирные. На соответствующих картах здесь выделяются самостоятельные зоны, где угли генерируют или нефть или газ. Генерировали нефть и угли нижнего карбона (21).
марочного состава и газоносности углей ассейна
В Дании в Центральном грабене на газовом месторождении Хо-ралд известны пять угольных пластов, сложенных телинитом и ку-тинитом, которые в определенных условиях могли генерировать нефть.
В целом ряде нефтяных бассейнов Китая большое значение в образовании нефтей придается ископаемым углям. В Джунгарском, Таримском и Турпанском бассейнах генераторами нефти считаются юрские угленосные отложения с пластами угля. Запасы угля в Джунгарском бассейне превышают 279 млрд т. Тесная связь углей и нефтей отмечается в пермских и юрских отложениях Ордосского бассейна и палеогеновых осадках месторождения Хуанхиан, где угли содержат до 20 % липтинита (9, 11, 13, 15, 23, 24).
В нефтегазоносном бассейне США Сан-Хуан определенным генерационным потенциалом обладают угольные пласты свиты Фруленд (верхний мел), из которых получены непромышленные притоки нефти.
В Канаде образование нефти в бассейне Бофорта-Маккензи связывают с угольными пластами, заключающими 610 млрд т угля. По мнению (18), количества липоидных компонентов в углях этого бассейна достаточно для генерации существующих ресурсов нефти.
По данным (7), на севере Египта угли среднеюрского возраста являлись генератором нефти местных месторождений.
В Индонезии на востоке Калимантана, юге Суматры и на Яве в углях палеогена и неогена содержится повышенное количество липтинита и витринита, которым отводится значительная роль в формировании месторождений нефти (10).
Австралийские исследователи отмечают, что в континентальных осадочных бассейнах мезозойского и кайнозойского возраста органическое вещество содержит большое количество экзинита (липоидов) и может рассматриваться как источник образования нефти и газа
(17, 19). Различные компоненты угля вступают в процесс генерации углеводородов не одновременно (таблица).
Первым компонентом еще на ранней стадии (протокатагенез), при температуре 40-60 0С в процесс генерации вступает инертинит и генерирует метан и легкие УВ. С переходом в каменноугольную стадию инертинит генерирует лишь газ. Группа витринита прекращает генерацию тяжелых УВ при температуре 80-100 0С (стадия МКГМК2). Замыкают этот ряд ли-поидные компоненты, которые дают максимум генерации тяжелых УВ при температуре 110140 0С (МК3-МК4). При более высоких температурах все компоненты угля генерируют только газ. М. Смит, изучавший бассейны Австралии, отмечает, что в мезозойских и кайнозойских континентальных осадочных бассейнах органическое вещество содержит значительное количество экзинита, и, поэтому, может рассматриваться источником как нефти, так и газа. Косвенным свидетельством тому является повышенное соотношение пристана к фитану, и присутствие в нефтях тяжелых углеводородов (С25-33).
На связь нефтей и континентального органического вещества еще в 1968 г. указывал Н.Не(1Ье^ (12). Важным фактором является повышенное содержание в углях водорода, что связано с присутствием в них альгинита и ли-поидных компонентов или “восстановленных” обогащенных водородом витринитовых компонентов.
Для определения потенциально нефтематеринских углей Хантом (14) были предложены следующие критерии: Н/С (атомарное отноше-
1. Газоносность угольных месторождений СССР. (под ред. А.И.Кравцова). Т.1-3. М.: Недра, 19791980. - 1299 с.
2. Геология угольных месторождений СССР (под
Рис. 5. Схема распространения угленосных отложений мезозоя Западной Сибири. Скважины, вскрывшие угольные пласты на нефтегазоносных площадях: 1-юрские, 2-меловые, 3-юрские и меловые; границы распространения угленосных отложений: 4-юрских,5-
меловых, 6-границы геолого-
структурных зон; 7-границы Тюменской области, крупнейшие месторождения: 8-нефти, 9-газа. Геолого-структурные зоны: 1-Карская синеклиаз, 11-
Тазовская, Гыданская седловина, 111-Припайхойско-Малоземельская моно-клиза, 1У-Надым-Тазовская синеклиза, У-Приуральская моноклиза, У1-
Мансийская синеклиза, У11-Хантайская антеклиза, У 111-Кеть-Вахская гемиан-теклиза, 1Х-Приказахстанская монокли-за
ние) более 0,9. Водородный индекс (Н|) более 200, содержание липоидных компонентов более 15 %. Пауэл и Боренхэм (18) считают, что для такого типа углей отношение пристана к фитану должно быть
высоким (3-4 и более). По данным (20) изотопный состав углерода (с113С) континентального ОВ более легкий (20 0/00).
Среди палеозойских углей повышенным содержанием компонентов группы липтинита отличаются только угли нижнего карбона (8). Что касается триасовых, юрских и меловых углей, то в большинстве бассейнов они заключают повышенное количество липтинита (20). Этим, отчасти, можно объяснить тот факт, что в осадках мезозоя сосредоточено 70 % мировых ресурсов нефти.
---------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
ред. А.К.Матвеева). - М.:Изд-во МГУ, 1990.-352 с.
3. Голицын М.В., Голицын А.М. Углеводородный
потенциал ископаемых углей.- М.: Изд.МГУ, 1995. -С.23-28.
Участие микрокомпонентов угля в генерации нефти в процессе углефикации (15,16)
Микрокомпонент Относительный выход Показатель отражения витринита, Ис тах,%.
жидких углеводородов Начало генерации Интервал максимума
Альгинит Максимальный 0,7 1,1
Кутинит Высокий 0,6 0,7-0,9
Споринит Высокий 0,6 0,7-0,9
Резинит Высокий 0,5 0,5-0,8
Битуминит Умеренный до высокого 0,4 0,5-0,8
Суберинит Умеренный до высокого 0,4 0,5-0,8
Витринит Умеренный 0,45 0,5-1,0
Инертинит (за счет остатков бактериальной органики) Низкий 0,4 -
4. Голицын М.В., Голицын АМ., Пронина Н.В., Архипов А.Я., Богомолов АХ., Цикарев ДА. Газоугольные бассейны России и мира. М.: - 2002.-250 с.
5. Голицын М.В., Кузнецова А.А. Метаморфизм каустобиолитов Карагандинского бассейна.-М. Наука, 1970. - 135 с.
6. Твердова Р.А., Буклебаев З.Е., Дальян И.Б. Г еохимические особенности нижнекаменно-угольных месторождений востока Прикаспийской впадины. - Сов. геология. - 1992. - №10. - С. 3-9.
7. Bagge, MA. & Keeley, M.L. The oil potential of Mid-Jurassic coals in nothem Egypt. In: Scott, A.C.& Fleet, A.J. (eds.), 1994, Coal and Coal-bearing Strata as Oil-prone Source Rocks. Geolodgical Society Special Publication No. 77- pp. 183-200.
8. Collinson M.E., Van Bergen, Scott A.C. The oil generation potential of plant from Coal and Coal-bearing Strata through time: a review with a new evidence from Carboniferous plants.- In: Scott A.C. and Fleet A.J., 1994. -Coal and Coal-bearing Strata as Oil-prone Source Rocks. Geological Society Special Publication No. 77- pp.30-70.
9. Dai Jinxing. Treatise of natural gas geology and geochimistry inChina.- Encyclopedia of China. Publishing house.- Beijing, 1997. - pp. 221-251.
10. Durand, B., Oudin, J.L. Exemple de migration des hydrocarbures dans une serie deltaique - La delta Mahakham, Kalimantan, Indonesie. Proceedings of the Tenth World Petroleum Congress, 1979, 2- pp. 3-12.
11. Gas share of China energy mix to increase.- Oil and Gas J., 1996. - 94, N 47. - C.29.
12. Hedberg, H.D. Significance of high-wax oils with respect to genesis of petroleum.- AAPG Bull., 1968, 52- pp. 736-750.
13. Huang, D., Zhang, D., Li, J., Huang, X. Huang, X. Hydrocarbon genesis of Jurassic coal measures in the Turpan basin, China.- Organic Geochemistry, 1991, 17- pp. 673-680.
14. Hunt, J. Generation of gas and oil from coals and other terrestrial organic matter. - Organic Geochemistry, 1991, 17- pp. 673-680.
15. Maoynan Sun, Shengchu Huang. Sugested policies to encourage coalbed methane development in China.-Natur. Resour. Forum.-1996.-20, №1- p.49-57.
16. Murchison D.G. Petrographic aspects of coal structure: reactivity of macerals in laboratory and natural environments.- Fuel, 1991, vol.70, Varch- pp. 296-315.
17. Nimerick K.H., Hinkel JJ. Method of enhancing methan production from coal seams by dewatering.- Nam, 5229017 USA, MKU E 21 B 43/25. 1993.
18. Powell T.G., Boreham CJ. Terrestrially soured oils: where do they exist and what are our limits of knowledge? - a geochemical perspective.- In: Scott A.C., Fleet A.J. (eds.), 1994, Coal and Coal-bearing Strata as Oil-prone Source Rocks? Geological Society Special Publication, N 77- pp.11-29.
19. Record directionally controlled methane drainage borehole in Australia.-Mining Mag. - 1996.- 175, N 1.- p. 5.
20. Stach E., Mackowsky M.Th., Teichmuller M., Taylor G.H., Chandra D., Teichmuller R. Textbook of coal Petrology, 3rd edn. Borntraegen, 1977.
21. Thomas BM., Moller-Pedersen, Whitaker, M.F. and Shaw, N.D. Organic facie and hydrocarbon distributions in the Norwegian North Sea.- In:Thomas, B.M. et al.(eds).1985, Petroleum Geochemistry and Exploration of the Norwegian Shelf. Graham and Trotman, London- pp.3-26.
22. Tisso B.P., Welte D.N. Petroleum Formation and Occurience. - 1984., Springer Verlag.
23. Wang Changgui, Cheng Keming, Xu Iongchang, Zhao Hanyi. Geochemistry of jurassic coal-derived hudro-carbon of Turpan-Hami basin.- Petroleum industry press. -1996. - Beijing, China. - 260p.
24. Wang Tao. Natural gas geological theory and practice of China.- Petroleum industry press. - Beijing, China. - 291p.
— Коротко об авторах ---------------------------------------------------------------------
Голицын М.В., Пронина Н.В. - Геологический факультет Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова.
