CC BY
55
УДК 550.4 Б01: 10.19110/2221-1381-2017-7-12-20
ДОМАНИКОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ ДЕНИСОВСКОГО ПРОГИБА 00 РЕЗУЛЬТАТАМ ИССЛЕДОВАНИЯ КЕРНА
СКВАЖИНЫ КОМАНДИРШОР-12
Д. А. Бушнев1, Н. С. Бурдельная1, А. Н. Шадрин1, А. А. Деревесникова2
1ИГ Коми НЦ УрО РАН, Сыктывкар [email protected] 2СГУ им. Питирима Сорокина
Доманиковые отложения изученного разреза представлены тонкослоистыми битуминозными известняками, накапливавшимися в спокойноводной гидродинамической обстановке. Термическая зрелость органического вещества высокая, по показателям Ттах и элементному составу керогена она может быть определена как МК4 (!а1ета№ге). Битумоид доманика на этой стадии термической зрелости содержит преимущественно н-алканы, концентрации изопреноидов сравнительно невелики, а полициклические биомаркеры определяются на уровне фона. Значение 813С керогена в среднем составляет 28.5 %о. Сам кероген, как это следует из данных спектроскопии ЯМР 13С, элементного анализа и пиролиза с хромато-масс-спектральным анализом продуктов, в основном ароматичен, но содержит в незначительных концентрациях н-алкильные цепи. Генерационный потенциал доманиковых отложений Денисовского прогиба в районе скв. 12-Командиршор в существенной мере реализован.
Ключевые слова: доманик, Тимано-Печорскийбассейн, битумоид, кероген, катагенез.
THE DOMANIK DEPOSITS OF THE DENISOVSKY DOWNFOLD ACCORDING TO THE CORE DATA
OF THE KOMANDIRSHOR-12 WELL
D. A. Bushnev, N. S. Burdelnaya, A. N. Shadrin, A. A. Derevesnikova
IG Komi Scientific Center of the Ural Branch of the Russian Academy of Sciences, Syktyvkar
SSU named after Pitirim Sorokin
The Domanik deposits of the studied section are represented by thin-layered bituminous limestones accumulated in a calm hydrodynamic situation. Thermal maturity of organic matter is high, in terms of Tmax and elemental composition of kerogen it can be defined as late mature. The bitumen at this stage of thermal maturity mainly contains n-alkanes, the concentrations of isoprenoids are relatively small, and the polycyclic biomarkers are determined at the background level. The value of S13C of kerogen on average is 28.5. Kerogen, as it follows from NMR 13C spectroscopy, elemental analysis and pyrolysis with chromatography-mass spectral analysis of products, is mainly aromatic, but contains insignificant concentrations of n-alkyl chains. The generation potential of the Denisovsky downfold in the area of the Komandirshor-12 well is significantly realized.
Keywords: domanik, Timan-Pechora basin, kerogen, bäumen, maturation.
Введение
Доманиковые отложения представляют собой пример высокопродуктивной нефтематеринской толщи. Её широкое распространение в Тимано-Печорском (и Волго-Уральском) бассейне обусловило проявление промышленной нефтеносности в доманиково-турнейском нефтегазоносном комплексе [7]. Органическому веществу доманиковых отложений посвящено значительное число исследований [1, 8, 9].
Изучение нефтематеринских пород предполагает получение и обработку материала, относящегося к различным этапам катагенетической эволюции отложений. Наиболее детально были исследованы породы, содержащие органическое вещество сравнительно невысоких стадий катагенеза. Это коллекции из стратотипических разрезов доманика по р. Доманик, Чуть [3, 5, 6], разреза р. Шаръю [6], ряда скважин в северной части Тимано-Печорского бассейна [4]. Зрелость ОВ исследуемых отложений, в том числе и достигнутая при экспериментальном моделировании, не превышала градации МК2. Результаты пиролитического исследования свидетельствуют о том, что на этой стадии ОВ доманика сохраняет ещё очень значительный углеводородный потенциал, составляющий 20—40 кг УВ/т породы.
В качестве примера пород доманика, достигших более значительного уровня термической зрелости, были отобраны образцы керна из скважины 12-Командиршор (Денисовский прогиб) (рис. 1). Здесь, согласно данным Т. К. Баженовой с соавторами, ожидались породы, ОВ которых достигло конца мезокатагенеза [1]. Целью работы является получение детальной характеристики органического вещества доманиковых отложений из скв. 12-Командиршор.
Экспериментальная часть
Определение содержания Сорг и ХБА в породе, фракционирование ХБА, хроматографический и хромато-масс-спектральный анализ фракций битумоида, а также исследование изотопного состава углерода индивидуальных ал-канов выполнялись комплексом известных методов [5, 6].
Пиролиз по методу Rock-Eval был проведен в лаборатории геохимии пластовых нефтей ОАО «ТомскНИПИ нефть» Р. С. Кашаповым с использованием прибора Rock-Eval 6 Turbo.
Элементный анализ керогена проведен в Институте биологии Коми НЦ УрО РАН Е. А. Тумановой с использованием элементного анализатора EA 1110 (CHNS-O) CEInstruments.
Рис. 1. Обзорная карта района исследований: звёздочкой обозначено месторасположение скважины 12-Командиршор Fig. 1. General map of the research area: asterisk indicates location of the well 12-Komandirshor
Исследования изотопного состава углерода (ИСУ) керогена, нефракционированного битумоида и его фракций производились с использованием масс-спектрометра Delta V Advantage (Thermo), сопряженного с элементным анализатором Flash EA (оператор И. В. Смолева).
Результаты и обсуждение
Литологическая характеристика пород. Согласно результатам ГИС скважины 12-Командиршор, исследуемое долбление 29 относится к верхней части сравнительно однородной пачки пород общей мощностью 3637 м (рис. 2). Эта пачка стратиграфически приурочена к верхам саргаевского — низам доманикового горизонта. Однородность пород находит отражение в результатах кавернометрии, КС, ГК и НГК, по которым она хорошо выделяется из подстилающих и перекрывающих отложений (рис. 2). Расстояние отбора проб от начала долбления соответствует 0.2, 0.8, 1.2, 1.8, 2.3, 2.9, 3.4, 4.6 и 5.5 м.
При исследовании шлифов было установлено преобладание среди пород тонкослоистых битуминозных известняков с преимущественно тонкоперетертым не определимым биокластовым материалом (рис. 3). Крупный органогенный детрит редок и представлен хаотично расположенными вдоль плоскости напластования тентакулитами, пелециподами, радиоляриями и реже спикулами губок карбонатного и кремневого состава. Типичным для всех образцов является наличие тонкой слоистости, обусловленной взаиморасположением био-и литокластового материала. Характерно отсутствие био-турбации осадков. Почти во всех образцах отмечается частичное окремнение породы, захватывающее как цемент, так и органические остатки. В первом случае морфологически это проявляется в формировании кремневых образований удлиненной/сложной формы размерами от 0.01 до 0.1 мм. Располагаются они или вдоль определенного прослоя, в отдельных случаях почти формируя кремне-
вый прослой, или хаотично, в виде мелких образований размерами порядка 0.01-0.05 мм, по всему объему породы. Окремнение более крупных органических остатков неполное, и обычно имеются неизмененные участки скелета карбонатного состава. Более мелкий шламовый материал, как правило, окремняется полностью. Характерной особенностью изученных пород является наличие тонкокристаллического пирита. Форма выделения - одиночные кристаллы от 0.01 до 0.02 мм и агрегаты от 0.03 до 2 мм. Располагаются хаотично по породе, реже — вдоль одного прослоя и/или внутри органических остатков. Общее количество по породе мало и составляет значительно менее 1 %. Осадконакопление изученных отложений происходило в относительно глубоководных, удалённых от берега участках морского водоема при спокойном гидродинамическом режиме. Это подтверждается наличием тонкой слоистости пород, преобладанием в известняках тонкоперетертого лито- и биокластового материала, отсутствием большого количества крупных органических остатков, а также отсутствием однонаправленного положения тентакулитов, наличием кремневых образований.
Данные пиролиза Яоек-ЕуаЬ Значения показателя Ттах для исследуемых образцов лежат в пределах 462-466 °С (см. таблицу), что свидетельствует о высоком катагенезе органического вещества, соответствующего примерно 1.25 % К0 [14]. Значения водородного и кислородного индексов говорят о незначительном остаточном углеводородном потенциале, а также об отсутствии окисленности органического вещества. Если показатель Б2 пород дома-ника на начало мезокатагенеза составляет в разрезах Чуть, Шаръю более 100 мг УВ/г породы [5, 6], то здесь значения этого показателя всего 2-4 мг УВ/г породы, что характеризует породы как бедные. На графике зависимости водородного индекса от величины Ттах породы из разреза 12-Командиршор продолжают линию трансформации
Рис. 2. Данные ГИС скважины 12-Командиршор (средний фран) Fig. 2. GIS data of well 12-Komandirshor (Middle Frasnian)
Рис. 3. Типичные породы доманиковых фаций в разрезе скв. 12-Командиршор: 1) известняк шламовый с остатками тента-кулитов (d.29-0.8 м); 2) известняк шламовый с остатками тентакулитов (d.29-1.9 м); 3) известняк шламовый (d.29-4.6 м); 4) известняк шламовый с редкими радиоляриями (d.29-5.5 м). Масштабная линейка 0.5 мм
Fig. 3. Typical rocks of Domanik facies in the section of well 12-Komandirshor: 1) limestone slime with the remains of tentaculites (d.29-0.8 m); 2) limestone slime with remains of laticulites (d.29-1.9 m); 3) limestone slime (d.29-4.6 m); 4) limestone slime with rare radiolarians (d.29-5.5 m). Scale ruler 0.5 mm
Геохимическая характеристика органического вещества пород D3dm скважины 12-Командиршор (долбление d.29) Geochemical characteristics of organic matter of rocks D3dm from well 12-Komandirshor (d.29)
Расстояние от начала
долбления, м Distance from drilling 0.2 0.8 1.2 1.8 2.3 2.9 3.4 4.6 5.5
start, m
Возраст \ Age Dqdm Dqdm Dqdm Dqdm Dqdm Dqdm Dqdm Dqdm Dqdm
Глинистый Глинистый Глинистый Глинистый Глинистый Глинистый Глинистый Глинистый Глинистый
Литология Lit ho logy известняк Argillaceous limestone известняк Argillaceous limestone известняк Argillaceous limestone известняк Argillaceous limestone известняк Argillaceous limestone известняк Argillaceous limestone известняк Argillaceous limestone известняк Argillaceous limestone известняк Argillaceous limestone
Валовая характеристика \ Bulk characteristics
c„rrt % 1.68 1.37 1.57 1.46 3.35 3.16 1.04 2.89 2.44
ХБА, % 0.05 0.09 0.08 0.12 0.17 0.20 0.08 0.12 0.12
(3ХБ, % 2.7 6.5 4.9 8.2 4.9 6.0 7.5 3.9 4.9
Данные Rock-Eval \ Rock-Eval data
Sl.Mr/r 0.97 0.83 — — — — — 0.8 -
S2. мг/г 3.87 2.16 — — — — — 3.27 -
PI 0.2 0.28 — — — — — 0.2 -
Tmax, °C 466 462 — — — — — 462 -
TOC, % 3.63 1.77 — — — — — 3.08 -
HI, мг УВ/г TOC 107 122 — — — — — 106 -
Ol, мг СОо/г TOC 6 11 — — — — — 11 -
Состав углеводородов битумоида \ Hydrocarbon composition of bitumoid
Pr/Ph 1.10 1.08 1.13 1.10 1.09 1.10 1.06 1.11 1.19
Pr/C17 0.31 0.37 0.31 0.39 0.41 0.43 0.43 0.34 0.37
Ph/C18 0.34 0.39 0.32 0.42 0.45 0.47 0.46 0.38 0.37
2*C17/C16+C18 1.08 1.05 1.07 1.06 1.07 1.07 1.08 1.09 1.07
2*C27/C26+C28 0.94 0.91 0.93 0.92 0.91 0.91 0.92 0.94 0.91
MPI-1 1.03 1.02 1.05 1.06 1.06 1.04 1.09 1.13 1.17
Rc, % 0.99 0.98 1.00 1.01 1.01 0.99 1.03 1.05 1.07
Изотопный состав углерода 813C, %o \ Isotope composition of carbon
Кероген Kerogen — -29.0 — — -28.8 -28.8 — -28.2 -27.9
Битумоид Bitumoid -28.8 -28.7 -28.6 -28.5 -28.3 -28.2 -28.3 -27.9 -27.8
Элементный состав керогена \ Element composition of kerogen
H/C — 0.76 — — 0.82 0.80 — 0.68 0.64
O/C — 0.03 — — 0.02 0.03 — 0.03 0.04
900 1
800
700
600
о 500 j.
m
>.
-S
400
300
200
100
, 0.5% Ro
I ч t i i . i \ j \i A i \
■ п. ■ i \ i \
■ \
■ \ ■ ■ % \ 0.9 % R0 \ \ '
■ \ \' \ V
■ X A ■ 1.35 %R0 >\\ / 1 \ \ ' 1 \ \ i ■ , \ \ i \ \ i
ш-- i \ \ i —L»' ■ и Дг-Коман^циошоо
400
420
440
460
480
500
т °о
1 шах'
Рис. 4. Диаграмма HI от Tmax для доманиковых образцов Тимано-Печорского бассейна
Fig. 4. HI diagram from Tmax for Timan-Pechora Domanik samples
органического вещества доманика при катагенезе (рис. 4).
Сорг и ХБА. Содержание органического углерода и хлороформенного битумоида в исследованных пробах довольно значительны. Так, содержание органического углерода колеблется здесь от 1.04 до 3.35 %, содержание ХБА составляет 0.04—0.19 %. Отношение этих двух величин, известное как РХБ, составляет в изучаемом разрезе
2.7—8.2 %. Данные значения Сорг сравнительно невелики по меркам доманиковых отложений и, скорее всего, отражают расходование органического вещества на формирование миграционного битумоида. Величина РХБ в изученном разрезе в среднем составляет 5.5 %, что ниже, чем в доманиковых породах, относящихся к более низким градациям катагенеза.
Состав н-алканов и изопреноидов битумоида. Состав н-алканов и изопреноидов выдержан по разрезу изучаемого долбления (рис. 5, таблица). Распределение н-ал-канов мономодальное, с максимумом в области С15—С17. Отношение концентраций изопреноидов к н-алканам невысоко (см. таблицу), как и отношение Рг/РИ. Всё это вполне типично для органического вещества морского происхождения высоких стадий катагенеза.
Состав ароматической фракции битумоида. Ароматическая фракция битумоида преимущественно представлена алкилзамещёнными нафталинами, фенантре-нами, дибензотиофенами. Концентрации алкилбензо-лов, в том числе производных арилкаротиноидов, близки к фоновым (рис. 6).
Важной особенностью изученных битумоидов является присутствие высоких концентраций сернистых соединений, в том числе алкилдибензотиофенов и в меньшей степени алкилнафтобензотиофенов. Если в основной массе битумоидов доманика, относящихся к главной фазе нефтеобразования, концентрации метилфенан-тренов в 1.5—2 раза превышают концентрации метил-дибензотиофенов, то в ароматической фракции биту-моидов 12-Командиршор ситуация противоположная. Образование сернистых соединений битумоида и нефти возможно за счёт преобразования серосодержащих структур керогена, которые преимущественно формируются при раннедиагенетическом осернении исходного органического вещества [13]. Было показано, что ресурс серосодержащих структур керогена доманика практически исчерпывается к середине главной фазы не-фтеобразования, когда скачкообразно падают выходы алкилтиофенов и алкилбензотиофенов, образующихся при пиролизе керогена [2]. Образование дибензотиофе-нов битумоидов и нефтей возможно не только в результа-
Рис. 5 Fig. 5.
, Хроматограмма алифатической фракции битумоида d.29—0.8 м Chromatogram of aliphatic fraction of bitumen d.29—0.8 m
Рис. 6. Масс-хроматограммы по общему ионному току (TIC) и суммам избранных ионов ароматической фракции битумоида d.29-0.8 м. 141... — распределение алкилнафталинов, 178... — распределение алкилфенантренов, 184... — распределение алкил-дибензотиофенов
Fig. 6. Mass-chromatograms of total ion current (TIC) and sums of selected ions of aromatic fraction of bitumen d.29-0.8 m. 141... — distribution of alkyl naphthalenes, 178... — distribution of alkyl phenanthrenes, 184... — distribution of alkyl dibenzothiophenes
те преобразования первично присутствующих в кероге-не серосодержащих фрагментов, но и в процессе геосинтеза, например из элементной серы и бифенила, а также его алкилзамещённых производных [10]. Элементная сера может являться одним из продуктов термосульфатре-дукции, протекающей при значительных температурах, соответствующих высоким стадиям катагенеза [11].
Изотопный состав углерода битумоида, его фракций и индивидуальных н-алканов и керогена. 813С керо-гена, выделенного из пород изучаемого разреза, составляет 29.0 ... -27.9 %о. Для битумоида пород характерен чуть более тяжёлый углерод, здесь 813С составляет
28.8 ... -27.8 %. Изотопный состав углерода и битумо-ида, и керогена закономерно меняется по разрезу изучаемого долбления. Для образцов из начала долбления характерно присутствие изотопно-лёгкого углерода в ке-рогене и битумоиде (табл. 1). Эта же тенденция остаётся при рассмотрении изотопного состава углерода и узких фракций битумоида. Для фракций битумоидов из разреза 12-Командирш ор оказалось характерным наличие изотопного профиля с наиболее тяжёлым углеродом в составе ароматической фракции (рис. 7), что отличает разрез изучаемого долбления от основной массы исследованных нами на изотопном уровне фракций битумо-
идов из доманиковых пород Тимано-Печорского региона. Высокие значения 813C ароматической фракции, возможно, объясняются наличием сернистых соединений, в частности дибензотиофенов, которые составляют основную часть ароматической фракции битумоидов.
Элементный состав керогена. Кероген пород исследуемого разреза обеднён водородом в силу высокой термической зрелости. Отношение Н/С составляет здесь ве-
личину 0.64—0.82, также мало и отношение О/С, значение которого 0.02—0.04. На диаграмме Ван Кревелена доманиковых отложений Тимано-Печорского бассейна (рис. 8) фигуративные точки, относящиеся к разрезу Командиршор-12, продолжают линию катагенетических изменений органического вещества доманика. Значение отношений Н/С и О/С соответствуют примерно 1.5 % ^ [12].
Продукты пиролиза керогена. Выход пиролиза-та, образующегося при 420 °С при разложении керогена скв. 12-Командиршор, значительно меньше, чем выход пиролизатов менее катагенетически преобразованного ОВ. Анализ продуктов пиролиза показал присутствие здесь алифатических, ароматических и гетеро-соединений. Алифатические компоненты представлены в основном н-алканами и н-алкенами-1. Выход суммы н-алканов и н-алкенов-1 при пиролизе (420 °С, 1 час) со-
ставляет 0.25—0.35 мг/г Ск
Известно [2, 3], что вы-
Рис. 7. Распределение изотопов углерода во фракциях битумо-ида D3dm (усреднены данные для 9 образцов битумоида) Fig. 7. Distribution of carbon isotopes in bitumoid fractions D3dm (averaged data for 9 samples of bitumen)
Рис. 8. Диаграмма Ван Кревелена для керогена доманиковых отложений Тимано-Печорского бассейна Fig. 8. Van Creveland diagram for kerogen of Domanik deposits of Timan-Pechora basin
ход суммы н-алканов и н-алкенов-1 при пиролизе в начале главной фазы нефтеобразования достигает 8 мг/г Скерогена, в главной фазе нефтеобразования снижается до 2—2.5 мг/г Скерогена. Таким образом, в нашем случае кероген «истратил» большую часть н-алкильных фрагментов на формирование миграционного битумоида. Н1 пород доманика, находящегося на стадии МК1 (рр. Чуть, Шаръю) [5], составляет в среднем около 600 мг УВ/г Сорг, а на стадии МК4 (12-Командиршор) Н1 равно 110 мг УВ/г Сорг, то есть в 6 раз меньше. Концентрации же н-алканов и н-алкенов в продуктах пиролиза снижаются при этом примерно в 15—20 раз. Это означает, что алифатические компоненты органического вещества доманика генерируются при катагенезе неравномерно, налицо опережающее по сравнению с другими структурами расходование н-алкильных фрагментов.
Анализ ароматической фракции пиролизата керогена методом ХМС показал наличие здесь широкого спектра н-алкилбензолов, алкилнафталинов, алкилфенан-тренов. Наличие н-алкилбензолов в продуктах пиролиза, как и н-алканов и н-алкенов-1, свидетельствует о сохранении в структуре керогена н-алкильных фрагментов.
Как и в составе битумоида, сераорганические соединения, входящие в состав пиролизата, преимущественно представлены дибензотиофеном и его метилпроизвод-ными. По сравнению с дибензотиофенами концентрации бензотиофенов, и особенно н-алкилтиофенов, существенно ниже. Говоря о предшественниках этих компонентов пиролизата, находящихся в химически связанном виде в структуре керогена, отметим, что для н-алкилтио-фенов пиролизата в качестве предшественников обычно рассматриваются серосвязанные н-алкильные фрагменты [2]. Результаты данного исследования подтверждают полученный ранее вывод об израсходовании этих структур при прохождении керогеном доманика главной фазы нефтеобразования. С другой стороны, содержание дибензотиофена и его алкилпроизводных в продуктах пиролиза керогена невысоких стадий катагенеза незначительно; они если и присутствуют, то составляют здесь весьма небольшую долю.
13С ЯМР керогена. Согласно результатам спектроскопии СРМЛБ, установлено, что основная часть углерода керогена сосредоточена в составе ароматических ядер (рис. 9). Среди алифатических атомов углерода наибольшая интенсивность сигнала характерна для ароматических метилов. Сигнал метиленовых звеньев алифатических цепей незначителен. Результаты спектроскопии
С - ароматический
150 100 50 0 м.д.
Рис. 9. ЯМР 13С CP-MAS-спектр керогена d.29-0.8 м Fig. 9. NMR 13C CP-MAS-spectra of kerogen d.29-0.8 m
ЯМР подтверждают вывод об опережающем расходовании алифатических цепей при катагенезе ОВ домани-ка по сравнению с метильными группами, связанными с ароматическими ядрами.
Заключение
Долбление 29 скважины 12-Командиршор содержит породы доманикового горизонта, являющиеся по своему литологическому составу типичными доманикитами. Высокая термическая преобразованность органического вещества чётко диагностируется по данным пиролиза Яоск-Буа1, элементному составу керогена. Значение Ттах и атомные отношения Н/С и О/С керогена позволяют оценить зрелость органического вещества как соответствующую интервалу 1.25-1.5 % Яо, что, в свою очередь, отвечает градации МК4 (ЫетаШге). Содержание битумоида в породах, его углеводородный состав также отражают преобразование органического вещества до стадии МК4.
Остаточный нефтематеринский потенциал отложений невелик. Значения водородного индекса, величины отношения Н/С керогена указывают на реализацию основной части нефтематеринского потенциала, остаточный потенциал органического вещества составляет 3-5 мг УВ/г породы, что позволяет оценить его как умеренный. ЯМР-спектры керогена, а также его элементный состав свидетельствуют о том, что основная часть углерода керогена содержится здесь в составе ароматических ядер, при этом продукты пиролиза керогена содержат ещё некоторое количество н-алкильных цепей. Битумоид породы также обогащён н-алканами по сравнению с изо-преноидами и полициклическими биомаркерами. В составе ароматической фракции битумоида представлены алкилзамещённые нафталины, фенантрены, отмечаются повышенные содержания дибензотиофенов и нафтобен-зотиофенов.
Работа выполнена при поддержке программ УрО РАН 15-18-5-42 и 15-11-5-29 с использованием оборудования ЦКП «Геонаука».
Литература
1. Баженова Т. К., Шиманский В. К., Васильева В. Ф., Шапиро А. И., Яковлева (Гембицкая) Л. А, Климова Л. И. Органическая геохимия Тимано-Печорского бассейна. СПб.: ВНИГРИ, 2008. 164 с.
2. Бурделъная Н. С., Деревесникова А. А., Бушнев Д. А. Off-line пиролиз керогена доманиковых отложений Тимано-Печорского осадочного бассейна // Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. 2016. № 9-10. С. 3-8.
3. Бушнев Д. А.. Органическое вещество Ухтинского до-маника // ДАН. 2009. Т.426. № 4. С. 516-519.
4. Бушнев Д. А. Особенности состава биомаркеров биту-моида и продуктов пиролиза керогена отложений верхнего девона Печорского бассейна // Нефтехимия. 2002. Т. 42. № 5. С. 325-339.
5. Бушнев Д. А., Бурделъная Н. С. Моделирование процесса нефтеобразования углеродистым сланцем доманика // Нефтехимия. 2013. Т. 53. № 3. С. 163-170.
6. Бушнев Д. А., Бурделъная Н. С. Нефти и органическое вещество позднедевонских отложений Тимано-Печорского бассейна, сопоставление по молекулярным и изотопным данным // Нефтехимия. 2015. Т. 55. № 5. С. 375-382.
7. Бушнев Д. А., Бурделъная Н. С., Валяева О. В., Деревесникова А. А.. Геохимия нефтей позднего девона Тимано-Печорского бассейна // Геология и геофизика. 2017. № 3-4. С. 410-422.
8. Бушнев Д. А., Бурделъная Н. С., Пономаренко Е. С., Зубова Т. А.. (Кирюхина) Аноксия доманикового бассейна Тимано-Печорского региона // Литология и полезные ископаемые. 2016. № 4. С. 329-335.
9. Кирюхина Т. А., Фадеева Н. П., Ступакова А. В. и др. Доманиковые отложения Тимано-Печорского и Волго-Уральского бассейнов // Геология нефти и газа. 2013. № 3. С. 76-87.
10. Asif M., Alexander R., Fazeelat T., Pierce K. Geosynthesis of dibenzothiophene and alkyl dibenzothiophenes in crude oils and sediments by carbon catalysis // Organic Geochemistry. 2009. Vol. 40. P. 895-901.
11. Goldstein T. P. and Aizenshtat Z. Thermochemical sulfate reduction A review // Journal of Thermal Analysis. 1994. Vol. 42. P. 241-290.
12. Peters K. E., Cassa M. R.. Applied source rock geochemistry // L. B. Magoon, W. G. Dow (ets.). The Petroleum System — From Source to Trap, AAPG Memoir 60, 1994. P. 93-120.
13. Sinninghe DamstU J. S., Rijpstra W. I. C., Kock-van Dalen A. C., de Leeuw J. W., Schenck P. A. Quenching of labile functionalised lipids by inorganic sulphur species: Evidence for the formation of sedimentary organic sulphur compounds at the early stages of diagenesis // Geochim. Cosmochim. Acta, 1989. Vol. 53. P. 1343-1355.
14. Teichmuller M., Durand B. Fluorescence microscopical rank studies on liptinites and vitrinites in peat and coals, and comparison with results of the rock-eval pyrolysis // International Journal of Coal Geology. 1983. Vol. 2. Iss. 3. № 2. P. 197-230.
References
1. Bazhenova T. K., Shimanskii V. K., Vasileva V. F., Shapiro A. I., Yakovleva (Gembitskaya) L. A., Klimova L. I. Organicheskaya geohimiya Timano-Pechorskogo basseina (Organic geochemistry of Timan-Pechora basin). St. Petersburg: VNIGRI, 2008. 164 pp.
2. Burdel'naya N. S., Derevesnikova A. A., Bushnev D. A. Offline piroliz kerogena domanikovyh otlozhenii Timano-Pechorskogo osadochnogo basseina (Offline pyrolysis of kerogen of Domanik deposits of Timan-pechora sedimentary basin) // Vestnik IG Komi SC UB RAS. 2016. No. 9-10. Pp. 3-8.
3. Bushnev D. A. Organicheskoe veschestvo Uhtinskogo domanika (Organic substance of Ukhta Domanik) // Reports of Academy of Sciences. 2009. V. 426. No. 4. Pp. 516-519.
4. Bushnev D. A. Osobennosti sostava biomarkerov bitumoida i produktov piroliza kerogena otlozhenii verhnego devona Pechorskogo basseina (Features ofbiomarkers ofbitumoid and pyrolysis products of kerogen from Upper Devonian Pechora basin) // Neftehimiya. 2002, V. 42, No. 5, pp. 325-339.
5. Bushnev D. A., Burdelnaya N. S. Modelirovanie protsessa nefteobrazovaniya uglerodistym slantsem domanika (Modelling of process of oil formation by carbon shale of Domanik) // Neftehimiya. 2013, V. 53, No. 3, pp. 163-170.
6. Bushnev D. A., Burdelnaya N. S. Nefti i organicheskoe veschestvo pozdnedevonskih otlozhenii Timano-Pechorskogo basseina, sopostavlenie po molekulyarnym i izotopnym dannym (Oils and organic matter of Late Devonian deposits of Timan-Pechora basin, comparison by molecular and isotope data) // Neftehimiya. 2015. V. 55. No. 5. Pp. 375-382.
7. Bushnev D. A., Burdelnaya N. S., Valyaeva O. V., Derevesnikova A. A. Geohimiya neftei pozdnego devona Timano-Pechorskogo basseina (Heochemistry of oils of Late Devonian Timan-Pechora basini) // Geologiya i geofizika. 2017. No. 3-4. Pp. 410-422.
8. Bushnev D. A., Burdelnaya N. S., Ponomarenko E. S., Zubova T. A. (Kiryuhina) Anoksiya domanikovogo basseina Timano-Pechorskogo regiona (Anoxy of Domanik basin of Timan-Pechora region) // Litologiya i poleznye iskopaemye. 2016. No. 4. Pp. 329-335.
9. Kiryuhina T. A., Fadeeva N. P., Stupakova A. V. et al. Domanikovye otlozheniya Timano-Pechorskogo i Volgo-Uralskogo basseinov (Domanik deposits of Timan-Pechora and Volga-Ural basins). // Geologiya nefti i gaza. 2013, No. 3. Pp. 76—87.
10. Asif M., Alexander R., Fazeelat T., Pierce K. Geosynthesis of dibenzothiophene and alkyl dibenzothiophenes in crude oils and sediments by carbon catalysis // Organic Geochemistry. 2009. Vol. 40. Pp. 895-901.
11. Goldstein T. P. and Aizenshtat Z. Thermochemical sulfate reduction A review // Journal of Thermal Analysis. 1994. Vol. 42. Pp. 241-290.
12. Peters K. E., Cassa M. R Applied source rock geochemistry. in: L. B. Magoon, W.G. Dow, (Eds.), The Petroleum System — From Source to Trap, AAPG Memoir 60, 1994. P. 93-120.
13. Sinninghe Damste J. S., Rijpstra W. I. C., Kock-van Dalen A. C., de Leeuw J. W., Schenck P. A. Quenching of labile functionalised lipids by inorganic sulphur species: Evidence for the formation of sedimentary organic sulphur compounds at the early stages of diagenesis // Geochim. Cosmochim. Acta. 1989. Vol. 53. Pp. 1343-1355.
14. Teichmuller M., Durand B. Fluorescence microscopical rank studies on liptinites and vitrinites in peat and coals, and comparison with results of the rock-eval pyrolysis // International Journal of Coal Geology. 1983. Vol. 2. Iss. 3. No. 2. Pp. 197-230.
