CC BY
29
Б01: https://doi.Org/10.18599/grs.2019.3.39-47 УДК 553.982.2
Физико-химические свойства, геохимия конденсатов из залежей средней юры Малоямальского месторождения (Западная Сибирь) и адамантаны в них
Е.А. Фурсенко1,2*, Г.С. Певнева3, В.А. Казаненков1, Н.Г. Воронецкая3, А.К. Головко1,3, В.А. Каширцев1,2
1Институт нефтегазовой геологии и геофизики имени А.А.Трофимука СО РАН, Новосибирск, Россия 2Новосибирский государственный университет, Новосибирск, Россия 3Институт химии нефти СО РАН, Томск, Россия
Согласно геохимическим углеводородным показателям (концентрационные соотношения по составу углеводородов С4-С9, н-алканов и ациклических изопренанов, адамантанов С10-С13, стеранов, терпанов и аренов) и изотопному составу углерода, конденсаты Малоямальского месторождения соответствуют террагенному генотипу. Углеводородные показатели зрелости (изомерные соотношения стеранов и терпанов; индексы зрелости, рассчитанные по составу аренов) свидетельствуют о формировании этих углеводородных флюидов в условиях главной зоны нефтеобразования. В исследованных конденсатах идентифицированы адамантан и его алкилзамещенные.
Ключевые слова: геохимия, конденсаты, углеводороды, адамантоиды, Западная Сибирь
Для цитирования: Фурсенко Е.А., Певнева Г.С., Казаненков В.А., Воронецкая Н.Г., Головко А.К., Каширцев В.А. (2019). Физико-химические свойства, геохимия конденсатов из залежей средней юры Малоямальского месторождения (Западная Сибирь) и адамантаны в них. Георесурсы, 21(3), с. 39-47. DOI: https://doi.org/10.18599/ grs.2019.3.39-47
Проведенный анализ геохимии и распределения адамантанов в конденсатах Малоямальского месторождения, а также их генетическая типизация являются частью актуального на сегодняшний день комплекса исследований, направленных на установление факторов, контролирующих природный синтез адамантоидов и концентрирование их в углеводородных системах.
Адамантан и его производные являются трицикличе-скими углеводородами мостикового типа. Эти углеводороды благодаря своей алмазоподобной структуре обладают уникальными свойствами, которые широко используются в промышленности. В настоящее время адамантоиды производятся, главным образом, путем химического синтеза. Несмотря на высокую плотность, адамантаны концентрируются в дистиллятных фракциях, что вместе с высокой термической устойчивостью делает их важными компонентами реактивных топлив. Соответственно, природным источником низкомолекулярных соединений этого ряда являются керосиновые фракции нефтей и конденсатов. Залежи углеводородных флюидов с высокими содержаниями адамантанов обнаружены в сено-манских отложениях на небольших глубинах с низкими пластовыми температурами на севере Западной Сибири (месторождения Русское, Пангодинское, Ван-Еганское, Север-Комсомольское) (Каширцев и др., 2013). Нефти и конденсаты этих залежей, как правило, биодеградирова-ны. В результате экспериментальных работ (Бакланова и др., 2017) было показано, что при ректификации
* Ответственный автор: Елена Анатольевна Фурсенко E-mail: fursenkoea@ipgg.sbras.ru
© 2019 Коллектив авторов
биодеградированных нафтеновых сеноманских нефтей Западной Сибири, обогащенных адамантанами, можно получать низкозамерзающие (-70оС) фракции керосинов плотностью 0,905-0,912 г/см3, которые удовлетворяют параметрам ГОСТа для сверхзвуковой авиации.
Материал и методика исследований
Объектами исследования являются 5 проб стабилизированных конденсатов, которые отобраны из пластов в средней юре (Ю2-3, Ю4 и Ю6; скважины 3005 и 3010 Малоямальского месторождения). Диапазон глубин отбора проб изменяется от 2264 до 2366 м, пластовые температуры 69-80°С.
Малоямальское газоконденсатное месторождение, открытое в 1975 г., находится в южной части ЮжноЯмальского нефтегазоносного района Ямальской нефтегазоносной области (Брехунцов, Битюков, 2005). Стратификация разреза среднеюрских отложений и структурная карта по кровле пласта Ю2 представлены на рис. 1 и 2. В контуре месторождения пробурено 8 поисковораз-ведочных скважин. Мощность мезозойско-кайнозойских отложений осадочного чехла составляет 2600-2840 м. Породы палеозойского фундамента, вскрытые четырьмя скважинами, представлены зелеными и темно-серыми с зеленоватым оттенком сланцами. На месторождении выявлены 3 залежи: одна газовая в пласте ПК1 сеноманского яруса (К2) и 2 газоконденсатные в пластах Ю2-3 и Ю4 бат-ского яруса У2). Самой крупной является залежь пласта Ю2-3, в которой сосредоточено более половины суммарных запасов газа. Признаки газоносности по результатам испытаний установлены также в пласте Ю6 байосского яруса ^2), представленного мелкозернистыми, плотными
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ
Рис. 1. Строение разреза среднеюрских отложений в скв. Малоямальская - 3010. 1 - песчаники; 2 - алевролиты; 3 - глинистые алевролиты; 4 - аргиллиты.
Рис. 2. Структурная карта по кровле продуктивного пласта Ю2 Малоямальского месторождения. 1 - изолинии кровли пласта Ю2; 2 - объединенный контур залежей в пластах Ю2 и Ю ; 3 - скважины, вскрывшие среднеюрские отложения.
крепкосцементированными песчаниками с редкими про-пластками аргиллитов в нижней части. Пласты Ю2 3 и Ю4 сложены светло-серыми мелкозернистыми песчаниками с прослоями темно-серых, плотных алевритово-глинистых пород (рис. 1). Эффективные газонасыщенные толщины коллекторов составляют около 22 м. Содержание стабильного конденсата изменяется от 156,33 до 162,27 г/м3. Пластовое давление составляет 23,21-24,92 МПа, что соответствует гидростатическому. Газоконденсатная залежь пластов Ю2-3 - пластово-сводовая, пласта Ю4 - массивная. Размеры залежей - 10-14 х 32-34 км, высота - 120-150 м (Брехунцов, Битюков, 2005). Газоводяной контакт принят на абсолютной отметке -2361 м (рис. 2).
Физико-химические свойства (плотность, вязкость, фракционный состав) конденсатов изучены при помощи соответствующих стандартизированных методов (ГОСТы).
Для анализа распределения легкокипящих углеводородов и адамантанов использованы хроматограммы по общему ионному току (TIC) нефракциониро-ванных конденсатов, полученные на хромато-масс-спектрометрической системе, включающей газовый хроматограф «Hewlett Packard 5890» с высокоэффективным масс-селективным детектором Agilent MSD 5972 и компьютерной системой (ChemStation) регистрации и обработки информации. Ввод проб (1 мкл) проводили в режиме split шприцом SGE 10 мкл. Для деления проб на индивидуальные компоненты использована капиллярная кварцевая колонка DB1 (длина - 60 м, внутренний диаметр - 0,254 мм, неподвижная фаза - 100% диметил-полисилоксан, толщина - 0,25 мкм). Скорость потока газа-носителя (гелий) - 1 мл/ мин; температура инжектора - 290°С. Идентификация индивидуальных УВ осуществлялась по временам удерживания путем сравнения полученных масс-фрагментограмм с уже имеющимися спектрами из библиотеки NIST-05 и по опубликованным данным (Петров, 1984; Багрий, 1989; Гордадзе, 2008; Гируц и др., 2014 и др.). Относительные концентрации углеводородов С4-С9 определялись как отношение площади соответствующего пика на хроматограмме TIC к сумме площадей пиков всех идентифицированных соединений. Относительные содержания адамантанов соответствуют отношениям площадей пиков на масс-хроматограммах по m/z 136, 135, 149, 163 к сумме площадей всех пиков, которые ХМС система регистрирует при анализе нефрак-ционированной пробы.
Анализ состава ароматических углеводородов (ряды бензола и нафталина) нефракционированных конденсатов проводили методом хромато-масс-спектрометрии (ХМС) на квадрупольной системе GSMS-QP5050 «Shimadzy» с компьютерной системой регистрации и обработки информации. Хроматограф снабжен капиллярной кварцевой колонкой DB5-MS длиной 30 м и диаметром 0,32 мм. Анализ проводили в режиме программирования температуры с 80 до 290°С со скоростью 2 °С/мин, конечная температура поддерживалась постоянной в течение 25 минут. Газ-носитель - гелий. Ионизирующее напряжение - 70 eV, температура источника - 250°С. Сбор и обработка данных в режимах SCAN и SIM производилась с помощью программы GCMS Solution. Идентифицикацию соединений осуществляли путем сравнения полученных
HU GEDRESDURCES www.geors.ru
масс-спектров с масс-спектрами, имеющимися в библиотеках NIST и WILEY.
Высокомолекулярные насыщенные полициклические углеводороды-биомаркеры и ароматические соединения исследованы методами газожидкостной хроматографии (ГЖХ анализ на хроматографе «Маэстро» (Agilent Technologies 7820A GC System); н-алканы и ациклические изопренаны) и хромато-масс-спектрометрии (ХМС анализа на системе, включающей газовый хроматограф «Hewlett Packard 5890» с высокоэффективным масс-селективным детектором Agilent MSD 5972A и компьютерной системой (ChemStation) регистрации и обработки информации HPG 1034; стераны, терпаны, арены) в составе метано-нафтеновой и нафтено-ароматической фракций. углеводородные фракции получены из отбензинен-ных конденсатов методом адсорбционной жидкостной хроматографии.
относительное содержания каждого типа соединений определяли через отношение его суммарной интенсивности к сумме площадей всех идентифицированных соединений.
Помимо показателей по распределению углеводородов С4-С9 для геохимической характеристики конденсатов использована информация по изотопному составу углерода (513С определялся на масс-спектрометре DELTA V Advantage, результаты анализа приведены к международному стандарту VPDB).
Физико-химические характеристики проб, распределение углеводородов и геохимическая типизация конденсатов
Исследованные конденсаты имеют низкие плотности (в среднем 744,4 кг/м3 при разбросе от 722,4 до 778,0 кг/м3)
и кинематическую вязкость - около 1 мм2/с (при 20°С). Температуры начала кипения закономерно низкие (в среднем 53°С при разбросе от 41°С до 81°С). Конденсаты более чем на 70 % об. состоят из бензиновых фракций (т.к. < 200°С).
Конденсаты в основном представлены углеводородами (УВ) (> 99 мас. % на конденсат), а концентрации смолисто-асфальтовых компонентов в них очень низкие. Содержания метано-нафтеновых УВ более чем в 3 раза выше по сравнению с ароматическими. однако несмотря на преобладание метано-нафтеновых УВ, в конденсатах много ароматических углеводородов (> 15%) (как на бензиновую фракцию, так и при пересчете на конденсат).
Исследованные пробы характеризуются тяжелым изотопным составом углерода (513С изменяется от -27,4 %о до -25,6 %о), который свидетельствует о преимущественно террагенном генотипе (Тиссо, Вельте, 1981; Конторович и др., 1986; Peters et al., 2005 и др.).
Масс-хроматографическое исследование нефракцио-нированных конденсатов показало обычное для этого типа углеводородных флюидов смещение максимумов концентрации н-алканов в низкомолекулярную область (н-С6), лишь в одном конденсате из пласта Ю4 максимум концентрации приходится на н-Сп (ундекан) (рис. 3). Вместе с тем, групповой состав углеводородов С4-С9, идентифицированных в исследованных пробах, и соответствующие генетические показатели указывают на их единый генетический тип. Легких алканов чуть меньше, чем цикланов, соответственно, отношение алканы/ци-кланы изменяется от 0,76 до 0,98. Как и при пересчете на групповой состав всего конденсата, в исследованных пробах наблюдаются повышенные по сравнению с типичными западно-сибирскими углеводородными флюидами (Гончаров, 1987; Рудкевич и др., 1988; Фурсенко, 2014)
время удерживания
и в
нС„
нС,
нС„
нС
if
нС
12 "С,з „с.
нС
_L
нС„
время удерживания
Рис. 3. Масс-хроматограммы TIC исследованных конденсатов. Условные обозначения: ЦГ- циклогексан(ы); ЦП - циклопентан(ы); м - метилзамещенные УВ; э - этилзамещенные УВ; метилЦГ- метилциклогексан; нС4-нС25 - н-алканы С4-С25.
НАУЧНО-ТЕХНтЕСКИЙ ЖУРНАЛ
www.geors.ru ГЕйРЕСУРСЫ
концентрации легких аренов (> 14% на сумму идентифицированных УВ С4-С9) (табл. 1).
Во всех исследованных малоямальских конденсатах в максимальной концентрации идентифицирован метилцикглогексан (рис. 3). Эту особенность хорошо иллюстрирует тригонограмма распределения УВ С7 (рис. 4а), на которой исследованные пробы сгруппированы в области, характеризующей углеводородные флюиды террагенного генотипа (Odden et al., 1998; Huang et al., 2014). Генетическаая типизация по тригонограмме согласуется с генетическими показателями по составу легких углеводородов (Х циклопентанов/Х циклогексанов; этил-бензол/Х ксилолов; н-гептан/метилциклогексан) (табл. 1) (Гончаров, 1987; Peters et al., 2005; Фурсенко, 2014 и др.). Единый источник исследованных конденсатов подтверждается распределением диметилзамещенных пентанов и параметра толуол/н-гептан (рис. 4б) (Halpern, 1995).
Методом газожидкостной хроматографии в составе метано-нафтеновых фракций исследованных конденсатов идентифицированы н-алканы С14-С35 и ациклические изо-пренаны С13-С25. Конденсаты характеризуются высокими значениями отношения пристан/фитан (> 3) и индекса нечетности CPI (>> 1) (табл. 2). Отношение н-С27/н-С17 изменяется от 0,06 до 0,10. Такие низкие значения этого параметра обусловлены незначительными концентрациями
высокомолекулярных н-алканов, что связано с перераспределением УВ в соответствии с их молекулярной массой за счет фазово-ретроградных процессов, сопровождающих формирование газоконденсатных залежей (Старобинец, 1974; Чахмахчев, 1983; Справочник по геохимии..., 1998). Следует отметить, что исследованные конденсаты не подвергались биодеградации: наблюдается типичное для неизмененных углеводородных флюидов молекулярно-массовое распределение н-алканов; идентифицированные н-алканы преобладают над ациклическими изопрена-нами (пристан/н-С17 - 0,55-0,73; фитан/н-С18 - 0,17-0,24; н-алканы/ациклические изопренаны - 5,6-7,8) (табл. 2). Следует отметить, что пластовые температуры в залежах исследованных конденсатов не благоприятны для жизнедеятельности бактериальных и грибковых организмов, которые способны утилизировать углеводороды (Арефьев и др., 1978; Забродина и др., 1978; Philippi, 1977; Peters et al., 2005 и др.).
В насыщенных фракциях конденсатов методом хромато-масс-спектрометрии идентифицированы полициклические биометки - стераны и терпаны. Среди стеранов преобладают этилхолестаны (С29), а следующей по концентрации является группа холестанов (С27), соответственно, отношение С29/С27 > 1. Отношение диа-стераны/регулярные стераны > 0,5 (табл. 2), что может
пласт в % на сумму УВ С4-С9 соотношения
L н-алканы L изоалканов L алканов L ЦГ L ЦП L цикланов L аренов алканы/ цикланы н-Су/ мЦГ L ЦП/ L ЦГ этилбензол/ £ ксилолов
Ю2-3 20,87 16,87 37,74 30,65 16,00 46,65 15,62 0,81 0,22 0,52 0,18
Ю2-3+Ю4 23,92 18,49 42,42 33,06 10,35 43,41 14,17 0,98 0,23 0,31 0,16
Ю4 17,71 17,95 35,66 32,48 14,43 46,91 17,43 0,76 0,20 0,44 0,18
Юб 19,54 16,07 35,61 36,68 10,02 46,70 17,69 0,76 0,26 0,27 0,15
Ю4 20,81 15,79 36,60 33,87 6,65 40,52 22,87 0,90 0,25 0,20 0,16
*аквагенный генотип >2 >1,2 >0,9 >0,3
*террагенный генотип 0,75 - 1,50 0,3 - 0,8 <0,7 <0,2
Табл. 1. Геохимическая характеристика исследованных конденсатов по составу углеводородов С-С9. *генетическая типизация соответствует работе (Фурсенко, 2014).
а)
2,2дмС5/РЗ
1дмЩГ
Рис. 4. Геохимическая характеристика исследованных конденсатов по составу углеводородов С7 (2,2-, 2,3-, 2,4-, 3,3дмС5 - диметил-пентаны; £дмЦП - сумма диметилциклопетанов; мЦГ- метилциклогексан; Р3 = 2,2дмС5 + 2,3дмС5 + 2,4дмС5 + 3,3дмС5).
GEORESOURCES www.geors.ru
Свита, пласт Н-алканы и ациклические изопренаны Стераны Гопаны и трицикланы
пристан/ фитан пристан/ н-С17 фитан/ н-С18 н-алканы/ ациклические изопренаны н-С27/ н-С17 CPI C29/ C27 C29 Ts/ Tm С35/ С34 ITC
pp(20S+20R)/ aa20R 20S/ 20R
Ю4 3,31 0,73 0,23 5,68 0,08 1,26 1,10 3,54 0,82 0,63 0,58 4,67
Ю2-3 + Ю4 3,06 0,70 0,24 5,61 0,08 1,26 1,55 4,38 1,09 0,77 0,15 9,33
Юб 3,12 0,55 0,18 7,81 0,10 1,34 1,23 2,62 0,75 0,82 0,48 4,18
Ю4 3,53 0,62 0,19 6,26 0,07 1,29 2,04 3,65 1,05 0,59 0,23 11,83
Ю2-3 3,81 0,62 0,17 5,90 0,06 1,34 2,30 2,57 0,98 0,37 0,08 14,07
Табл. 2. Основные геохимические показатели по составу углеводородов-биомаркеров насыщенной фракции конденсатов. I - трицикла-новый индекс (=2*ЕтрицикланыС1920/£трицикланыС23 26) (Конторович и др., 1999). CPI (индекс нечетности) = ((н-С25+н-С27+н-С29+н-С31+н-С33)/(н-С26+н-С28+н-С30+н-С32+н-С34)+(н-С25+н-С27+н-С29+н-С31+н-С33)/(н-С24+н-С26+н-С28+н-С30+н-С32))/2 (Bray, Evans, 1961).
быть обусловлено существенной окисленностью органического вещества - источника конденсатов. Изомерные соотношения стеранов С29 (коэффициенты зрелости: PP(20S+20R)/aa20R и aa 2 0S/aa 20R) исследованных конденсатов очень близки (2,62-4,38 и 0,75-1,09, соответственно) и характеризуют уровень изомерных преобразований стеранов, характерный для главной зоны нефтеобразования (Петров, 1984).
Среди три-, тетра- и пентациклических терпанов преобладают трицикланы С19-С31 (хейлантаны) (41,33-59,18% на сумму терпанов), присутствуют примерно в равных количествах с гопанами и гомогопанами (34,28-52,63% на сумму терпанов), а концентрации тетрацикланов и моретанов не высоки. Повышенные концентрации три-цикланов, сравнимые с содержанием гопанов и гомого-панов, вероятнее всего обусловлены (по аналогии с н- и изоалканами) молекулярно-массовым перераспределением УВ при формировании газоконденсатных залежей (Старобинец, 1974; Чахмахчев, 1983; Справочник по геохимии... , 1998). В составе идентифицированных гопанов и моретанов выше концентрации УВ С30 по сравнению с УВ С29, и значительно меньше гопанов и моретанов С27 и С31-С35. Низкие значения отношения гопаны С35/С34 (< 1) указывает на формирование нефтегазоматеринского ОВ в субокислительных обстановках, что согласуется с отношениями пристан/фитан и дистераны/регулярные стераны (Тиссо, Вельте, 1981; Петров, 1984; Peters et al., 2005 и др.). Среди трицикланов (хейлантанов) преобладают низкомолекулярные гомологи (С19-С20), а концентрации УВ С21-С31 меньше в несколько раз. Соответственно, очень высоки значение трицикланового индекса (ITC >> 1). Согласно (Конторович и др., 1999) высокие значения этого показателя могут рассматриваться как признак терра-генного генотипа исследованных конденсатов. Значения показателя Ts/Tm (0,37-0,82) и соотношения между S и R изомерами гомогопанов С31-С33 (S > R) свидетельствуют о формировании исследованных конденсатов в условиях главной зоны нефтеобразования (Петров, 1984; Peters et al., 2005 и др.).
Согласно данным ХМС анализа нефракционирован-ных проб среди ароматических углеводородов, идентифицированных в малоямальских конденсатах, моно-аренов (89,8-95,2 % отн.) больше, чем биароматических УВ (4,4-9,1 % отн.). Содержания триароматических соединений не значительны (0,05-0,16 % отн.), поэтому
исследовались отдельно в составе араматической фракции конденсатов.
В составе низкомолекулярных бензолов преобладают толуол и диметилбензолы (ксилолы). Среди моноаренов C7-C19 максимум концентрации приходится на н-алкилбензолы (н-АБ; 52,2-69,3 % отн.), далее в порядке убывания концентрации следуют н-алкилтолуолы (н-АТ; 18,3-34,0 % отн.), триметилбензолы (0-9,3 % отн.), тетраметилбензолы (0-2,6 % отн.) и тетралины (нафтено-замещенные бензолы) (<0,01 % отн.). Содержания длин-ноцепочечных н-АБ и н-АТ С11+ (0,8-1,1 и 0,9-2,3 % отн., соответственно) на порядок ниже по сравнению с низкомолекулярными алкилбензолами и алкилтолуолами С7-С10 (52,2-69,3 и 18,4-34,0 % отн., соответственно). Преобладание низкомолекулярных моноаренов над высокомолекулярными, также как и для других углеводородов (н-алканы, например), вероятнее всего обусловлено их селективным накоплением в составе газоконденсатных смесей при формировании залежей.
Биарены в изученных конденсатах представлены, главным образом, голоядерным нафталином (0,92-1,86 % отн.), а также моно- (1,64-3,29 % отн.), ди- (1,30-2,82 % отн.), три- (0,45-1,34 % отн.) и тетраметилзамещенными (0,060,15 % отн.) нафталинами. Кроме того, в исследованных пробах удалось идентифицировать кадален (0,01 % отн. и менее) и флуорены (0,03-0,08 % отн.). Анализ индивидуального состава алкилнафталинов показал, что во всех конденсатах преобладает голоядерный нафталин, а также 2- и 1- метилнафталины. Установлены повышенные содержания 1,2,5- и 1,2,7-ТМН, что вместе с присутствием кадалена указывает на террагенный источник исследованных проб, накопление которого происходило в слабовосстановительных условиях (Armstroff et al., 2006; Perumal et al., 2008). Высокие значения нафталиновых индексов зрелости (MNR (2-(b-) метил-/1-(а-) метилнафта-лин): 1,7-2,1; DNR2 ([2,6-(р,р-)+2,7-(р,р-)дмн]/1,5-(а,а-) дмн): 1,7-1,8; TNR6 ([1,3,7-(а,р,р-)+1,3,6-(а,р,р-)тмн]/ [1,2,5-(а,р,а-)+1,2,4-(а,р,а-)тмн): 1,5-2,0) свидетельствуют о высокой зрелости исследованных конденсатов (Radke et al., 1986; Peters et al., 2005).
В составе ароматических фракций конденсатов методом ХМС исследованы фенантрены (91,80-93,97 % отн.), дибензтиофены (< 6 % отн.), моно- (< 1 % отн.) и триароматические (< 1 % отн.) стероиды. Низкие концентрации дибензтиофенов свидетельствуют о накоплении
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ
нефтематеринского ОВ в субокислительных условиях (Конторович и др., 2004; Peters et al., 2005 и др.), что согласуется с соответствующими параметрами по составу насыщенной фракции (пристан/фитан, диастераны/регулярные стераны, гомогопаны С35/С34). Показатели зрелости, рассчитанные по составу идентифицированных аренов и дибенз-тиофенов (табл. 3) (дибензтиофеновый индекс (ДБТИ ~ 1), фенантреновый индекс (ФИ - 0,39-0,47), соотношение между триароматическими стероидами (ТАСИ - 0,28-0,60), соотношения между фенантренами (1-метилФ/Ф - 0,400,53; 3-метилФ/Ф - 0,35-0,42; 9-метилФ/Ф - 0,54-0,62 и др.)) соответствуют характеристикам ОВ главной зоны не-фтеобразования (Radke et al., 1986; Конторович и др., 2004; Peters et al., 2005 и др.), что сопоставимо со стерановыми, терпановыми и нафталиновыми показателями зрелости.
Свита, пласт ТАС/МАС Ф/ДБТ ДБТИ ФИ TAOT
Ю4 0,53 17,51 1,00 0,41 0,37
1,46 16,34 1,19 0,47 0,60
Ю6 2,28 16,85 1,01 0,44 0,28
Ю4 0,79 16,54 0,98 0,42 0,43
Ю2-3 1,34 18,51 0,91 0,39 0,51
Табл. 3. Геохимические показатели по составу ароматической фракции конденсатов. МАС - моноароматические стероиды; ТАС - триароматические стероиды; Ф - фенантрены; ДБТ - дибензтиофены; ДБТИ - дибензтиофеновый индекс ((2-+3-метилДБТ)/ YßfiT); ФИ - фенантреновый индекс (2-метилФ/Ф); ТАСИ = (ТАС C20 + ТАС С2])/£ТАС.
Распределение адамантана и его производных
Анализ нефракционированных конденсатов методом ХМС позволил идентифицировать в их составе адаман-тан и его моно-, ди- и триметилзамещенные производные (рис. 5). В отличие от биодеградированных нефтей Ванъеганского, Русского и Северо-Комсомольского месторождений (Каширцев и др., 2013), в исследованных конденсатах не удалось обнаружить тетраметилзамещенные адамантаны, а среди этилзамещеных, исключая конденсат из пласта Ю6, наблюдаются только 1- и 2-этиладамантаны (рис. 5). Кроме того, на масс-хроматограммах по общему ионному току (TIC) адамантановые УВ не выявляются в виде индивидуальных пиков (рис. 5), а определяются лишь при сканировании по фрагментным ионам (m/z 135, 136, 149, 163). Соответственно, концентрации адамантанов, идентифицированных в составе исследованных проб, невысоки и составляют не более 0,1 % отн. (табл. 4). Это
Пласты Ю2-3 Ю2-3 + Ю4 Ю4 Ю6 Ю4
содержание в % отн. на конденсат
адамантан (m/z 136) 0,004 0,003 0,005 0,002 0,005
монозамещенные (m/z 135) 0,033 0,021 0,040 0,014 0,045
дизамещенные (m/z 149) 0,039 0,023 0,046 0,017 0,050
тризамещенные (m/z 163) 0,018 0,011 0,022 0,006 0,026
тетразамещенные (m/z 177) 0,005 0,002 0,006 0 0,005
сумма 0,100 0,061 0,120 0,040 0,131
Табл. 4. Распределение адамантана и его алкилпроизводных, идентифицированных в исследованных конденсатах
10
11
TIC
12
13
14
15
время удерживания
m/z 136
JIÍIém/MI/J^
время удерживания
m/z 135
время удерживания
m/z 149
's? В N о. к,
•3 я í i
i и н н
S а £ в S »J В 1
ч "i *
H.f, .А! >Jl
2 И Г
я I 4
время удерживания
m/z 163
uli
11 z
г =
е
TT
2
У/
F
время удерживания
Рис. 5. Масс-хроматограммы (TIC, m/z 135, 136, 149, 163) ада-мантановых углеводородов, идентифицированных в конденсатах Малоямальского месторождения (10-15 - пики н-алканов от Сп до С15)
на порядок меньше, чем в биодеградированных конденсатах Южно-Тамбейского месторождения (Шевченко и др., 2016). Дизамещенные производные преобладают чуть меньше монозамещенных, далее в порядке убывания концентрации следуют тризамещенные адамантаны. Содержание голоядерного адамантана составляет не более 0,005 % отн.
Соотношения между адамантанами, идентифицированными в исследованных пробах, мало различаются (табл. 4), что указывает на единый источник малоямальских конденсатов. По молекулярному весу в порядке убывания относительной концентрации следуют С12 адамантаны, далее С11 и С13, и, как отмечалось выше, меньше всего в исследованных конденсатах собственно адамантана (С10). Соотношения между адамантанами разного молекулярного веса в малоямальских пробах очень похожи на эти параметры для средневилюйского конденсата террагенного генотипа (Иванова, 2010). Ранее было показано (Schulz et al., 2001; Гордадзе, 2008; Иванова, 2010 и др.), что соотношения между метилзамещенны-ми адамантанами сильно отличаются от равновесных и
SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL
GEDRESDURCES www.geors.ru
уменьшаются с увеличением молекулярной массы. Не являются исключением исследованные конденсаты, для которых: 1-метилА/(1-метилА + 2-метилА) > 1,3-диме-тилА/(1,3- + 1,2- + 1,4-диметилА) > 1,3,5-триметилА/ (1,3,5- + 1,3,6- + 1,3,4-триметилА) (табл. 4). Для них наблюдается также преобладание цис-изомеров диметил- и триметиладамантанов над транс-изомерами.
Выводы
Анализ распределения основных групп идентифицированных углеводородов и соответствующие генетические показатели (по составу УВ С4-С9; пристан/фитан; CPI; стераны С29/С27; соотношения между трициклически-ми терпанами (Itc); гомогопаны С35/С34; низкие концентрации дибензтиофенов), а также тяжелый изотопный состав углерода позволяют считать, что исследованные малоямальские конденсаты генерированы за счет липидных компонентов преимущественно террагенного органического вещества, накапливавшегося в субокислительных обстановках. Значения изомерных соотношений стеранов и терпанов, отношения Ts/Tm, показателей зрелости по составу аренов и дибензтиофенов свидетельствуют о формировании состава этих углеводородных флюидов в условиях главной зоны нефтеобразования. На единый источник малоямальских конденсатов указывают также соотношения между идентифицированными адамантанами.
Наблюдаемые значимые содержания адамантанов в конденсатах Малоямальского месторождения позволяют предполагать, что в условиях неглубоких залежей в вышележащих меловых отложениях (низкая пластовая температура (<70°C), интенсивная биодеградация) возможно обнаружение углеводородных флюидов, которые селективно обогащены адамантаном и его производными.
Финансирование
Работа выполнена при финансовой поддержке Проекта № 14 МИП СО РАН на 2018-2020 гг. и Проекта IX.131.2.1 Программы ФНИ государственных академий наук на 2013-2020 гг.
литература
Арефьев О.А. Забродина М.Н., Норенкова И.К., Карпенко М.Н., Макушина В.М., Петров А.А. (1978). Биологическая деградация нефтей. Изв. АН СССР. Сер. геол., 9, с. 134-139.
Багрий Е.И. (1989). Адамантаны: Получение, свойства, применение. М.: Наука, 264 с.
Бакланова О.Н, Княжева О.А., Лавренов А.В., Василевич А.В., Булучевский Е.А., Арбузов А.Б, Каширцев В.А., Фурсенко Е.А. (2017). Оценка возможности прямого получения компонента высокоплотных реактивных топлив ректификацией нафтеновой нефти Русского месторождения. Нефтепереработка и нефтехимия, 2, с. 8-13.
Брехунцов А.М., Битюков В.Н. (2005). Малоямальское месторождение. Открытые горизонты, т. 1 (1962-1980), Тюмень, с. 259-263.
Гируц М.В., Строева А.Р., Гаджиев Г.А., Стоколос О.А., Кошелев В.Н., Гордадзе Г.Н. (2014). Адамантаны С11-С13 в биодеградированных и небиодеградированных конденсатах. Нефтехимия, 54(1), с. 12-16. https://doi.org/10.1134/S0965544114010046
Гончаров И.В. (1987). Геохимия нефтей Западной Сибири. М.: Недра, 181 с.
Гордадзе Г.Н. (2008). Геохимия углеводородов каркасного строения (обзор). Нефтехимия, 48(4), с. 243-255. https://doi.org/10.1134/ S0965544108040014
Забродина М.Н., Арефьев О.А., Макушина В.М., Петров А.А. (1978). Химические типы нефтей и превращение нефтей в природе. Нефтехимия, 18(2), с. 280-290. https://doi.org/10.1016/0031-6458(78)90039-4
Иванова И.К. (2010). Адамантаны в континентальных конденсатах Вилюйской синеклизы (Якутия). Нефтегазовое дело, 2, с. 54.
Каширцев В.А., Нестеров И.И., Меленевский В.Н., Фурсенко Е.А., Казаков М.О., Лавренов А.В. (2013). Биомаркеры и адамантаны в нефтях из сеноманских отложений Западной Сибири. Геология и геофизика, 54(8), с. 1227-1235. https://doi.org/10.1016/j.rgg.2013.07.012
Конторович А.Э., Верховская Н.А., Тимошина И.Д., Фомичев А.С. (1986). Изотопный состав углерода рассеянного органического вещества и битумоидов и некоторые спорные вопросы теории образования нефти. Геология и геофизика, 5, с. 3-12.
Конторович А.Э., Бахтуров С.Ф., Башарин А.К., Беляев С.Ю., Бурштейн Л.М., Конторович А.А., Кринин В.А., Ларичев А.И., Ли Году, Меленевский В.Н., Тимошина И.Д., Фрадкин Г.С., Хоменко А.В. (1999). Разновозрастные очаги нафтидообразования и нафтидонакопления на Северо-Азиатском кратоне. Геология и геофизика, 40(11), с. 1676-1693.
Конторович А.Э., Меленевский В.Н., Иванова Е.Н., Фомин А.Н. (2004). Фенантрены, ароматические стераны и дибензотиофены в юрских отложениях Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна и их значение для органической геохимии. Геология и геофизика, 45(7), с. 873-883.
Петров А.А. (1984). Углеводороды нефти. М.: Наука, 263 с. Рудкевич М.Я., Озеранская Л.С., Чистякова Н.Ф. (1988). Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна. М.: Недра, 304 с.
Справочник по геохимии нефти и газа (1998). Ред. С.Г. Неручев. СПб: ОАО «Недра», 576 с.
Старобинец И.С. (1974). Геолого-геохимические особенности газоконденсатов. Л.: Недра, 152 с.
Тиссо Б., Вельте Д. (1981). Образование и распространение нефти. М.: Мир, 502 с.
Фурсенко Е.А. (2014). Геохимия низкомолекулярных углеводородов нефтей и конденсатов Надым-Тазовского междуречья и северных районов Широтного Приобья (Западная Сибирь). Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 146 с.
Чахмахчев В.А. (1983). Геохимия процесса миграции углеводородных систем. М.: Недра, 231 с.
Шевченко Н.П., Фурсенко Е.А., Каширцев В.А., Карташов Е.В. (2016). Геохимия бензиновых фракций конденсатов полуострова Ямал. Материалы XII международной научной конференции «Недропользование. Горное дело. Направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Экономика. Геоэкология». ИНТЕРЭКСПО ГЕО-Сибирь-2016.
Armstroff A., Wilkes H., Schwarzbauer J., Littke R., Horsfield B. (2006). Aromatic hydrocarbon biomarkers in terrestrial organic matter of Devonian to Permian age. Palaeogeography, Palaeoclimatology, Palaeoecology, 240, pp. 253-274. https://doi.org/10.1016/j.palaeo.2006.03.052
Bray E.E., Evans E.D. (1961). Distribution of n-paraffins as clue to recognision of source beds. Geochimica et Cosmochimica Acta, 22(12), pp. 2-15. https://doi.org/10.1016/0016-7037(61)90069-2
Halpern H.I. (1995). Development and applications of light-hydrocarbon-based star diagrams. AAPG Bulletin, 79, pp. 801-815. https:// doi.org/10.1306/8D2B1BB0-171E-11D7-8645000102C1865D
Huang S., Wang Z., Lv Z., Gong D., Yu C., Wu W. (2014). Geochemical identification of marine and terrigenous condensates. A case study from the Sichuan Basin, SW China. Organic Geochemistry, 74, pp. 44-58. https://doi. org/10.1016/j.orggeochem.2014.04.001
Odden W., Patience R.L., van Graas G.W. (1998). Application of light hydrocarbons (C4-C13) to oil/ source rock correlations of source rocks and test fluids from offshore Mid-Norway. Organic Geochemistry, 28(12), pp. 823-847. https://doi.org/10.1016/S0146-6380(98)00039-4
Perumal Sivan, Gour C. Datta, Ram R. Singh (2008). Aromatic biomarkers as indicators of source, depositional environment, maturity and secondary migration in the oils of Cambay Basin, India. Organic Geochemistry, 39, pp. 1620-1630. https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2008.06.009
Peters K.E., Walters CC., Moldowan J.M. (2005). The biomarker guide. 2nd ed. New York: Cambridge University Press, V. 2, 1155 p. https://doi. org/10.1017/CB09780511524868
Philippi G.T. (1977). On the depth, time and mechanism of original the heavy to mediumgravity naphtenic crudeoils. Geochim. et Cosmochim. Acta, 41(1), pp. 33-52. https://doi.org/10.1016/0016-7037(77)90185-5
Radke M., Welte D.H., Willsch H. (1986). Maturity parameters based on aromatic hydrocarbons: Influens of the organic matter type. Organic Geochemistry, 10, pp. 51-63. https://doi.org/10.1016/0146-6380(86)90008-2 Schulz L.K., Wilhelms A., Rein E., Steen A.S. (2001). Application of diamondoids to distinguish source rock facies. Organic Geochemistry, 32, pp. 365-375. https://doi.org/10.1016/S0146-6380(01)00003-1
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
www.geors.ru ГЕйРЕСУРСЫ
Сведения об авторах
Елена Анатольевна Фурсенко - канд. геол.-мин. наук, старший научный сотрудник
Институт нефтегазовой геологии и геофизики имени А.А. Трофимука СО РАН
Россия, 630090, Новосибирск, пр. Ак. Коптюга, д. 3
Тел: +7(383)330-26-76
E-mail: FursenkoEA@ipgg.sbras.ru
Галина Сергеевна Певнева - канд. хим. наук, старший научный сотрудник
Институт химии нефти СО РАН
Россия, 634055, Томск, проспект Академический, д. 4
Валерий Александрович Казаненков - канд. геол.-мин. наук, ведущий научный сотрудник, заведующий лабораторией геологии нефти и газа Западной Сибири
Институт нефтегазовой геологии и геофизики имени А.А.Трофимука СО РАН
Россия, 630090, Новосибирск, пр. Ак. Коптюга, д. 3
Наталья Геннадьевна Воронецкая - ведущий инженер
Институт химии нефти СО РАН
Россия, 634055, Томск, проспект Академический, д. 4
Анатолий Кузьмич Головко - доктор хим. наук, профессор, заведующий лабораторией углеводородов и высокомолекулярных соединений нефти, Институт химии нефти СО РАН; директор филиала, Институт нефтегазовой геологии и геофизики имени А.А.Трофимука СО РАН Россия, 634055, Томск, проспект Академический, д. 4
Владимир Аркадьевич Каширцев - доктор геол.-мин. наук, член-корреспондент РАН, главный научный сотрудник
Институт нефтегазовой геологии и геофизики имени А.А. Трофимука СО РАН
Россия, 630090, Новосибирск, пр. Ак. Коптюга, д. 3
Статья поступила в редакцию 17.09.2018;
Принята к публикации 28.02.2019; Опубликована 01.09.2019
Physical and chemical properties, geochemistry of condensates from the deposits of the middle Jurassic Maloyamalsky field (Western siberia) and adamantanes in them
E.A. Fursenko12*, G.S. Pevneva3, V.A. Kazanenkov1, N.G. Voronetskaya3, A.K. Golovko13, V.A. Kashirtsev1 2
1Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, Novosibirsk, Russian Federation 2Novosibirsk State University, Novosibirsk, Russian Federation
3Institute of Petroleum Chemistry of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, Tomsk, Russian Federation *Corresponding author: Elena A. Fursenko, e-mail: fursenkoea@ipgg.sbras.ru
Abstract. According to geochemical hydrocarbon indicators (the concentration ratios for the composition of the C4-C9 hydrocarbons, n-alkanes, C10-C13 adamantanes and acyclic isoprenanes, steranes, terpanes and aromatic compounds) and carbon isotope composition, the condensates of the Maloyamalskoe deposit correspond to the terrigenous genotype. The hydrocarbon maturity indexes (the isomer ratios of steranes and terpanes, maturity indices calculated by aromatic composition) indicate the origination of the hydrocarbon fluids in the conditions of the "oil window". The adamantan and its alkyl-substituted identified in the studied condensates.
Keywords: geochemistry, condensate, hydrocarbons, adamantanes, West Siberia
Funding
The work was supported by the Project No. 14 of the Small Innovative Enterprise of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences for 2018-2020 and Project No. IX.131.2.1 of the Basic Scientific Research Program of the State Academies of Sciences for 2013-2020.
Recommended citation: Fursenko E.A., Pevneva G.S., Kazanenkov V.A., Voronetskaya N.G., Golovko A.K., Kashirtsev V.A. (2019). Physical and chemical properties, geochemistry of condensates from the deposits of the middle Jurassic Maloyamalsky field (Western Siberia) and adamantanes in them. Georesursy = Georesources, 21(3), pp. 39-47. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2019.339-47
References
Arefiev O.A. Zabrodina M.N., Norenkova I.K., Karpenko M.N., Makushina V.M., Petrov A.A. (1978). Biological degradation of oils. Izv. AN SSSR. Ser. geol., 9, pp. 134-139. (In Russ.)
Armstroff A., Wilkes H., Schwarzbauer J., Littke R., Horsfield B. (2006). Aromatic hydrocarbon biomarkers in terrestrial organic matter of Devonian to Permian age. Palaeogeography, Palaeoclimatology, Palaeoecology, 240, pp. 253-274. https://doi.org/10.1016/j.palaeo.2006.03.052
Bagrii E.I. (1989). Adamantany: Poluchenie, svoistva, primenenie [Adamantanes: Preparation, properties, application]. Moscow: Nauka Publ., 264 p. (In Russ.)
Baklanova O.N, Knyazheva O.A., Lavrenov A.V., Vasilevich A.V., Buluchevskii E.A., Arbuzov A.B, Kashirtsev V.A., Fursenko E.A. (2017). Possibility evaluation of direct production of a high-density jet fuels component by rectification of naphthenic oil of the Russian field. Neftepererabotka i neftekhimiya, 2, pp. 8-13. (In Russ.)
Bray E.E., Evans E.D. (1961). Distribution of n-paraffins as clue to recognision of source beds. Geochimica et Cosmochimica Acta, 22(12), pp. 2-15. https://doi.org/10.1016/0016-7037(61)90069-2
Brekhuntsov A.M., Bityukov V.N. (2005). Maloyamal field. Otkrytye gorizonty [Open Horizons], v. 1 (1962-1980), Tyumen, pp. 259-263. (In Russ.)
Chakhmakhchev V.A. (1983). Geokhimiya protsessa migratsii uglevodorodnykh system [Geochemistry of hydrocarbon systems migration process]. Moscow: Nedra Publ., 231 p. (In Russ.)
Fursenko E.A. (2014). Geokhimiya nizkomolekulyarnykh uglevodorodov neftei i kondensatov Nadym-Tazovskogo mezhdurech'ya i severnykh raionov Shirotnogo Priob'ya (Zapadnaya Sibir') [Geochemistry of low-molecular-weight hydrocarbons of oils and condensates of the Nadym-Tazovsky interfluve and the northern regions of the Latitudinal Ob region (Western Siberia)]. Novosibirsk: INGG SO RAN, 146 p. (In Russ.)
Giruts M.V., Stroeva A.R., Gadzhiev G.A., Stokolos O.A., Koshelev V.N., Gordadze G.N. (2014). Adamantanes C11-C13 in biodegraded and non-biodegraded condensates. Neftekhimiya = Petroleum Chemistry, 54(1), pp. 12-16. (In Russ.) https://doi.org/10.1134/S0965544114010046
Ж GEDRESDURCES www.geors.ru
Goncharov I.V. (1987). Geokhimiya neftei Zapadnoi Sibiri [Geochemistry of oils in Western Siberia]. Moscow: Nedra Publ., 181 p. (In Russ.)
Gordadze G.N. (2008). Geokhimiya uglevodorodov karkasnogo stroeniya (obzor) [Geochemistry of hydrocarbons of frame structure (review)]. Neftekhimiya = Petroleum Chemistry, 48(4), pp. 243-255. (In Russ.) https:// doi.org/10.1134/S0965544108040014
Halpern H.I. (1995). Development and applications of light-hydrocarbon-based star diagrams. AAPG Bulletin, 79, pp. 801-815. https://doi.org/10.1306/8D2B1BB0-171E-11D7-8645000102C1865D
Huang S., Wang Z., Lv Z., Gong D., Yu C., Wu W. (2014). Geochemical identification of marine and terrigenous condensates. A case study from the Sichuan Basin, SW China. Organic Geochemistry, 74, pp. 44-58. https://doi. org/10.1016/j.orggeochem.2014.04.001
Ivanova I.K. (2010). Adamantanes in continental condensates of the Vilyui syneclise (Yakutia). Neftegazovoe delo, 2, p. 54. (In Russ.)
Kashirtsev V. A., Nesterov I.I., Melenevskii V.N., Fursenko E.A., Kazakov M.O., Lavrenov A.V. (2013). Biomarkers and adamantanes in crude oils from Cenomanian deposits of northern West Siberia. Geologiya i geofizika = Russian Geology and Geophysics, 54(8), pp. 1227-1235. (In Russ.) https:// doi.org/10.1016/j.rgg.2013.07.012
Kontorovich A.E., Bakhturov S.F., Basharin A.K., Belyaev S.Yu., Burshtein L.M., Kontorovich A.A., Krinin V.A., Larichev A.I., Li Godu, Melenevskii V.N., Timoshina I.D., Fradkin G.S., Khomenko A.V. (1999). Heterochronous centers of naphthide formation and accumulation in the north-asian craton. Geologiya i geofizika = Russian Geology and Geophysics, 40(11), pp. 1676-1693. (In Russ.)
Kontorovich A.E., Melenevskii V.N., Ivanova E.N., Fomin A.N. (2004). Phenanthrenes, aromatic steranes and dibenzothiophenes in the Jurassic sediments of the West Siberian oil and gas basin and their importance for organic geochemistry. Geologiya i geofizika = Russian Geology and Geophysics, 45(7), pp. 873-883. (In Russ.)
Kontorovich A.E., Verkhovskaya N.A., Timoshina I.D., Fomichev A.S. (1986). The carbon isotope composition of dispersed organic matter and bitumoids and some controversial issues in the theory of oil formation. Geologiya i geofizika = Russian Geology and Geophysics, 5, pp. 3-12. (In Russ.)
Odden W., Patience R.L., van Graas G.W. (1998). Application of light hydrocarbons (C4-C13) to oil/ source rock correlations of source rocks and test fluids from offshore Mid-Norway. Organic Geochemistry, 28(12), pp. 823-847. https://doi.org/10.1016/S0146-6380(98)00039-4
Perumal Sivan, Gour C. Datta, Ram R. Singh (2008). Aromatic biomark-ers as indicators of source, depositional environment, maturity and secondary migration in the oils of Cambay Basin, India. Organic Geochemistry, 39, pp. 1620-1630. https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2008.06.009
Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. (2005). The biomarker guide. 2nd ed. New York: Cambridge University Press, V. 2, 1155 p. https://doi. org/10.1017/CB09780511524868
Petrov A.A. (1984). Uglevodorody nefti [Oil Hydrocarbons]. Moscow: Nauka Publ., 263 p. (In Russ.)
Philippi G.T. (1977). On the depth, time and mechanism of original the heavy to mediumgravity naphtenic crudeoils. Geochim. et Cosmochim. Acta, 41(1), pp. 33-52. https://doi.org/10.1016/0016-7037(77)90185-5
Radke M., Welte D.H., Willsch H. (1986). Maturity parameters based on aromatic hydrocarbons: Influens of the organic matter type. Organic Geochemistry, 10, pp. 51-63. https://doi.org/10.1016/0146-6380(86)90008-2 Reference Book of oil and gas geochemistry (1998). Ed. S.G. Neruchev. St. Petersburg: Nedra Publ., 576 p. (In Russ.)
Rudkevich M.Ya., Ozeranskaya L.S., Chistyakova N.F. (1988). Neftegazonosnye kompleksy Zapadno-Sibirskogo basseina [Oil and gas complexes ofthe West Siberian basin]. Moscow: Nedra Publ., 304 p. (In Russ.)
Schulz L.K., Wilhelms A., Rein E., Steen A.S. (2001). Application of diamondoids to distinguish source rock facies. Organic Geochemistry, 32, pp. 365-375. https://doi.org/10.1016/S0146-6380(01)00003-1
Shevchenko N.P., Fursenko E.A., Kashirtsev V. A., Kartashov E.V. (2016). Geochemistry of condensates naphtha of the Yamal Peninsula. Materialy XII mezhdunarodnoi nauchnoi konferentsii «Nedropol'zovanie. Gornoe delo. Napravleniya i tekhnologii poiska, razvedki i razrabotki mestorozhdenii
poleznykh iskopaemykh. Ekonomika. Geoekologiya» [Proc. XII Int. Sci. Conf.: Subsoil Use. Mining. Directions and technologies of prospecting, exploration and development of mineral deposits. Economy. Geoecology]. (In Russ.)
Starobinets I.S. (1974). Geologo-geokhimicheskie osobennosti gazo-kondensatov [Geological and geochemical features of gas condensates]. Leningrad: Nedra Publ., 152 p. (In Russ.)
Tisso B., Velte D. (1981). Obrazovanie i rasprostranenie nefti [Formation and distribution of oil]. Moscow: Mir, 502 p. (In Russ.)
Zabrodina M.N., Arefiev O.A., Makushina V.M., Petrov A.A. (1978). Chemical types of oils and transformation of oils in nature. Neftekhimiya = Petroleum Chemistry, 18(2), pp. 280-290. (In Russ.) https:// doi.org/10.1016/0031-6458(78)90039-4
About the Authors
Elena A. Fursenko - PhD (Geology and Mineralogy), Senior Researcher, Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences
3 Ak. Koptyug ave., Novosibirsk, 630090, Russian Federation
Tel: +7(383)330-26-76, e-mail: FursenkoEA@ipgg.sbras.ru
Galina S. Pevneva - PhD (Chemistry), Senior Researcher, Institute of Petroleum Chemistry of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences
4 Akademichesky ave., Tomsk, 634055, Russian Federation
ValeryA. Kazanenkov - PhD (Geology and Mineralogy), Leading Researcher, Head of the Laboratory of Geology of Oil and Gas of the Western Siberia, Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences
3 Ak. Koptyug ave., Novosibirsk, 630090, Russian Federation
Natalya G. Voronetskaya - Leading Engineer, Institute of Petroleum Chemistry of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences
4 Akademichesky ave., Tomsk, 634055, Russian Federation
Anatoly K. Golovko - DSc (Chemistry), Professor, Head of the Laboratory of Hydrocarbons and Macromolecular Compounds of Oil, Institute of Petroleum Chemistry of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences; Director of the Branch, Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences
4 Akademichesky ave., Tomsk, 634055, Russian Federation
Vladimir A. Kashirtsev - DSc (Geology and Mineralogy), Corresponding Member of the Russian Academy of Sciences, Chief Researcher, Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences
3 Ak. Koptyug ave., Novosibirsk, 630090, Russian Federation
Manuscript received 17 September 2018;
Accepted 28 February 2019; Published 1 September 2019
НАУЧНО-ТЕХНтЕСКИЙ ЖУРНАЛ
www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ
