ГЕНЕТИЧЕСКАЯ ТИПИЗАЦИЯ НЕФТЕЙ МОСКОВСКОГО ЯРУСА И НИЖЕЛЕЖАЩИХ ОТЛОЖЕНИЙ НА СЕВЕРО-ЗАПАДЕ ПЛАТФОРМЕННОГО БАШКОРТОСТАНА

Митин Алексей Андреевич; Масагутов Рим Хакимович; Ярополова Елена Андреевна

2. Akhtyamov A.A., Makeev G.A., Baydyukov K.N. et al. Corporate hydraulic fracturing simulator "RN-GRID": from software implementation to industrial implementation// Oil industry. 2018. No.

5. pp. 94-97. DOI: 10.24887/0028-24482018-5-94-97.

3. KlimanovV.I.,BaydyukovK.N. Constructing maps of hydraulic fracturing fluid friction according to downhole pressure gauges of a horizontal well of complex design // Oil industry: materials of scientific and technical. conf.: elektr. version. 2020. URL: http://new.oil-industry.ru/SD_Prezent/2020/10/01 -32 Kalimanov.pdf. (Date of access: 11.09.2023).

4. Zheltova I.S., Filippov A.A., Pestrikov A.V., Kholodov D.Yu., Klimentyev A.G., Kononenko V.A., Baydyukov K.N. Development of a simulator

кандидат технических наук,

Заместитель начальника управления разработки ПО для моделирования ООО «РН-БашНИПИнефть» ул. Ленина, д. 86/1,

450006, г. Уфа, Российская Федерация.

ORCID ID: 0009-0009-6947-8671 эл. почта: MakeevGA@bnipi.rosneft.ru

for modeling technological operations with flexible tubing // Oil industry. No.7. 2020. pp. 120-126

5. Malkin A.Ya., Isaev A.I. Rheology: concepts, methods, applications // St. Petersburg: Profession, 2007. 560 p.

6. Idelchik I.E. Handbook of hydraulic resistances / Edited by M.O. Steinberg. 3rd ed., reprint. and add. // Moscow: Mashinostroenie, 1992. 672 p.

7. Wilkinson U.L. Ed. Lykov A.V. NonNewtonian liquids. Hydromechanics, mixing and heat exchange. // M. Mir, 1964. 216 p.

8. Satish G. Kandlikar. Single-Phase Liquid Flow in Minichannels and Microchannels// Heat Transfer and Fluid Flow in Minichannels and Microchannels, Elsevier, 2014. Pp. 87-136.

Candidate of Technical Sciences,

Deputy Head,

of the Modeling Software Development Department,

LLC "RN-BashNIPIneft",

Lenin str., 86/1,

450006, Ufa, Russian Federation ORCID ID: 0009-0009-6947-8671 Email: MakeevGA@bnipi.rosneft.ru

УДК 553.984 DOI 10.24412/1728-5283-2023-4-40-49

ГЕНЕТИЧЕСКАЯ ТИПИЗАЦИЯ НЕФТЕЙ МОСКОВСКОГО ЯРУСА И НИЖЕЛЕЖАЩИХ ОТЛОЖЕНИЙ НА СЕВЕРО-ЗАПАДЕ ПЛАТФОРМЕННОГО БАШКОРТОСТАНА*

Общество с ограниченной ответственностью «РН-БашНИПИнефть»

ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», г. Уфа, Российская Федерация

Акционерное общество "Научно-производственная фирма "Геофизика",

Академия наук Республики Башкортостан, г. Уфа, Российская Федерация

Общество с ограниченной ответственностью «РН-БашНИПИнефть» г. Уфа, Российская Федерация

В Республике Башкортостан большинство месторождений нефти находится на завершающей стадии разработки. За счет успешного внедрения современных технологий интенсификации и увеличения нефтеотдачи, а также ускоренного ввода в разработку запасов открываемых залежей, в пос-

* Для цитирования:

Митин А.А., Масагутов Р.Х., Ярополова Е.А. Генетическая типизация нефтей московского яруса и нижележащих отложений на северо-западе платформенного Башкортостана // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. 2023. №4. С. 40-49. DOI 10.24412/1728-5283-2023-4-40-49

леднее десятилетие сохраняется довольно стабильный уровень извлечения углеводородов из недр. Несмотря на это, остается актуальным необходимость увеличения прироста запасов ввиду истощения начальных запасов в основных базисных горизонтах нефтедобычи. В этой связи представляет не только научный, но и практический интерес дальнейшее изучение вопроса о путях миграции нефти на основе новых методик. Целью настоящей работы являлось выделение типов нефти горизонтов московского яруса как по физико-химическим свойствам, так и по компонентному составу УВ для проведения дальнейших исследований по определению источников генерации и путей миграции УВ. В результате обобщения и анализа имевшихся материалов по различным свойствам проб нефти по северо-западу платформенного Башкортостана, были выделены два различающихся друг от друга участка (А и Б). Нефть участка Б имеет более низкую плотность, вязкость и сернистость, при большей концентрации ароматической компоненты. Исследования физико-химических свойств вновь отобранных поверхностных проб нефти подтвердили полученные ранее результаты. По результатам детального хроматографического анализа углеводородов С4-С8 нефти (по соотношениям содержаний близких по свойствам углеводородов) и по выделенным углеводородам-биомаркерам, впервые были построены звездные диаграммы, позволяющие наглядно демонстрировать сходство или различия нефтей типа А и Б.

GENETIC TYPING OF OILS OF THE MOSCOVIAN STAGE AND UNDERLYING SEDIMENTS IN THE NORTH-WEST OF PLATFORM

BASHKORTOSTAN

Limited Liability Company "RN-BashNIPIneft"

Ufa State Petroleum Technical University, Ufa, Russian Federation

Joint Stock Company "Research and Production Company "Geophysics",

Academy of Sciences of the Republic of Bashkortostan, Ufa, Russian Federation

Limited Liability Company "RN-BashNIPIneft", Ufa, Russian Federation

Ключевые слова: платформа, депрессия, миграция, нефть, плотность, вязкость, хроматограмма, диаграмма

Currently, in the Republic of Bashkortostan, most oil fields are at the final stage of development. Due to the successful implementation of modern technologies for intensification and enhancement of oil recovery, as well as the accelerated commissioning of reserves of discovered fields and deposits, a fairly stable level of extraction of liquid hydrocarbons from the subsoil has been maintained over the last decade. Despite this, the need to increase the increase in reserves remains urgent due to the depletion of initial reserves in the main base oil production horizons. Compared to the Lower Carboniferous sediments and other underlying complexes, the number of open oil accumulations in the rocks of the Moscow stage of the Middle Carboniferous is significantly lower. In this regard, it is of not only scientific, but also practical interest to further study the issue of the formation of industrial oil content in carbonates of Moscovian age due to the vertical migration of hydrocarbons from Lower Carboniferous and Devonian rocks or lateral migration from coeval ones based on new techniques. The purpose of this work was to identify the types of oil of the Moscow stage horizons both by physicochemical properties and by the component composition of hydrocarbons for further research to determine the sources of generation and migration routes of hydrocarbons. As a result of generalization and analysis of the available materials for studying the physicochemical properties of oil samples (density, viscosity, sulfur content) and the component content of aromatic hydrocarbons in the fraction from the beginning of boiling to 2000 C in the north-west of platform Bashkortostan, two different properties were identified oil section (A and B). Oil from area B, compared to oil from area A, has a lower density, viscosity and sulfur content, with a higher concentration of the aromatic component. To confirm the findings, new wellhead oil samples were taken. Studies of the physicochemical properties of newly selected surface oil samples confirmed the previously obtained results. Based on the results of a detailed chromatographic analysis of C4-C8 oil hydrocarbons (based on the ratios of the contents of hydrocarbons with similar properties) and on the isolated biomarker hydrocarbons, star diagrams were constructed to clearly demonstrate the similarities

Key words: platform, depression, migration, oil, density, viscosity, chromatogram, diagram.

or differences A and B.

between oils of types

Введение. На территории платформенной части и в Предуральском краевом прогибе Республики Башкортостан в разрезе палеозойского возраста открыто около 200 месторождений.

Цель статьи заключается в построении генетической типизации нефтей московского яруса и нижележащих отложений на северо-западе платформенного Башкортостана.

Результаты исследования. В отложениях московского яруса среднего карбона лишь в 45 из них выявлены залежи нефти, что можно наблюдать при совместном рассмотрении карт (на рисунках 1 и 2). По горизонтам яруса они распределены следующим образом: 31 в отложениях верейского, 27 каширского, по 1 в подольском и мячковском (рисунок 1).

Пермский край

Свердловская

область

Удмуртская

Республика

Башкортостан

Челябинская

область

Условные обозначении;

Тектонические элементы

М cci врожденна:

Зилаирский

Инзеро-Усольской депрессий:

верхи едевонск и й («сини i

турнсйск'ий

условные границы внешних прнбортовых зон с палсошельфом

Iнекий некомпенсированной депрессии:

по турнейско-верхнефаменск'и.м отложениям

Внешняя граница верхнефранско-нижкефаменского барьерного рифа (она же граница Орьебаш-Максимовско-Татышлинской полосы нефтеносных биогермных массивов)

Обратные склоны барьерных рифов:

Орьс-баш-Максимовско-Татышлинского всрхнсфранско-н нжн ефаменского

Масштаб 1:500 000

Шалымского верхнелевонско-турнейс!

Рисунок 1 - Карта месторождений московского яруса Республики Башкортостан

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ /

/

Однако, их количество может увеличиться при усилении внимания к ним при проведении геологоразведочных работ [1]. По территории Башкортостана они расположены неравномерно и приурочены к различным геологическим образованиям. Наибольшее их количество сосредоточено на севере и северо-западе платформенной части и связаны они с локальными структурами облекания неодинаковых по размерам и контрастности органогенных построек разновозрастных бортовых зон Актаныш-Чишминской и Шалым-ской депрессий Камско-Кинельской системы некомпенсированных прогибов, обрамляющих Башкирский палеошельф (рисунок 1). Залежи на востоке платформы приурочены к линиям тектонических дислокаций, таким как горстовидные зоны поднятий и грабенообразные прогибы северо-северо-восточного и северо-западного простирания, а на прилегающей к ней территории Предуральского краевого прогиба, к югу от тектонического комплекса Кара-Тау, к взбросо-

надвигам субмеридиональной ориентировки, к северу, к грабенообразным прогибам северосеверо-западного простирания.

Максимальное количество публикаций, посвященных нефтеносности среднекаменноугольных отложений: изучение свойств поверхностных и глубинных проб нефти, изменениям и сохранности в залежах, путей миграции и других вопросов, относится к 60-70 годам прошлого столетия. В тот период открывались новые залежи и появилась необходимость в анализе и обобщении геолого-геофизических материалов поисково-разведочных работ, геохимических и гидрогеологических свойств пластовых флюидов, литолого-стратиграфических и фильтрационно-емкостных свойств образцов горных пород, которые в совокупности применялись для обоснования и выбора новых направлений геологоразведочных работ. В последующие годы публикации были редки.

Условные обозначения:

А-участок А Б - участок Б

Тектонические регионы:

ВКв - Верхне-Камская впадина,

Бс - Башкирский свод.

Бис - Бирская седловина.

Блв - Благовещенская впадина,

ЮТс - Южно-Татарский свод,

Слв - Салмышская впадина,

ЮСд - Юрюзано-Сылвенская депрессия, Бд- Бельская депрессия,

ШИс - Шихано-Ишимбаевская седловина, Мрд - Мраковская депрессия

- сводные контуры месторождений республики Башкортостан

Рисунок 2 - Карта расположения рассматриваемых участков А и Б

Итогом проведенных исследований на раннем этапе явилась публикация монографии [2], в которой были изложены результаты изучения многих вопросов геологии от отложений додевона до перми, в том числе геохимическая характеристика разреза, физико-химические свойства

и геохимические особенности и закономерности изменения углеводородов, источники нефти и газа, направления и пути миграции углеводородов. Некоторые положения из них требуют уточнений и дополнений в связи с получением новых материалов при проведении дальнейших

геологоразведочных работ и появления новых аналитических методик. В ней в частности указывается, что в Юрюзано-Сылвенской депрессии глинисто-карбонатные отложения среднего карбона генерировали газовые и жидкие углеводороды, которые участвовали в формировании залежей за счет вертикальной миграции. Помимо этого осуществлялась и боковая миграция из этого источника генерации в западном направлении на север платформы (Башкирский свод, Бымско-Кунгурская впадина) [2]. Авторы статьи не отрицают такую возможность формирования залежей нефти и газа в этой части Предуральского прогиба. Одновременно участие боковой миграции на север платформы в отложения девона, нижнего и среднего карбона, из которых на Рустамовс-ком, Каюмовском и Анастасьинском месторождениях получены притоки углеводородов, требует дальнейшего изучения и подтверждения по компонентному составу УВ-биомаркеров. Также существует точка зрения об участии в процессе образования залежей на этих месторождениях вертикальной миграции из нижележащих отложений по субвертикальным разломам постседи-

ментационных грабенообразных прогибов [3]. На северо-западе платформы (Верхне-Камская впадина и прилегающие территории Бирской седловины с северо-западным склоном Башкирского свода) по мнению авторов монографии, формирование залежей происходило за счет вертикальной миграции углеводородов из нижнекаменноугольных отложений, на что указывает плановое совпадение контуров залежей, относительное облегчение нефтей среднего карбона [2]. Изучение этого мнения приведено ниже.

В 1981 году под руководством Н.П. Егоровой и С.Г. Морозова в БашНИПИнефть был выполнен отчет «Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа в палеозое Башкирии». В нем приведена карта схематического районирования нефти каширо-гжельских отложений платформенной и миогеосинклиналь-ной частей Башкортостана по содержанию в процентах объема (% об.) нафтеновых и ароматических углеводородов во фракции нефти от начала кипения до 200°С. В данной статье приведен ее фрагмент, характеризующий крайнюю северозападную часть платформы (рисунок 3).

тшоничетих регионов

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Месторождения нижнего и среднего карбона

Янаи/jfc^

начченоьш и ароматически). УВ Месторождения:

Кузбаевское

Условные обозначения--

I раницы црчпнеииш

[см приложение I

Непромышленные залежи

Изолинии содержания ароматических УС

Изолинии содержания наФтенавья УВ

|?.е Содержание ароматически* УВ ( Н K -200)'lo6

губ содержание наФтшГвш УБ (HR-зао) Хоь

ШФФицнент - отношение метаноиьи УВ к стмме

16.0

Воядинекое

О Орьебашское

^34^^ Саузбашевское

37.2

Рисунок 3 - Фрагмент схематической карты изменения состава нефти каширско-гжельского карбонатного комплекса (Егорова Н.П., С.Г. Морозов, 1981 с дополнениями авторов)

Из данных рисунка 3 видно, где, во-первых, нефтеносность в гжельских отложениях отсутствует; во-вторых, она отсутствует и в подольских карбонатах, кроме Арланского месторождения. Согласно ему, южнее Воядинского месторождения дугообразно, по изолинии 30,0 %

об. содержания нафтеновых углеводородов с захватом трех северных залежей Игровского месторождения, трассируется южная граница небольшого участка, через который проходят границы турнейско-верхнефаменского борта и обратного склона верхнефаменско-турнейского барьерного рифа Шалымской депрессии.

К северу от этой линии этот показатель уменьшается, а к югу увеличивается. Изолинии показателя содержания ароматических углеводородов на коротком расстоянии между Саузбашев-ским и Арланским месторождениями, где прохо-

дит граница верхнедевонского борта Актаныш-Чишминской депрессии, резко увеличивается от 6,5 до 13,8 % об., а затем слабо повышается до 16,4 % об. вблизи границы раздела нафтеновых углеводородов, а затем севернее, практически не меняется (по одному определению (рисунок 3)).

Нами, с целью определения закономерностей по увеличенной площади исследования по сравнению с площадью фрагмента, показанного на рисунке 3, проведено изучение свойств нефти залежей в карбонатах московского яруса по таким показателям, как плотность, вязкость, содержание серы. По этим критериям выделены два участка, А и Б (рисунок 2). Первый из них полностью охватывает участок фрагмента исследований 1981 года. По сравнению с нефтью участка Б, нефти участка А имеют более низкую плотность, вязкость, содержат меньше серы (таблица 1).

Таблица 1 - Физико-химические свойства нефти типов А и Б

Тип нефти Плотность, г/см3 Вязкость в пластовых условиях, мПа*с Содержание серы, % Содержание ароматических УВ во фракции НК-200 оС, % (Егорова Н.П. и др., 1981)

Тип А 0,86-0,88 5-23 1,4-2 13-17,9

Тип Б 0,89-0,94 30-62 2-4,5 6,9-12,6

Для дополнительного получения результатов исследований по новой методике [4, 5] была составлена и выполнена программа отбора устьевых проб нефти в действующих скважинах эксплуатационного фонда.

Они были отобраны после проведения предварительных работ получения продукции постоянного состава. В каждой намеченной скважине с минимальным процентом содержания воды в нефти в продуктивных пластах нижнего и среднего карбона, извлекали не менее 20 объемов пластовых флюидов и, только после этих действий, отбирались устьевые пробы. Тем самым, были сведены к минимуму возможные погрешности результатов новых исследований проб нефти, включающих в себя определение указанных выше параметров. Исследования физико-химических свойств вновь отобранных поверхностных проб нефти подтвердили полученные ранее результаты.

После отбора были определены: плотность нефти, содержание серы и проведено хроматографическое определение компонентного состава углеводородов С4-С8 устьевых проб нефти с целью взаимной корреляции нефтей.

Следует отметить, что месторождения участка Б (рис. 1) приурочены к заволжским и турней-ским бортам Актаныш-Чишминской депрессии,

а месторождения участка А - к фаменско-тур-нейскому и верхнедевонскому бортам Шалымс-кой депрессии.

По результатам детального хроматографического анализа углеводородов С4-С8 нефти (по соотношениям содержаний близких по свойствам углеводородов) были построены звездные диаграммы, позволяющие наглядно демонстрировать сходство или различия нефтей.

Для идентичных нефтей звездные диаграммы совпадают (накладываются друг на друга), для нефтей разных (генетических типов) продуктивных пластов формы звездных диаграмм различаются. Способ визуализации и перечень компонентов, применяемых для корреляции нефтей, основан на методах «отпечатков пальцев» М.В. Дахновой (4) и методике корреляции нефтей Эрдмана и Морриса (5) с корректировкой под аналитические возможности оборудования лаборатории ООО «РН-БашНИПИнефть».

Перечень корреляционных пар (соответствуют номерам лучей на звездных диаграммах), выбранных для сопоставления проб нефтей следующий:

1. бутан/изобутан

2. пентан/изопентан

3. (циклопентан + 2,3-Диметилбутан + 2-метилпентан)/ 3-метилпентан

4. 2-метилпентан/3-метилпентан

5. н-гексан/3-метилпентан

6. н-гексан/(2,2-диметилпентан + метилциклопентан + 2,4-диметилпентан)

7. 2-метилгексан/2,3-диметилпентан

8. 3-метилгексан/3-метилпентан

9. 3-этилпентан+1t,2-диметилциклопентан/ 1с,3-диметилциклопентан

10. н-гептан/(1с,3-диметилциклопентан + 3-этилпентан + к,3-диметилциклопентан + 1t,2-диметилциклопентан)

11. н-гептан/(2,2-диметилгексан+метилцикло гексан + неидентифицированный)

12. (2,5-диметилгексан + этилциклопен-тан+2,2,3-триметилпентан +

2,4-диметилгексан)/1c,2t,4c-триметилцикло-

пентан

13. 1c,2t,4c-триметилциклопентан /(1c,2t,3c-триметилциклопентан + неидентифицированный)

На приведенных ниже диаграммах видно, что нефти среднего карбона северо-запада Бирской седловины и Верхне-Камской впадины (участок А) Воядинского, Арланского, Игровского и Орьебашского месторождений идентичны (рисунок 4).

— Воядинское скв. 1 C2ks

— Воядинское скв. 2 С2Ь Воядинское скв. 3 C2vr.3

— Арланское скв. 1 C2ks.2-3 Арланское скв. 2 C2ks.1 Арланское скв. 3 C2pd.3 Игровское скв. 1 C2b+C2vr.

— Игровское скв. 2 C2ks Орьебашское скв. 1 C2ks.4 Орьебашское скв. 1 C2vr.3 Орьебашское скв. 2 C2ks.2-3

Рисунок 4 - Звездные диаграммы по С4-С8 нефтей среднего карбона северо-запада Башкортостана (тип А)

Рисунок 5 - Звездные диаграммы по С4-С8 нефтей Бирской седловины (тип Б)

Последнее выражается в toi^ что нефти на ризонта московского яруса, на участке А по ком-этих месторождениях во всех продуктивных понентному составу углеводородов от бутана до пластах, от башкирского яруса до подольского го- нормального октана демонстрируют схожесть.

Звездные диаграммы нефти среднего карбона (башкирского яруса и каширского горизонта) Манчаровского, Менеузовского и Ново-Узыба-шевского месторождений юго-востока Бирской седловины (участок Б) схожи между собой и отличны от таковых месторождений северо-западной части Бирской седловины и Верхне-Камской впадины участка А (Рисунок 5).

Методом хроматомасс-спектрометрии в режиме электронной ионизации были установлены

соотношения ряда компонентов-биомаркеров, наиболее часто используемых для определения генезиса нефтей. Определены нормальные и изопреноидные алканы (основной ион m/z 57), три-тетра- и пентациклические терпаны (m/z 191), стераны (m/z 217 и m/z 218). Пример масс-фрагментограммы терпановых углеводородов нефти турнейского яруса Менеузовского (участок Б) представлен на рисунке 6.

Рисунок 6 - Масс-фрагментограмма терпановых углеводородов нефти турнейского яруса Мене-узовского месторождения (тип Б)

Рисунок 7 - Звездные диаграммы по углеводородам-биомаркерам нефтей среднего карбона (тип А)

Для сравнения нефтей по углеводородам-биомаркерам были выбраны следующие корреляционные отношения:

1. пристан/н-гептадекан

2. фитан/н-октадекан

3. пристан/фитан

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ /

/

4. (пристан+фитан)/(н-гептадекан+ н-октаде-кан)

5. Е изохолестанов С27/ Е этлизохолестанов С29

6. Ts/ Tm

7. адиантан/гопан

8. гопан С34/гопан С33

9. t23 хейлантан/гопан

10. Т24 тетрациклический терпан / t23 хей-лантан

Так же, как и по легким углеводородам, по биомаркерам в отдельную группу (тип А) выделяются пробы верейского и каширского горизонтов из скважины Четырманского месторождения и одной из скважин Воядинского месторождения (рисунок 7).

Нефти имеют источник генерации отличный от источника генерации нефтей пластов dt, C2ks.4, C2ks.1 Менеузовского, Манчаровского и Карача-Елгинского месторождений Бирской седловины (тип Б, рисунок 8).

1.'Д!

Менеувовское ске. 1 Clt

Карача-Елгинское скв. 1 C2ks.4

Менеузовское скв. 2 C2ks

Манчаровское скв. 1 C2ks.l

Манчаровское скв. 2 Clt

Рисунок 8 - Звездные диаграммы по углеводородам-биомаркерам нефти нижнего карбона (турнейского яруса) и среднего карбона участка Б юго-востока Бирской седловины

Таким образом, на основании изучения проб нефти средне- и нижнекаменноугольных отложений северо-запада Республики Башкортостан, которые по принятой схеме тектонического районирования расположены в Верхне-Камской впадине, Бирской седловине и прилегающих к ним частях Башкирского свода, а по внутриформационной схеме к Камско-Кинельской системе прогибов в бортовых и прибортовых зонах Акта-ныш-Чишминской и Шалымской депрессий (как следует из рисунка 1), можно сделать следующие выводы:

1. Рассматриваемая территория по хроматографическому изучению легкой фракции углеводородов (С4-С8) разделяется построением впервые примененной в Башкортостане методике, основанной на хроматографическом определении УВ от бутана до октана и построении

«звездных» диаграмм, на участки А и Б. Участок А включает Верхне-Камскую впадину, северо-запад Бирской седловины и прилегающую к ним часть Башкирского свода. Участок Б расположен на юго-востоке Бирской седловины. Границу раздела на участки в Бирской седловине предстоит уточнить.

2. Дифференциация территории северо-запада на участки А и Б по отложениям среднего карбона получила убедительное подтверждение также по впервые примененной в Башкортостане методике, основанной на хроматографическом определении углеводородов-биомаркеров нефти и построении по ним «звездных» диаграмм.

3. Выявленные различия нефти по участкам А и Б даже в пределах достаточно узкого стратиграфического диапазона палеозоя (в отложениях московского яруса), а также расположение

их в разных бортовых зонах депрессий, дают основание полагать, что может иметься как минимум два источника поступления углеводородов. Данное предположение может быть подтверждено новым изучением экстрагированных из известных нефтегазоматеринских толщ разреза палеозоя и докембрия битумоидов, проведением пиролитических исследований, а также хроЛ И Т Е Р А Т У Р А

1. Афанасьев В.С., Масагутов Р.Х. Потенциальные возможности продуктивных горизонтов среднего карбона в Башкирии. БашНИПИнефть. Уфа, 1990. Вып. 81. С. 19-27.

2. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа ВолгоУральской области. Том IV. Башкирская АССР. М.: Недра, 1976. 240 с.

3. Масагутов Р.Х. Постседиментационные грабенообразные прогибы зоны сочленения Башкирского свода и Бымской Кунгурской впадины в связи с перспективами нефтегазоносности // Сб. науч. тр./БашНИПИнефть. Уфа, 1992. Вып. 85.

С. 43-49.

4. Дахнова М.В. Применение геохимических методов исследований при поисках, разведке и разработке месторождений углеводородов //Геология нефти и газа. 2007. №2. С. 81-89.

5. Erdman J.G., Morris D.A. Geochemical correlation of petroleum. AAPG Bull. 58 (11). 1974. Pp.2326 - 2337.

старший специалист,

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Общество с ограниченной ответственностью «РН-БашНИПИ-нефть»,

ул. Ленина 86/1,

450006, Уфа, Российская Федерация, аспирант,

Уфимский государственный нефтяной технический университет, ул. Космонавтов, 1,

450082, Уфа, Российская Федерация,

ORCID ID: 0009-0004-6697-1966 Е-mail: mitin2016@yandex.ru

доктор геолого-минералогических наук, профессор, член-корреспондент АН РБ,

Акционерное Общество "Научно-производственная фирма "Геофизика"

ул. 8 Марта, 450005, Уфа, Российская Федерация,

ГБНУ «Академия наук Республики Башкортостан» ул. Кирова, 15, 450008, г. Уфа, Российская Федерация ORCID ID: 0000-0003-4610-2793 e-mail: masagutovr@mail.ru

кандидат химических наук, главный специалист,

Общество с ограниченной ответственностью

«РН-БашНИПИнефть»,

ул. Ленина 86/1,

450006, г. Уфа, Российская Федерация,

ORCID ID: 0009-0002-5938-0979 эл. почта: YaropolovaEA@ yandex.ru

матомасс-спектрометрических исследований нефтегазоматеринских пород с целью взаимной корреляции «нефть - органическое вещество породы». В этой последовательности изучения должны быть включены и среднекаменноугольные отложения, которые оказались практически неизученными.

R E F E R E N S E S

1. Afanasyev V.S., Masagutov R.H. Potentials of productive horizons of the middle carboniferous in Bashkiria // BashNIPIneft. Ufa, 1990. Is. 81. Pp. 19-27.

2. Regularities of placement and conditions of formation of oil and gas deposits of the Volga-Ural region. Vol. IV. Bashkir ASSR. M.: Nedra, 1976. 240 p.

3. Masagutov R.H. Post-sedimentation graben-like deflections of the junction zone of the Bashkir arch and the Bym Kungur depression in connection with the prospects of oil and gas potential // Sb. nauch. tr./BashNIPIneft. Ufa, 1992. Is. 85. Pp. 43-49.

4. Dakhnova M.V. Application of geochemical research methods in the search, exploration and development of hydrocarbon deposits // Geology of oil and gas. 2007. No. 2. Pp. 8-189.

5. Erdman J.G., Morris D.A. Geochemical correlation of petroleum. AAPG Bull. 58 (11). 1974. Pp. 2326-2337.

Senior Specialist,

Limited Liability Company "RN-BashNIPIneft",

86/1 Lenina str.,

450006, Ufa, Russian Federation, postgraduate student,

Ufa State Petroleum Technical University,

1 Kosmonavtov Str.,

450082, Ufa, Russian Federation,

ORCID ID: 0009-0004-6697-1966 E-mail: mitin2016@yandex.ru

Doctor of Geological and Mineralogical Sciences,

Professor,

Corresponding Member of the Academy of Sciences of the Republic of Belarus,

Joint-Stock Company "Scientific and Production Company

"Geophysics"

ul. 8 Marta,

450005, Ufa, Russian Federation,

GBNU "Academy of Sciences of the Republic of Bashkortostan" he is Kirova, 15, 450008, Ufa, Russian Federation ORCID ID: 0000-0003-4610-2793 e-mail: masagutovr@mail.ru

Candidate of Chemical Sciences,

Chief Specialist,

Limited Liability Company "RN-BashNIPIneft",

86/1 Lenina str.,

450006, Ufa, Russian Federation,

ORCID ID: 0009-0002-5938-0979 Email: Yaropolovaes@ yandex.ru

GENETIC TYPIZATION OF MOSCOW STAGE OIL AND UNDERLYING SEDIMENTS IN THE NORTHWEST OF PLATFORM BASHKORTOSTAN

Текст научной работы на тему «ГЕНЕТИЧЕСКАЯ ТИПИЗАЦИЯ НЕФТЕЙ МОСКОВСКОГО ЯРУСА И НИЖЕЛЕЖАЩИХ ОТЛОЖЕНИЙ НА СЕВЕРО-ЗАПАДЕ ПЛАТФОРМЕННОГО БАШКОРТОСТАНА»