CC BY
16
ГЕОЛОГИЯ
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-1-30-34
УДК 551 I Научная статья
Геохимические особенности флюидов в резервуарах Волго-Уральского региона как результат миграционных процессов
Пунанова С.А., Самойлова А.В.
Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН), Москва, Россия punanova@mail.ru
Аннотация
В статье приведены характеристики флюидальных углеводородных (УВ) скоплений Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна (НГБ) с выделением типов нефтей различного возраста. Подчеркивается влияние миграционных процессов при формировании флюидных резервуаров в осадочном чехле бассейна и возможность в связи с этим прогноза свойств флюидов в ловушках неантиклинального типа разрабатываемых нефтегазоносных комплексов (НГК) региона.
Материалы и методы
Аналитическая база данных свойств нефтей из разновозрастных нефтегазоносных комплексов Волго-Уральского НГБ, включая данные по содержанию в них микроэлементов (МЭ). Сопоставление по геохимическим данным параметров нефтегазоносности комплекса, графическое изображение зависимостей плотности и физико-химических свойств нефтей
от их тектонической приуроченности и возраста нефтевмещающих отложений.
Ключевые слова
флюиды, нефтегазоносные комплексы, нефть, неантиклинальные ловушки, процессы миграции, микроэлементы, физико-химические свойства нефтей
Финансирование. Работа выполнена в рамках государственного задания по теме «Научно-методические основы поисков и разведки скоплений нефти и газа, приуроченных к мегарезервуарам осадочного чехла -122022800253-3».
Для цитирования
Пунанова С.А., Самойлова А.В. Геохимические особенности флюидов в резервуарах Волго-Уральского региона как результат миграционных процессов // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 1. С. 30-34. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-1-30-34
Поступила в редакцию: 25.02.2022
GEOLOGY UDC 551 I Original Paper
Geochemical features of fluids in reservoirs Volga-Ural region as a result of migration processes
Punanova S.A., Samoilova A.V.
Oil and Gas Research Institute Russian Academy of Sciences (OGRI RAS), Moscow, Russia punanova@mail.ru
Abstract
The article presents the characteristics of fluid hydrocarbon (HC) accumulations of the Volga-Ural oil and gas basin (OGB) with the identification of types of oils of different ages. The influence of migration processes during the formation of fluid reservoirs in the sedimentary cover of the basin and, in this connection, the possibility of predicting the properties of fluids in non-anticlinal traps of the developed oil and gas bearing complexes (OGC) in the region are emphasized.
Materials and methods
Analytical database of properties of oils from oil and gas complexes of different ages in the Volga-Ural oil and gas field, including data on the content of trace elements in them.
Comparison of the parameters of the oil and gas content of the complex according to geochemical data, a graphical representation of the
dependences of the density and physicochemical properties of oils on their tectonic confinement and the age of oil-bearing deposits.
Keywords
fluids, oil and gas complexes, oil, non-anticlinal traps, migration processes, trace elements, physical and chemical properties of oils
For citation
Punanova S.A., Samoilova A.V. Geochemical Features of Fluids in Reservoirs Volga-Ural region as a result of migration processes. Exposition Oil Gas, 2022, issue 1, P. 30-34. (In Russ). DOI: 10.24412/2076-6785-2022-1-30-34
Received: 25.02.2022
Результаты и обсуждение
Характеристика флюидальных углеводородных систем Волго-Уральского НГБ
Проведен анализ геохимических данных флюидальных УВ-систем с целью выявления их плоскостных и временных особенностей в палеозойских и допалеозойских НГК Волго-Уральского НГБ. При обобщении материала, касающегося физико-химических свойств флюидов, их УВ и МЭ-составов, использовался большой справочный материал, литературные и фондовые источники, а также аналитические исследования [1-4]. Тектонические структуры на приводимых графиках и таблицах даны по [5].
На основе анализа базы данных физико-химических свойств флюидов, их плотности и особенностей УВ-состава были выделены 4 геохимических типа нефтей: «протерозойский», «девонский», «каменноугольный» и «пермский», залегающие, как правило, в отложениях соответствующего возраста [1].
Протерозойский тип нефти приурочен к отложениям рифея и венда. Нефти верхнего протерозоя существенно отличаются от нефтей вышезалегающих отложений палеозоя и обособляются в самостоятельный геохимический тип [6]. Протерозойский тип — это нефть с высокой плотностью, высоким содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов, низким содержанием легких и особенно бензиновых фракций и твердых парафинов. Существенно отличает эти нефти их низкая сернистость. Анализ зависимости свойств нефтей от возраста и глубины вмещающих пород протерозоя отражает их устойчивое однообразие: плотность У™) меняется от 950 до 980 кг/м3, содержание составляет: серы р) — 0,2-1,2 %, твердых парафинов (ТП) — 0,62,7 %, суммы смол и асфальтенов (К+А) — 18,8-27,9 %, а выход бензиновых фракций (БФ) — 1-5 %. Среднее содержание V составляет 50 г/т, а N1 — 38 г/т.
Как исключение, в породах рифейско-го возраста локализуются нефти иного облика, сильно преобразованные, с низкой плотностью (801 кг/м3) с небольшим количеством серы и асфальтенов, напоминающие по составу «девонский» тип нефти. Известны несколько примеров: месторождения Бедряжское в Камско-Бельском прогибе, Ольховское в Оренбургской области. При благоприятных геологических условиях вполне вероятна миграция нефтяных УВ из древних отложений в более молодые вендские и, возможно, девонские, в частности эйфель-ские, что, очевидно, и наблюдается на этих месторождениях [7].
Девонский тип объединяет нефти терри-генного комплекса эйфеля, живета и нижнего франа и карбонатного комплекса среднего франа-турне. Нефти собственно из девонских отложений по усредненным данным в целом
более легкие У™ = 836 кг/м3), менее сернистые р = 0,7 %), менее смолистые (С = 6,9 %) по сравнению с нефтями других геохимических типов. По площади размещения нефтей в границах региона приведенные параметры обнаруживают значительные колебания, обусловленные различными геологическими условиями залегания нефтей и, как следствие, вторичными процессами их преобразования. Так, плотность девонских нефтей изменяется от 770 кг/м3 (самая легкая нефть) до 918 кг/м3, содержание серы колеблется от 0,03 до 4,9 %, К+А — от 2 до 18,5 %. Причем в легких нефтях асфальтены могут вообще отсутствовать. Выход БФ составляет от 7 до 48 %. В пределах терригенного комплекса девона от живетского яруса к кынов-скому горизонту наблюдается постепенное утяжеление нефтей, увеличение содержания смол и асфальтенов.
В карбонатном девоне в целом нефти более тяжелые У™ = 861 кг/м3), более смолистые (1С+А = 17,7 %), с несколько меньшим содержанием ТП (3,7 %) и БФ (20 %). Нефти турнейского яруса нижнего карбона по физико-химическим свойствам практически аналогичны нефтям карбонатного девона. Однако в этих отложениях встречены нефти более легкие У™ = 782 кг/м3), практически без-асфальтеновые, с наименьшим содержанием серы, что может указывать на наличие процессов вертикальной миграции и изменение состава нефти в результате фильтрационного фракционирования.
Каменноугольный тип нефти развит в широком возрастном интервале: от визейского яруса нижнего карбона до нижнепермских отложений включительно. Физико-химические свойства нефтей этого типа по площади их распространения испытывают существенные изменения. Однако в целом эти нефти характеризуются более высокой плотностью. Содержание смол, асфальтенов и серы в них также выше, чем в нефтях нижележащих отложений, а содержание ТП и выход БФ существенно ниже. Внутри терригенной толщи нижнего карбона прослеживается закономерное утяжеление нефтей вверх по разрезу. Так, плотность их увеличивается от 856 до 873 кг/м3, К+А возрастает от 14,5 до 19 %, содержание S — от 3,6 до 4,2 %.
В карбонатных коллекторах нижнего, среднего и верхнего карбона, а также в тер-ригенных отложениях верейского горизонта нефтиещеболеетяжелые И20=874-895кг/м3), более смолисто-асфальтеновые (К+А = 15,921,3 %) и сернистые.
Особенно разнообразны по своим свойствам нефти пермских отложений, поскольку здесь встречаются нефти как «каменноугольного», так и «пермского» геохимических типов. Нефти из пермских отложений «каменноугольного» типа в целом несколько легче нефтей из собственно каменноугольных
Табл. 1. Свойства нефтей Волго-Уральского НГБ Tab. 1. Properties of Volga-Ural OGB oils
Исследуемый Количество Среднее содержание V/N¡
район данных г/см3 % г/т
серы смол асфальтенов V N1
Центральная 322 0,888 2,66 12,70 3,80 60 20 3,0
часть Волго-Урала
Саратовско- 50 0,830 0,28 6,20 0,86 3,8 0,5 7,2
Волгоградское
Поволжье
Рис. 1. Нефтегазоносные области Волго-Уральского НГБ [10]
Fig. 1. Oil and gas bearing areas of the Volga-Ural OGB [10]
отложений (самая легкая нефть имеет d™ = 750 кг/м3), содержание смол — 2,4 %, асфальтены отсутствуют, а выход БФ достигает 50 %. Эти нефти явно находятся во вторичном залегании и несут на себе черты сходства с нефтями каменноугольного источника их образования.
Пермский тип нефти обнаружен в нижне-и верхнепермских отложениях. Это довольно тяжелые нефти (d20 = 881 кг/м3), сернистые (S = 2,4 %), с высоким содержанием смо-листо-асфальтеновых компонентов (К+А = 17,1 %). Выход БФ составляет в среднем 22 %.
В разрезе осадочных отложений Волго-Уральского НГБ встречены нефти практически всех химических типов (по Ал. А. Петрову).
Геохимические особенности нефтей различных структурных элементов Волго-Уральского региона
В ряде исследований [3, 8, 9], посвященных изучению физических свойств и УВ-соста-ва нефтей Волго-Уральского НГБ, выявлены особенности, связанные с приуроченностью нефтей к различным тектоническим структурам и НГК (рис. 1). Так, нефти Нижнего Поволжья (или юго-западной окраины бассейна) отличаются от нефтей центральной его части очень низкой сернистостью, невысокой плотностью и незначительной концентрацией асфальтово-смолистых компонентов и рядом УВ-показателей.
Особенно четкие отличия нефтей центральных и южных территорий Волго-Урала фиксируются по содержанию в них МЭ, тесно связанных с их физико-химическими свойствами (табл. 1). Показательно, что отличия проявляются не только по абсолютным концентрациям МЭ, но и по корреляционным связям между содержаниями МЭ и физико-химическими свойствами нефтей. Для нефтей центральных регионов Волго-Урала выявлены высокие коэффициенты корреляции между содержаниями ванадия, никеля, серы, смол и асфальтенов. Подобные связи для нефтей окраинной части платформы либо не выявлены, либо слабо проявляются. Нефти Саратовско-Волгоградского Поволжья характеризуются отсутствием связи содержаний МЭ с содержанием серы и слабой связью с содержанием смолистых и асфальтено-вых компонентов (табл. 2). Мы объясняем это наложением вторичных миграционных
Табл. 2. Коэффициенты корреляции между свойствами нефтей Волго-Уральского НГБ Tab. 2. Correlation coefficients between the properties of Volga-Ural OGB oils
Исследуемый район Возрастнефтеносного Связь содержаний ванадия Связь содержаний никеля Предел значимости
комплекса с содержаниями с содержаниями с вероятностью
серы смол асфальтенов серы смол асфальтенов 95 %
Центральная часть Каменноугольный 0,56 0,44 0,55 0,43 0,29 0,60 0,27
Волго-Урала Девонский 0,73 0,59 0,68 0,73 0,64 0,76 0,23
Саратовско-Волгоградское Не расчленен Отс. Отс. 0,52 Отс. 0,45 0,40 0,40
Поволжье
процессов на состав флюидов, меняющих первоначально сложившиеся высокие корреляционные связи.
Предполагается, что выявленные особенности нефтей изученных тектонических зон Волго-Уральского НГБ связаны с различным тектоническим режимом: повышенными па-леотемпературами и соответственно более катагенно преобразованным составом нефтей юго-западной окраины территории,
а также с различными типами исходного органического вещества (ОВ). При этом большую роль играют и миграционные процессы УВ-потоков вдоль склонов впадин и сводов при формировании ловушек. Эти закономерности подтверждаются и на приведенных ниже рисунках. На частотных графиках распределения концентраций МЭ в нефтях из палеозойских отложений Русской платформы, построенных нами по многочисленным
Концентрация, пхЮь %
б
Б
Рис. 2. Частотные графики распределения концентраций МЭ в нефтях из палеозойских отложений Русской платформы
а — Татарский, Пермско-Башкирский своды, Серноводско-Абдуллинская впадина, Бирская седловина;
б — Жигулевско-Оренбургский свод;
в — Рязано-Саратовская впадина и Восточный склон Воронежского свода; VC и NiD — концентрации V и Ni в нефтях из девонских (D) и каменноугольных (C) вмещающих отложений
Fig. 2. Frequency graphs of the distribution of TE concentrations in oils from Paleozoic deposits of the Russian platform
a - Tatarsky, Perm-Bashkirsky vaults, Sernovodsk-Abdullinskaya depression, Birskaya saddle; б - Zhiguli-Orenburg arch;
в - Ryazan-Saratov depression and the Eastern slope of the Voronezh Arch;
VC and NiD are concentrations of V and Ni in oils from Devonian (D) and carboniferous (C) host
deposits
аналитическим данным, продемонстрировано значительное отличие МЭ-состава наф-тидов в различных зонах бассейна. Наиболее высокие концентрации МЭ обнаружены в нефтях центральной части Волго-Уральско-го НГБ. Модальный интервал содержаний ванадия в нефтях карбона здесь составляет (30-300) г/т, никеля (30-100) г/т, железа (3-30) г/т, свинца (1-3) г/т. В нефтях Нижнего Поволжья эти величины значительно ниже и составляют для ванадия (1-3) г/т, никеля (0,3-1,0) г/т, железа (0,1-1,0) г/т, для свинца (0,03-0,1) г/т, нефти ванадиевого типа ^/N¡>1) (рис. 2). Выборки, как правило, неоднородные (кривые содержаний элементов имеют несколько вершин).
Четкое разграничение нефтей месторождений различных тектонических структур по физико-химическим свойствам и особенно по содержанию МЭ иллюстрируют рисунки 3 и 4. На графике (рис. 3) показаны кривые распределения плотности, а также концентраций ванадия, никеля, серы, смол и асфальтенов в нефтях девонских и каменноугольных отложений восточного склона Воронежского свода, Рязано-Саратовской впадины и Жигулевско-Оренбургского свода, а также кривые по объединенным совокупностям данных по нефтям Татарского, Башкирского и Пермского сводов. Из анализа этих материалов отчетливо видно, что нефти юго-восточной окраины Волго-Уральского НГБ (районы, граничащие с северо-запада с Прикаспийской впадиной) легкие, содержат очень мало смол и асфальтенов и относятся к группе нефтей, обедненных МЭ. А нефти центральных областей Русской платформы — более тяжелые, смолистые и образуют группу нефтей, обогащенную МЭ. На рисунке 4 представлен характер изменения концентраций МЭ и физико-химических свойств нефтей месторождений Волго-Уральского НГБ в зависимости от их структурного положения в пределах впадин и поднятий юго-восточного и центрального блоков платформы.
При сравнении нефтей соседствующих поднятий и впадин Жигулевско-Оренбург-ского свода, Серноводско-Аблуллинской впадины, Татарского свода, Бирской седловины и Верхне-Камской впадины можно отметить, что для нефтей из девонских отложений характерны пониженные величины плотностей, а также содержаний серы, смол, асфальтенов, ванадия и никеля на положительных структурных элементах. Для нефтей из отложений карбона эта закономерность нарушается только в содержании асфальтенов на Татарском своде, где оно значительно больше, чем в нефтях окружающих впадин. Наблюдаемый эффект направленного изменения нефтей можно объяснить следствием преобразования свойств нефтей в результате ми-грационно-фильтрационных процессов. Важно подчеркнуть, что в процессе латеральной миграции, теряя смолисто-асфальтеновые
компоненты и становясь менее плотными, нефти теряют и МЭ. Наиболее заметно это проявляется в уменьшении абсолютных концентраций ванадия и менее заметно — никеля. Однако подобная закономерность, выражающаяся в облегчении нефтей при миграции и потере ими смолисто-асфальте-новых компонентов, не была зафиксирована при сравнении нефтей месторождений Жигу-левско-Оренбургского свода с нефтями месторождений Рязано-Саратовской впадины в каменноугольных отложениях вследствие смешивания нефтей, мигрирующих с севера и с юга — со стороны Прикаспийской синекли-зы и со стороны Серноводско-Абдуллинской впадины. На склонах структур часто развиты литологически ограниченные залежи в песчаных пластах, часто заполняемые в результате миграционных процессов.
Итоги
В пределах осадочного разреза Волго-Ураль-ского НГБ выделены четыре геохимических типа флюидальных УВ-скоплений, приуроченных к НГК различного возраста. Отличия этих типов выражены не только в физико-химических свойствах и УВ-составе флюидов, но и в особенностях распределения МЭ, что объясняется особенностями исходного ОВ материнских толщ и условиями его преобразования при формировании ловушек. Выявлены различные свойства флюидов месторождений, приуроченных к определенным структурным элементам Волго-Уральского НГБ в связи с дифференциацией их в результате миграционных процессов. Представленный материал интересен как возможный прогнозный индикатор свойств флюидов при поисках и оконтуривании новых, еще не открытых объектов на этой территории. Изучение МЭ характеристик нафтидов НГК различного возрастного интервала центральной части Волго-Уральского региона свидетельствует об информативности геохимических данных, являющихся показателями особенностей состава нефтей при процессах нефтеобразования на определенных уровнях стадийности онтогенеза.
Выводы
Дифференциация нефтей в пределах Волго-Уральского НГБ, базирующаяся как на составе МЭ, так и физико-химических свойствах УВ флюидов, объясняется различным типом исходного ОВ нефтегазоматеринских толщ, условиями его преобразования и процессами миграции. Именно перечисленные процессы и происходящая при этом типизация флюидов по составу могут служить основанием для прогноза качества флюидов в разрабатываемых неантиклинальных ловушках (литологически и структурно ограниченных) на новых перспективных площадях региона при прогнозировании скоплений в мегарезервуарах. Литература
1. Пунанова С.А., Гордадзе Т.А. Геохимические особенности нефтегазоносных комплексов палеозойских отложений Волго-Уральской провинции // Разведка
и охрана недр. 1999. № 5-6. С. 51-54.
2. Мухаметшин Р.З., Пунанова С.А. Геохимические особенности нефтей Урало-Поволжья в связи с условиями формирования месторождений // Геология нефти и газа. 2011. № 4.
С. 74-83.
3. Пунанова С.А. Микроэлементы нафтидов в процессе онтогенеза углеводородов
Нефти каменноугйльных отложений
Нефти девонски*стложрнни
Рис. 3. Распределение концентраций некоторых элементов в нефтях девонских и каменноугольных отложений Урало-Поволжья и их физико-химических свойств. Нефти:
1 — Рязано-Саратовской впадины и восточного склона Воронежского свода;
2 — Жигулевско-Оренбургского свода; 3 — Татарского и Пермско-Башкирского сводов; 4 — число образцов в выборке
Fig. 3. Distribution of concentrations of some elements in the oils of devonian and coal deposits of the Ural-Volga region and their physico-chemical properties. Oil: 1 - Ryazan-Saratov depression and the eastern slope of the Voronezh arch; 2 - Zhiguli-Orenburg arch; 3 - Tatar and Perm-Bashkir arches; 4 - number of samples in the sample
Напраил^чиг ММГР4ЦИИ
Рис. 4. Характер изменения концентраций МЭ и физико-химических свойств нефтей месторождений Волго-Урала в зависимости от их структурного положения. Нефти: а — девонских; б — каменноугольных отложений
Fig. 4. The nature of changes in TE concentrations and physico-chemical properties of Volga-Ural oil fields depending on their structural position. Oil: a - Devonian, б - carboniferous deposits
в связи с нефтегазоносностью: Диссертация. М., 2017. 288 с.
4. Пунанова С.А., Самойлова А.В. Особенности нефтегазоносности прогибов древних платформ (на примере Волго-Уральского и Енисей-Хатангского) // Актуальные проблемы нефти и газа. 2019. № 2. 7 с.
5. Нефтяные и газовые месторождения СССР: Кн. 1. Европейская часть СССР. М.: Недра, 1987. 358 с.
6. Трофимов В.А., Чепикова И.К., Пунанова С.А. Особенности нефтегазоносности рифей-вендских
отложений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции // Конференция «Прогноз нефтегазоносности фундамента молодых и древних платформ» 2001, Казань, 4-8 июня. Казань: Казанский университет, 2001. С. 348-350.
7. Белоконь Т.В., Горбачев В.П., Балашова М.М. Строение
и нефтегазоносность рифейско-вендских отложений востока Русской платформы. Пермь: Звезда, 2001. 108 с.
8. Максимов С.П., Сафонова И.И. Изопреноидные
углеводороды — дополнительный критерий в определении генетического типа нефтей // Геология нефти и газа. 1971. № 10. С. 38-41.
9. Пунанова С.А. Геохимические особенности распределения микроэлементов в нафтидах
и металлоносность осадочных бассейнов СНГ // Геохимия. 1998. Т. 36. № 9. С. 959-972.
10. Багманова С.В., Степанов А.С., Коломоец А.В., Трифонова М.П. Геология Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Оренбург: ОГУ, 2019. 127 с.
ENGLISH
Results
Within the sedimentary section of the Volga-Ural OGB, four geochemical types of fluid hydrocarbon accumulations have been identified, confined to OGK of different ages. Differences between these types are expressed not only in the physicochemical properties and HC composition of fluids, but also in the features of the TE distribution, which is explained by the features of the initial OM of the parent strata and the conditions for its transformation during the formation of traps. Various properties of fluids in deposits confined to certain structural elements of the Volga-Ural OGB are revealed in connection with their differentiation as a result of migration processes. The presented material is interesting as a possible predictive indicator of fluid properties in the search and delineation of new, not yet discovered objects in this area.
The study of the TE characteristics of OGK naphthides of different
age intervals in the central part of the Volga-Ural region indicates the information content of geochemical data, which are indicators of the composition of oils during oil formation processes at certain levels of ontogeny staging.
Conclusions
The differentiation of oils within the Volga-Ural OGB, based both on the composition of TE and the physicochemical properties of hydrocarbon fluids, is explained by the different types of initial OM of the oil and gas source strata, the conditions for its transformation, and migration processes. It is these processes and the resulting typification of fluids by composition that can serve as the basis for predicting the quality of fluids in the developed non-anticlear traps (lithologically and structurally limited) in new promising areas of the region when predicting accumulations in megareservoirs.
References
1. Punanova S.A., Gordadze T.A. Geochemical features of oil and gas complexes
of Paleozoic deposits of the Volga-Ural province. Prospect and protection of mineral resources, 1999, issue 5-6, P. 51-54. (In Russ).
2. Mukhametshin R.Z., Punanova S.A. Geochemical features of oils of the Ural-Volga region in connection with the conditions of formation of deposits // Geologiya Nefti i Gaza, 2011, issue 4,
P. 74-83. (In Russ).
3. Punanova S.A. Trace elements
of naphthides in the process of ontogenesis of hydrocarbons in connection with oil and gas content. Dysertation. M., 2017, 288 p. (In Russ).
4. Punanova S.A., Samoylova A.V. Features
of oil and gas bearing deflections of ancient platforms (on the example of the Volga-Ural and Yenisei-Khatanga). Actual problems of oil and gas, 2019, issue 2, 7 p. (In Russ).
5. Oil and gas fields of the USSR: Handbook. Book 1. The European part of the USSR. M.: Nedra, 1987, 358 p. (In Russ).
6. Trofimov V.A., Chepikova I.K., Punanova S.A. Features of the oil and gas content of the Riphean-Vendian deposits of the Volga-Ural oil and gas province. Forecast of the oil and gas content of the foundation of young and ancient platforms. Conference "Forecast
of oil and gas potential of the foundation of young and ancient platforms" 2001, Kazan, June 4-8. Kazan: Kazan University, 2001. P. 348-350. (In Russ).
7. Belokon T.V., Gorbachev V.P., Balashova M.M. Structure and oil and gas potential of the
Riphean-Vendian deposits of the East of the Russian Platform. Perm, Zvezda, 2001, 108 p. (In Russ).
8. Maksimov S.P., Safonova I.I. Isoprenoid hydrocarbons - an additional criterion in determining the genetic type of oils. Geology of oil and gas, 1971, issue 10, P. 38-41. (In Russ).
9. Punanova S.A. Geochemical features of the distribution of trace elements in naphthides and metalliferous sedimentary basins of the CIS. Geochemistry, 1998, issue 9,
P. 959-972. (In Russ).
10. Bagmanova S.V., Stepanov A.S., Kolomoets A.V., Trifonova M.P. Geology of the Volga-Ural oil and gas province: textbook. Orenburg State University. 2019. Orenburg. OSU. 127 p. (In Russ).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ I INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Пунанова Светлана Александровна, д. г.-м. н., ведущий научный сотрудник, Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН), Москва, Россия , Москва, Россия Для контактов: punanova@mail.ru
Самойлова Анна Васильевна, к. г.-м. н., научный сотрудник, Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН), Москва, Россия , Москва, Россия Для контактов: anna-samoilova@mail.ru
Punanova Svetlana Aleksandrovna, doctor of science of geologo-mineralogical sciences, chief researcher, Oil and Gas Research Institute Russian Academy of Sciences (OGRI RAS), Moscow, Russia Corresponding author: punanova@mail.ru
Samoilova Anna Vasilevna, candidate of geologo-mineralogical sciences, research associate, Oil and Gas Research Institute Russian Academy of Sciences (OGRI RAS), Moscow, Russia Corresponding author: anna-samoilova@mail.ru
