CC BY
33
УДК 550.4 DOI: 10.19110/2221-1381-2019-9-10-16
ГЕОХИМИЯ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА ДОМАИМКОВЫК ОТЛОЖЕНИЙ РАЗРЕЗА Р. ПЫМВАШОР, ГРЯДА ЧЕРНЫШЕВА (ТИМАНО-ПЕЧОРСКИЙ БАССЕЙН)
И. С. Котик, О. В. Валяева, Д. А. Бушнев, А. В. Журавлев
Институт геологии Коми НЦ УрО РАН, Сыктывкар; [email protected]
Изучен углеводородный состав органического вещества доманиковых отложений из естественных выходов на р. Пымвашор в северной части гряды Чернышева. Показаны различия в распределении углеводородов-биомаркеров в зависимости от литологического состава пород и условий накопления органического вещества. Битумоиды известковистых аргиллитов отличаются профилем распределения н-алканов (максимум при n-C13—n-C18), повышенным отношением Pr/ Ph и повышенными содержаниями гопанов. Катагенетическая преобразованность органического вещества, оцененная по данным стерановых, гопановых и ароматических углеводородов, соответствует середине главной зоны нефтегенерации (Ro ~ 0.6—0.75 %). Данный уровень катагенеза также подтверждается индексами окраски конодонтовых элементов (ИОК 2.5—3). Учитывая неоднородность распределения биомаркеров, генерированные органическим веществом доманиковых отложений нефтяные углеводороды будут обладать различными параметрами.
Ключевые слова: гряда Чернышева, органическое вещество, доманиковый горизонт, биомаркеры.
ORGANIC MATTER GEOCHEMISTRY OF THE DOMANIK SECTION ALONG THE PYMVASHOR RIVER,
CHERNYSHEV SWELL (TIMAN-PECHORA BASIN)
I. S. Kotik, O. V. Valyaeva, D. A. Bushnev, A. V. Zhuravlev
Institute of Geology, Komi SC UB RAS, Syktyvkar
The hydrocarbon composition of organic matter from outcrops of Domanik Formation along the Pymvashor river at the Chernyshev swell was studied. The biomarkers distribution in the samples was variable. It depended on the lithological composition of the rocks and depositional environment of organic matter. The extracted bitumens from calciferous argillite had differences in the distribution of n-alkanes (maximum at n-C13 — n-C18), higher Pr/Ph ratio and higher content of hopanes. Organic matter maturity was defined based on sterane and homohopane biomarkers indicators and aromatic maturity parameters. All maturity indicators suggest that the organic matter of Domanik Formation was in the peak stage of oil generation (Ro ~ 0.6—0.75 %). This level of maturity is also confirmed by conodont Color Alteration Index (CAI) values in the range of 2.5—3. Based on the differences in the biomarkers distribution of the organic matter Domanik Formation, the oils generated by it would have different hydrocarbon features.
Keywords: Chernyshev swell, Domanik Formation, organic matter, biomarkers.
Введение
Доманиковые отложения являются одними из основных нефтематеринских толщ в Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне [2, 6]. Проведенное ранее изучение углеводородного (УВ) состава нефтей верхнего девона, генетически связанных с нефтематерин-скими породами доманика, показало вариативность их геохимических параметров, что связывается с латеральной изменчивостью органического вещества (ОВ) и условиями его захоронения [3]. Геохимические исследования ОВ доманиковых отложений на различных участках гряды Чернышева также показали различия в распределении УВ-биомаркеров [3, 4]. Для исследуемого разреза на р. Пымвашор изучение геохимии ОВ проводятся впервые, поэтому полученные новые данные позволят уточнить как латеральную изменчивость, так и специфику УВ-состава ОВ доманиковых отложений гряды Чернышева.
Район и объект исследований
Разрез исследованных доманиковых отложений расположен в северной части гряды Чернышева, где они вскрываются в естественных выходах по р. Пымвашор, левого притока р. Адзьвы (рис. 1). Изученный разрез сложен преимущественно известняками, реже кремнистыми известняками и извест-ковистыми аргиллитами. Среднефранский (домани-
ковый) возраст отложений определен по комплексу конодонтов, включающему Mesotaxis falsiovalis Sandberg, Ziegler, Bultynck, Mesotaxis asymmetricus (Bischoff et Ziegler), Mesotaxis bogoslovskyi Ovnatanova et Kuzmin, Klapperina ovalis (Ziegler et Klapper), Palmatolepis transitans Muller, Palmatolepis planus Ziegler et Sandberg, Palmatolepis punctata (Hinde), Polygnathus uchtensis Ovnatanova et Kuzmin, Polygnathus aff. timanicus Ovnatanova, Ligonodina pectinata Bassler и Icriodus symmetricus Branson et Mehl. Ранее А. И. Першиной доманиковый возраст этих отложений определялся по брахиоподам [8].
Методы исследований
Содержания органического углерода (Сорг, %) в породе определялось на экспресс-анализаторе АН-7529 методом сжигания в токе кислорода образцов, предварительно обработанных 10 %-й соляной кислотой. Выделение битумоидов из пород проводили методом горячей экстракции хлороформом в аппарате Сокслета. Полученные экстракты хлороформен-ных битумоидов (ХБА, %) подвергались фракционированию с выделением насыщенных и ароматических УВ. Газохроматографический анализ УВ-состава насыщенной фракции (н-алканов и изопреноидов) проводился на приборе «Кристалл-2000М». Изучение молекулярного состава полициклических насыщен-
Рис. 1. Обзорная карта района исследований (а) и литологическая колонка изученного разреза (b) Fig. 1. Schematic map of the investigated area (a) and lithological column of the studied section (b)
ных и ароматических УВ методом хромато-масс-спектрометрии выполнялось на приборе Shimadzu 2010 Ultra.
Результаты исследований
и их обсуждение
Химико-битуминологическая характеристика
Содержание Сорг в исследуемом разрезе домани-ковых отложений изменяется в широких пределах — от 0.2 до 12.4 %. Концентрации ОВ меняются в зависимости от литологического состава пород. В известняках содержание Сорг находится в пределах 0.2— 1.9 %, а в известковистых аргиллитах Сорг достигает 7.7—12.4 %.
Выход ХБА изменяется с той же тенденцией. В известняках ХБА составляет 0.019—0.129 % и повышается до 0.749—0.912 % в аргиллитах. Значения битумо-идного коэффициента (вХБ, %) составляют 7—11 %, что указывает на сингенетичность изученных битумо-идов вмещающим отложениям.
УВ-состав битумоидов
Ациклические УВ. Н-алканы и изопреноиды
Экстрагированные из известняков и аргиллитов битумоиды отличаются по составу и распределению нормальных алканов. В битумоидах аргиллитов — мономодальное распределение н-алканов с максимумом в области н-С13-С18 (рис. 2, а). В области высокомолекулярных н-алканов наблюдаются пики полициклических УВ. В известняках наблюдается иной профиль распределения н-алканов. Концентрационный максимум смещен в область н-С18 — С24 и увеличен ряд диагностированных УВ с более высокими молекулярными весами до н-С34 (рис. 2, Ь).
Содержание изопреноидных алканов составляет 15—22 %. Среди них в наибольших концентрациях обычно находится пристан. По величине отношения пристана (Рг) к фитану (РИ) среди изученных образцов также устанавливаются различия. В известняках отношение Рг/РИ составляет 1.10—1.73. Для аргиллитов характерны более повышенные значения — 1.52— 1.91. По соотношению нормальных и изо-алканов зна-
чения Рг/н-Су] и РИ/н-С^ для исследованных битумо-идов являются схожими (см. таблицу). Исключением является образец ПШ/7, для которого эти показатели наиболее низкие — 0.45 и 0.32 соответственно, за счет повышенных концентраций УВ н-С17 и н-С18.
Полученные данные по распределению н- и изо-алканов в изученных битумоидах характеризуют морское ОВ, источником которого являлся фитопланктон и бактерии [8].
Полициклические УВ. Стераны и терпаны
Распределение стерановых УВ сходно во всех исследованных образцах. Среди них в наибольших кон-
центрациях присутствуют холестан (С27) и этилхоле-стан (С29) (таблица, рис. 2). Их содержания составляют соответственно 30—34 и 49—56 %, отношение С29/ С27 меняется в пределах 1.5—1.8. Считается, что основным источником стерана С27 является морской фитопланктон, а С29 — высшие наземные растения [10, 16]. Учитывая, что осадконакопление в исследуемом районе гряды Чернышева проходило в условиях относительно глубоководной впадины на шельфе [7], вдали от источников сноса гумусового органического материала, участие такого ОВ в распределении стеранов исключается. Повышенные концентрации стерана С29, вероятно, являются характерной «био-
Геохимическая характеристика исследованных образцов Geochemical characteristic of the studied samples
Образец Sample ПШ/4 ПШ/8 ПШ/13 ПШ/7 ПШ/9 ПШ/12
известняк аргиллит аргиллит аргиллит
Литология кремнистыи известняк известняк известковистыи известковистыи известковистыи
Lithology siliceous limestone limestone calcareous calcareous calcareous
limestone argillite argillite argillite
Битуминология / Bitumology
Сорг, % / TOC, % 1.9 0.6 0.2 8.2 12.4 7.7
ХБА, % / CEB, % 0.129 0.070 0.019 0.912 0.895 0.749
РХБ, % 7 11 8 11 7 10
н-алканы и изопреноиды / n-alkanes and isoprenoids
Pr/Ph 1.10 1.28 1.73 1.91 1.52 1.91
Pr/н-С17 0.84 0.93 0.96 0.45 1.03 0.82
Ph/н-С 18 0.80 0.73 0.67 0.32 0.78 0.55
Стераны / Steranes
аРР С27, % 33 33 30 31 34 30
аРР С28, % 16 17 14 17 18 15
аРР С29, % 50 50 56 52 49 54
С27/С29 0.66 0.66 0.54 0.59 0.69 0.55
С21 С22/С29 0.36 0.40 0.27 0.44 0.68 0.52
С27 диа/рег (С27 dia/reg) 0.6 0.4 0.7 0.3 0.3 0.4
С29 20S/20S+R 0.45 0.47 0.47 0.43 0.45 0.45
С29 аРР/аРР + ааа 0,55 0,56 0,57 0,52 0,53 0,53
Терпаны / Terpanes
С24/С23 0.70 0.72 0.59 0.85 0.94 0.68
С30/С31 С35 0.76 0.68 0.65 0.85 0.91 0.99
С35S/С34S 0.63 0.83 0.81 0.73 0.71 0.79
С32 22S/22S+R 0.62 0.59 0.59 0.59 0.59 0.60
Ts/Tm 0.84 0.46 0.74 0.48 0.31 0.54
Е Трициклических /
Е пентациклических 0.17 0.26 0.18 0.15 0.17 0.18
(Е tricyclic/Е pentacyclic)
Стераны/гопаны 0.24 0.26 0.36 0.11 0.09 0.15
Steranes/hopanes
Показатели зрелости по ароматическим углеводородам Maturity indicators by aromatic hydrocarbons
MPI-1 0.55 0.53 0.56 0.57
Ro (расчёт по MPI-1) (calculated by MPI-1) 0.73 0.72 0.73 0.74
MDR 2.04 1.62 1.56 1.58
Ro (расчёт по MDR) 0.66 0.63 0.62 0.63
(calculated by MDR)
Примечание. РХБ = ХБА/Сорг. С27 диа/рег = С27 аРа 20S+20R диастераны / С27 аРР 20S+20R регулярные стераны. Ts/Tm = С27 17а (Н)-трисноргопан / С27 18а (Н)-триснорнеогопан. MPI-1=1.5*2-MP+3-MP/P+1-MP+9-MP. MDR=4-MDBT/1-MDBT.
Note. РХБ = CEB/TOC. С27 dia/reg = С27 аРа 20S+20R diasteranes / С27 аРР 20S+20R regular steranes. Ts/Tm = С27 17а (H)-trisnorhopane / С27 18а (H)-trisnorneohopane. MPI-1=1.5*2-MP+3-MP/P+1-MP+9-MP. MDR=4-MDBT/1-MDBT.
Рис. 2. Хроматограммы и масс-фрагментограммы распределения алкановых, стерановых (m/z 217) и терпановых УВ (m/z 191) насыщенной фракции битумоидов известковистых аргиллитов (а) и известняков (b)
Fig. 2. Chromatograms and mass-fragmentograms showing distributions of alkanes, steranes (m/z 217) and terpanes (m/z 191) of the saturated fractions in the extracts from calciferous argillite (a) and limestones (b)
меткой» ОВ пород и нефтей франских отложений для всего Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна [2—4].
В составе терпанов преобладают гопаны, их концентрации составляют 79—87 %. Отношение трици-кланов к гопанам низкое — 0.15—0.18. Среди гопанов в максимальных содержаниях находится УВ состава С30, составляя 28—34 % от суммы гопанов (рис. 2).
По составу и распределению полициклических УВ среди изученных образцов также наблюдаются различия в зависимости от литологии пород. В би-тумоидах известняков повышено содержание стера-нов, отношение стеранов к гопанам для них составляет 0.24—0.36 (рис. 3, а; таблица). В известковистых аргиллитах величина отношения этих групп УВ не превышает 0.15. Установлено, что основным источником тритерпанов являются липиды, входящие в состав мембран бактерий [11, 16], поэтому низкие значения
отношения стеранов/гопанов свидетельствуют о преобладающем вкладе бактериального ОВ.
Изученные битумоиды также дифференцируются по биомаркерным параметрам, характеризующим литологический состав осадков, в которых накапливалось ОВ. Повышенные значения отношения трици-клических терпанов С24/С23 и увеличение отношения гомогопанов С358/С348 отражают преобладание карбонатного состава пород, вмещающих ОВ [12]. Среди исследованных битумоидов отклоняется от этой зависимости только образец кремнистого известняка (рис. 3, Ь; таблица).
Для битумоидов, выделенных из аргиллитов, характерно наличие несколько более высоких концентраций прегнанов С21-С22 по сравнению со стерана-ми состава С27-С29, а также более высокие содержания гопанов состава С29-С30 по отношению к гомого-панам С31-С35 (таблица, рис. 2). По нашему мнению,
Рис. 3. Дифференциация битумоидов по биомаркерным параметрам, характеризующим состав исходного ОВ (а) и литологи-
ческий состав пород (b): 1 — известковистые аргиллиты, 2 — известняки
Fig. 3. Plots of biomarker-related parameters showing the composition of organic matter (a) and source rocks lithological characteristics (b):
1 — calciferous argillite, 2 — limestones
возможно, накопление таких сравнительно коротко-цепочечных производных стеранов и гопанов в аргиллитах обусловлено более высокой каталитической активностью минеральной части породы при идентичном исходном ОВ. В литературе имеются сведения, что высокие концентрации прегнанов и пониженные диастеранов характерны для восстановительных об-становок накопления ОВ, а пониженные концентрации прегнанов при повышенных концентрациях ди-астеранов, напротив, характерны для окислительных обстановок с привносом терригенного материала [15].
Катагенез ОВ
Катагенетическая преобразованность ОВ устанавливалась по параметрам зрелости, рассчитанным для полициклических биомаркеров стеранового и го-панового рядов, а также по распределению ароматических УВ. Дополнительно степень катагенеза оценивалась по индексам окраски конодонтовых элементов.
Для оценки зрелости ОВ используются значения стерановых индексов 208/208+Я и арр/арр+ааа для УВ состава С29. Полученные значения этих индексов составляют 0.43—0.47 и 0.52—0.57 соответственно (см. таблицу), что указывает на катагенетическую преобразованность ОВ до градации МК2 (Яо ~ 0.60— 0.75 %) [12, 16]. Степень зрелости ОВ также качественно можно оценить по соотношению перегруппированных стеранов (диастеранов) ва С27 к регулярным. Полученные значения (> 0.3) (см. таблицу) характеризуют зрелое ОВ, достигшее главной зоны нефтегене-рации [16].
Оценка катагенеза ОВ по гопановым параметрам зрелости согласуется с данными по стеранам. Значения отношения 228/228+Я, рассчитанные для С32 ав-гомогопана, достигают равновесных величин 0.59—0.62 (таблица, рис. 4), что подтверждает степень преобразованности ОВ до уровня главной зоны не-фтегенерации [11, 12].
Распределение ароматических УВ также несет информацию о степени катагенетической трансформации ОВ. Наиболее широко используемыми показателями для определения уровня термической зрелости
Пик нефтегенерации и выше 0*
Начало нефтегенерации
Незрелое ОВ
0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0.55 0.6 0.65 0.7 С32 22S/(22S+22R)-roMoronaHbi
Рис. 4. Катагенетическая преобразованность ОВ по биомаркерным параметрам [12]
Fig. 4. Maturity of organic matter by biomarker parameters [12]
ОВ является метилфенантреновый индекс (MPI-1), отражающий отношение концентраций фенантрена и его гомологов [12]. Корреляционная зависимость величины MPI-1 с показателем отражения витрини-та (Ro, %) позволяет проводить теоретический расчет Ro. Согласно предложенным формулам расчета [14], значение Ro для исследованных образцов составляет 0.72-0.74 %.
Следующим параметром, позволяющим оценить катагенетическую преобразованность ОВ, является метилдибензотиофеновый индекс (MDR), выраженный отношением 4-МДБТ/1-МДБТ [13]. На основании предложенных формул расчета по этому показателю величина Ro составляет 0.62—0.66 %. Таким образом, согласно полученным данным показателей MPI-1 и MDR, степень катагенеза ОВ соответствует градациям конца МК1 — середины МК2.
Катагенетическая преобразованность определялась также по окраске конодонтовых элементов. Экспериментально установленная зависимость изменения окраски от температуры и длительности термального воздействия позволяет использовать цвет конодонтов, выраженный через индексы окраски
(ИОК), для приблизительной оценки степени термального преобразования вмещающих пород [9]. Для исследованных образцов значения ИОК изменяются в пределах 2.5—3, что соответствует температуре длительного прогрева 120—150 °C [5]. Такой уровень термального воздействия также отвечает условиям катагенеза на градации MKi — МК2 [1].
Заключение
Проведенные исследования позволили получить новые данные по геохимии ОВ доманиковых отложений гряды Чернышева. Степень катагенетической преобразованности, оцененная по УВ-параметрам и данным ИОК, указывает, что отложения и заключенное в них ОВ достигло середины главной зоны нефте-генерации (МК1 - МК2).
Распределение алкановых и полициклических УВ-биомаркеров свидетельствуют о различном составе ОВ в зависимости от литологии вмещающих отложений. Битумоиды известковистых аргиллитов отличаются от битумоидов карбонатных отложений повышенным вкладом бактериального материала в составе исходного ОВ. Учитывая неоднородность состава ОВ доманиковых отложений, нефтяные продукты его преобразования будут иметь различные параметры УВ-биомаркеров.
Аналитические исследования выполнялись в Институте геологии Коми НЦ УрО РАН (ЦКП «Геонаука», г. Сыктывкар).
Литература
1. Аммосов И. И., Горшков В. И., Гречишников Н. П., Еремин И. В., Прянишников В. К., Степанов Ю. В. Петрология органических веществ в геологии горючих ископаемых. М.: Наука, 1987. 333 с.
2. Баженова Т. К., Шиманский В. К., Васильева В. Ф., Шапиро А. И., Яковлева (Гембицкая) Л. А., Климова Л. И. Органическая геохимия Тимано-Печорского бассейна. СПб.: ВНИГРИ, 2008. 164 с.
3. Бушнев Д. А., Бурдельная Н. С., Валяева О. В., Деревесникова А. А. Геохимия нефтей позднего девона Тимано-Печорского бассейна // Геология и геофизика. 2017. Т. 58. С. 410—422.
4. Бушнев Д. А., Бурдельная Н. С., Журавлев А В. Органическое вещество верхнедевонских отложений гряды Чернышева // Геохимия. 2017. № 6. С. 527—538.
5. Журавлев А В. Оценка степени термального катагенеза палеозойских отложений севера Пай-Хойского па-равтохтона по индексам окраски конодонтов // Литосфера. 2017. № 1. С. 44—52.
6. Клименко С. С., Анищенко Л. А. Особенности нафти-догенеза в Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне // Известия Коми НЦ УрО РАН. 2010. № 2. С. 61—69.
7. Пармузина Л. В. Верхнедевонский комплекс Тимано-Печорской провинции (строение, условия образования, закономерности размещения коллекторов и нефтегазонос-ность). СПб.: Недра, 2007. 152 с.
8. Першина А И. Силурийские и девонские отложения гряды Чернышева. Л.: Изд-во АН СССР, 1962. 122 с.
9. Epstein A. G., Epstein J. B., Harris L. D. Conodont color alteration — an index organic metamorphism / U. S. Geological Survey Professional Paper 995, 1977. 27 p.
10. Huang W. Y, Meinschein W. G. Sterols as ecological indicators // Geochimica et Cosmochimica Acta. 1979. V. 43. P. 739-745.
11. Peters K. E., Moldowan J. M. Effects of source, thermal maturity, and biodegradation on the distribution and isomerization of homohopanes in petroleum // Organic Geochemistry. 1991. V. 17. P. 47-61.
12. Peters K. E, Walters C. C, Moldowan J. M. The biomarker guide. Biomarkers and isotopes in petroleum systems and Earth history. 2nd edition. Cambridge University Press, Cambridge, 2005. Vol. 2. 1155 p.
13. Radke M. Application of aromatic compounds as maturity indicators in source rocks and crude oils // Marine and petroleum geology. 1988. V. 5. P. 224—236.
14. Radke M, Welte D. H, Willsch H. Maturity parameters based on aromatic hydrocarbons: Influence of the organic matter type // Organic Geochemistry. 1986. V. 10. P. 51—63.
15. Wang G, Chang X., Wang T.-G, Simoneit B. R.. T. Pregnanes as molecular indicators for depositional environments ofsediments and petroleum source rocks // Organic Geochemistry. 2015. V. 78. P. 110—120.
16. Waples D. W, Machihara T. Biomarkers for geologist — a practical guide to the application of steranes and triterpanes in petroleum geology // AAPG methods and explaration. 1991. No. 9. 71 p.
References
1. Ammosov I. I., Gorshkov V. I., Grechishnikov N. P., Yeremin I. V., Pryanishnikov V. K., Stepanov Y. V. Petrologiya organicheskikh veshchestv v geologii goryuchikh iskopayemykh (Petrology of organic matter in the geology of fossil fuels). Moscow: Nauka, 1987, 333 p.
2. Bazhenova T. K., Shimanskiy V. K., Vasilyeva V. F., Shapiro A. I., Yakovleva (Gembitskaya) L. A., Klimova L. I. Organicheskaya geokhimiya Timano-Pechorskogo bassey-na (Organic geochemistry of the Timan-Pechora basin). Saint-Petersburg: VNIGRI, 2008, 164 p.
3. Bushnev D. A., Burdel'naya N. S., Valyayeva O. V., Derevesnikova A. A. Geokhimiya neftey pozdnego devona Timano-Pechorskogo basseyna (Geochemistry of Late Devonian oils of the Timan-Pechora basin). Geologiya i geofizika, 2017, No. 58, pp. 410—422.
4. Bushnev D. A., Burdel'naya N. S., Zhuravlev A. V. Organicheskoye veshchestvo verkhnedevonskikh otlozheniy gryady Chernysheva (Organic matter in Upper Devonian deposits of the Chernyshev Ridge). Geokhimiya, 2017, No. 6, pp. 527—538.
5. Zhuravlev A. V. Otsenka stepeni termalnogo katagene-za paleozoyskikh otlozheniy severa Paykhoyskogo paravtokhtona po indeksam okraski konodontov (Estimation of Paleozoic rocks thermal maturity of the Northern Pay-Khoy parautochthone on the basis of conodonts color alteration indexes). Litosfera, 2017, No. 1, pp. 44—52.
6. Klimenko S. S., Anischenko L. A. Osobennosti naftido-geneza v Timano-Pechorskom neftegazonosnom basseyne (Features of evolution of naphthide genesis of Timan-Pechora basin). Izvestiya Komi nauchnogo tsentra UrO RAN (Proceedings of the Komi Science Centre UB RAS), 2010, No.2, pp. 61—69.
7. Parmuzina L. V. Verkhnedevonskiy kompleks Timano-Pechorskoy provintsii (stroyeniye, usloviya obrazovaniya, zako-nomernosti razmeshcheniya kollektorov i neftegazonosnost) (The Upper Devonian complex of the Timan-Pechora Province (structure, formation conditions, regularities of reservoir location and oil and gas potential)). Saint-Petersburg: Nedra, 2007, 152 p.
8. Pershina A. I. Siluriyskiye i devonskiye otlozheniya gryady Chernysheva (Silurian and Devonian deposits of the Chernyshev ridge). Saint-Petersburg: AN SSSR, 1962, 122 p.
9. Epstein A. G., Epstein J. B., Harris L. D. Conodont color alteration — an index organic metamorphism. U. S. Geological Survey Professional Paper 995, 1977, 27 p.
10. Huang W. Y., Meinschein W. G. Sterols as ecological indicators. Geochimica et Cosmochimica Acta, 1979, V. 43, pp. 739—745.
11. Peters K. E., Moldowan J. M. Effects of source, thermal maturity, and biodegradation on the distribution and isom-erization of homohopanes in petroleum. Organic Geochemistry, 1991, V. 17, pp. 47—61.
12. Peters K. E., Walters C. C., Moldowan J. M. The bio-marker guide. Biomarkers and isotopes in petroleum systems
and Earth history. 2nd edition. Cambridge University Press, Cambridge, 2005, Vol. 2, 1155 p.
13. Radke M. Application of aromatic compounds as maturity indicators in source rocks and crude oils. Marine and petroleum geology, 1988, V. 5, pp. 224-236.
14. Radke M., Welte D. H., Willsch H. Maturity parameters based on aromatic hydrocarbons: Influence of the organic matter type. Organic Geochemistry, 1986, V. 10, pp. 51—63.
15. Wang G., Chang X., Wang T.-G., Simoneit B. R. T. Pregnanes as molecular indicators for depositional environments of sediments and petroleum source rocks. Organic Geochemistry, 2015, V. 78, pp. 110—120.
16.Waples D. W., Machihara T. Biomarkers for geologist — a practical guide to the application of steranes and triterpanes in petroleum geology. AAPG methods and explaration, 1991, No. 9, 71 p.
