CC BY
136
УДК 553.982:550.84
ГЕОХИМИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ ТЕРСКО-КАСПИЙСКОГО ПРОГИБА
Н.Ш. Яндарбиев1, Е.В. Козлова2, Н.П. Фадеева1, О.В. Крылов1, Ю.В. Наумчев1
1Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, Москва, Россия 2Сколковский институт науки и технологий, Москва, Россия
В пределах Терско-Каспийского нефтегазоносного бассейна Восточного Предкавказья нефтяные залежи встречаются в широком стратиграфическом диапазоне пород мезозойско-кайнозойского разреза, начиная с юрского возраста, на глубинах от 5800 до 200 м. В разрезе выделяются карбонатные и терригенные среднеюрские, нижнемеловые, олигоцен-нижнемиоценовые и миоценовые нефтематеринские толщи, имеющие различные геохимические характеристики и в разной степени реализовавшие свой нефте-газогенерационный потенциал. В работе представлены результаты комплексного изучения потенциально нефтематеринских пород и углеводородных флюидов из Терско-Сунженской складчатой зоны Терско-Каспийского прогиба, включающие литологиче-ские, химико-битуминологические, пиролитические, хроматографические и хромато-масс-спектрометрические исследования. Приведена детальная характеристика углеводородных флюидов на молекулярном уровне и генетические корреляции нефть-нефть и нефть-органическое вещество. Отмечены специфические черты нефтей залежей мезозойско-кайнозойского разреза. Среди изученных битумоидов выявлено наибольшее сходство хрома-тографических характеристик битумоидов хадумских карбонатно-глинистых отложений и нефтей из меловых и неогеновых залежей. Состав сложной природной смеси углеводородов из различных источников, претерпевшей значительные изменения в процессе геологической истории региона, не позволяет делать однозначных выводов об источнике или источниках углеводородов для залежей Терско-Каспийского прогиба.
Ключевые слова: углеводороды, битумоид, нефтематеринские толщи, звездные диаграммы
Б01: http://doi.org/10.18599/grs.19.22
Для цитирования: Яндарбиев Н.Ш., Козлова Е.В., Фадеева Н.П., Крылов О.В., Наумчев Ю.В. Геохимия углеводородов Терско-Каспийского прогиба. Георесурсы. 2017. Спецвыпуск. Ч. 2. С. 227-239. DOI: http://doi. о^/10.18599^ге.19.22
Введение
К настоящему времени в Терско-Каспийском прогибе открыто около 50 месторождений нефти и газа, содержащих свыше 300 залежей углеводородов (Рис. 1). Преобладающее большинство выявленных углеводородных скоплений сконцентрировано в Терско-Сунженской складчатой зоне на глубинах от первых сотен метров до 5800 м. Стратиграфический диапазон нефтегазоносности -от плиоцена до верхней юры - представлен на рисунке 2.
Геохимические особенности углеводородных флюидов и органического вещества горных пород данного региона изучались многими исследователями (Т.А. Ботнева, А.Н. Гусева, В.И Ермаков, Д.В. Жабрева, Е.М. Ланда, Е.С. Ларская, Н.Н. Волгин, Ю.И. Корчагина, А.В. Меркулов, Д.А. Мирзоев, С.Г. Неручев, А.С. Панченко, Г.М. Парпарова, Л.А. Польстер, Ал.А. Петров, А.Н. Резников, В.И. Сергеева, А.Н. Степанов, И.Н. Суворова, В.А. Успенский, Н.П. Фадеева, Г.И. Храмова, В.А. Чахмахчев, Б.К. Чичуа, А.А. Ярошенко, Н.Ш. Яндарбиев и др.).
Однако, несмотря на более чем вековую историю не-фтегазогеологического изучения, до сих пор не проведена систематизация накопленных геохимических данных с позиций генетической типизации углеводородных залежей и выяснения генетических связей между нефте-материнскими свитами и углеводородными залежами. Объяснением тому является отсутствие достаточного объема углубленных геохимических исследований на молекулярном уровне (биомаркерный анализ).
Фактический материал
Для решения данной задачи нами была сформирована представительная коллекция проб нефтей и образцов
горных пород (Табл. 1), охватывающая основные нефтематеринские толщи (средняя юра, нижний мел и майкопская серия) и разновозрастные залежи УВ (от верхнеюрских до неогеновых), проведены дополнительные геохимические исследования. Большую помощь при формировании коллекции проб нефтей и образцов горных пород оказали работники ОАО «НК «Роснефть» и ОАО «Грознефтегаз» З.Х. Моллаев, Б. С. Хаджиев и др.
Лабораторные исследования, включающие литоло-го-петрографические, химико-битуминологические, пиролитические, газохроматографические, хромато-масс-спектрометрические и другие современные методы, проводилась в лабораториях МГУ им. М.В. Ломоносова и ВНИГНИ.
Результаты исследований рассеянного органического вещества (РОВ) пород
Люминесцентно-битуминологические исследования образцов пород показали преобладание в хлорофор-менном битумоиде (ХБА) разновозрастных отложений смолистой и асфальтеновой компонентов.
Наиболее высокие содержания ХБА (до 0,3%) характерны для майкопских отложений (асфальтеново-смоли-стый тип). Среднеюрские глинистые породы содержат в среднем около 0,005% ХБА смолистого типа.
Аргиллиты альбских отложений нижнего мела характеризуются низким и средним содержанием хлорофор-менного битумоида (0,001-0,04%), причем в обнажениях по р. Чанты-Аргун преобладают битумоиды маслянистого типа, а ОВ нижнемеловых пород по р. Шаро-Аргун содержит смолистые и смолисто-асфальтеновые разности.
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ OTWk^^Hi
ШШШШяжЬ
Месторождения нефти и газа
1. Советское
2. Курское
3. Правобережное
4. Червленное
5. Арак-Дапатарек
6. Ахлово
7. Малгобек-Вознесенское
8. Северный Малгобек
9. Эльдарово
10. Хаян-Корт
11. Минеральное
12. Северо-Минерапьное
13. Ястребиное
14. Брагунское
15. Северо-Брагунское
16. Лесное
17. Гудермесское
18. Восточно-Гудермесское
19. Харбижин
20. Алханчуртовское
21. Северо-Джалкинское
22. Ильинское
23. Мескетинекое
24. Заманкул
25. Карабулак-Ачалуки
26. Серновсщское
27. Старогрозненское
28. Андреевское
29. Октябрьское
30. Гойт-Корт
31. Ханкальское
32. Даттыхское
33. Бенойское
34. Новолакское
35. Шамхап-Булак
36. Тернаир
37. Махачкапа-Тарки
38. Димитровское
39. Ачису
40. Гаша
41. Сепли
42. Каякент
43. Берикей
44. Дузлак
45. Дагогни
46. Рукепь
47. Хошмензил
48. Избербаш
49. Инчхе-море
Углеводородные скопления
нефтяные
газовые
пазоконденсатные
границы тектонических элементов
I порядка
II порядка
административные границы речная сеть, линия моря
• Нальчик Крупные
населенные пункты
I - Платформенный борт ТКП
II - Предтерский прогиб
III - Притеречная зона
IV - Сулакский прогиб
V - Терская антиклинальная зона
VI - Харбижинская седловина
VII - Алханчуртская синклиналь
VIII - Петропавловская синклиналь
IX - Сунженская антиклинальная зона
X - Баксанская моноклиналь
XI - Аргуданский выступ
XII - Осетинская впадина
XIII - Назрановская седловина
XIV - Чеченская впадина
XV - Черногорская моноклиналь
XVI - Акташ-Аксайская депрессия
XVII - Дагестанский клин
XVIII - Каранайаульская депрессия
XIX - Южно-Дагестанская складчатая зона
XX - Морская складчатая зона
Рис. 1. Схема размещения месторождений нефти и газа в Терско-Каспийском прогибе
Месторождение, площадь Стратиграфический диапазон
Nj2 с Ni2 kg Рз-N/ Pl+2 K2 K al Ki ap J3 J2
Карабулак-Ачалукское битумоид
Старогрозненское нефть нефть нефть
Ахловское нефть
Малгобек-Вознесенское нефть нефть нефть
Заманкульское нефть нефть нефть
Андреевское нефть
Гойт-Кортское нефть нефть
Эльдаровское нефть нефть
Хаян-Кортовское нефть
Минеральное нефть
Брагунское нефть нефть
Северо-Брагунское нефть
Северо-Джалкинское нефть
Петропавловское нефть
Западный Алханчурт битумоид
Обнажение
р. Чанты-Аргун битумоид битумоид битумоид
р. Шаро-Аргун битумоид
Табл. 1. Стратиграфическое распределение исследованных нефтей и битумоидов
Рис. 2. Схема стратиграфического распределения залежей УВ
По данным горячей экстракции хлороформом в аппарате Сокслета высоким содержанием ХБА также отличаются майкопские отложения (0,29-0,45%). При высоких значениях Сорг (1,8-3,42%), значения битумоидного коэффициента Рхба равны 13-16, что характеризует битумоид как сингенетичный. Среднеюрские и нижнемеловые породы содержат также сингенетичный битумоид, но значительно в меньших количествах (от 0,022 до 0,073%).
Газохроматографическое изучение распределения нормальных и изо-алканов в сингенетичных битумоидах исследованных образцов (Рис. 3) позволило охарактеризовать
в Терско-Каспийском прогибе
фациально-генетический тип и степень преобразованности органического вещества основных нефтематеринских толщ.
Так, битумоид из среднеюрских аргиллитов (обр. №31, ущелье р. Чанты-Аргун, Итум-Кале), характеризуется одномодальным распределением н-алканов С13-С29 с максимумом С16 (Рис. 4). Коэффициент СР1 равняется 0,87, среди изопреноидов (Ю16, 18-20) преобладает пристан (Табл. 2). Отношение Рг/РИ=1,15, их отношение к н-алканам Ю19/нС17 и Ю20/нС18 - 0,25 и 0,34, соответственно. По диаграмме Кеннона-Кессоу (Connon, Cassou, 1980) условия накопления ОВ определяются как
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
ГЕОРЕСУРСЫ
мелководно-морские, преимущественно в восстановительных геохимических обстановках и характеризуется высокой степенью преобразованности (Рис. 5).
По хроматограмме другого юрского образца (№ 16) (Рис. 6) можно говорить о повышенном вкладе наземного
Чанты-Аргун, Итум-Кале,J2, №31
о"3 сГ о"4 cF <у С?-3 cf <5» & С?4 с?"
Шаро-Аргун, К,, №6
органического вещества (увеличение содержания высокомолекулярных алканов). Это подтверждается также распределением изо-алканов и соотношениями изо- и н-алканов. На диаграмме Кеннона-Кессоу образец попадает в поле прибрежно-морского генезиса, накопленного в слабовосстановительных и субокислительных условиях.
Битумоиды нижнемеловых отложений из обнажений по ущелью р. Шаро-Аргун по соотношениям изо- и н-алканов характеризуют исходное ОВ как прибрежно-морского генезиса, преобразованное в дальнейшем до стадии «нефтяного окна». Причем распределение н- и изо-алканов имеет ряд различий. Если для образца №32 (верхний
Чанты-Аргун, P3, №3
/ I
У. 1
12,0 10,0
Зап. Алханчурт, 1, N/kg
ЛJ
/ A«, A
\
............/, 1 ч \..........
Рис. 3. Молекулярно-массовое распределение нормальных и изо-алканов в сингене-тичных битумоидах нефтематеринских отложений разного возраста
альб) максимум приходится на С17, а далее происходит постепенное снижение концентраций н-алканов (Рис. 7), то для образца №6 (нижняя часть альба) характерно высокое содержание высокомолекулярных УВ (идентифицируются н-алканы С20-28, второй пик приходится на С21-22), что говорит о существенном вкладе наземной органики в исходном ОВ (Рис. 8).
Для майкопских отложений характерно однотипное распределение нормальных и изо-алканов (идентифицируются пики С13-С36) с максимумом на С17, преобладанием пристана над фитаном (Рг№=1,16-1,67) (Рис. 9). Судя высоким концентрациям высокомолекулярных алканов, в исходном ОВ также существенную роль играли остатки наземной органики. По диаграмме Кеннона-Кессоу ОВ можно охарактеризовать как незрелое, лагунного генезиса, накапливавшееся в слабовосстановительных условиях.
Литофациальные и геохимические характеристики ОВ изученных пород подтверждаются также результатами
Обнажение, скважина Чанты-Аргун, обр. 16 Итумкале, Чанты Аргун, обр. 31 Шаро-Аргун, обр. 32 Шаро- Аргун, обр. 6 Чанты-Аргун, обр. 3 Чанты-Аргун, обр. 33 Кара-булак Ачалуки, скв. 175 Зап. Алханчурт, 1
Геохимические параметры/Возраст h h К] al К,а1 РзсЬ РзсЬ N/mkp N,2kg
СР1у2 1.00 0.87 1.13 1.02 0.95 0.96 1.12 1.42
К2=2*н-С29/(Н-С28+Н-СЗ0) 1.22 2.67 1.37 1.03 0.99 1.23 4.00
К^-Сх^-Сэд 2.48 1.15 3.30 0.88 1.16 1.67 1.38 0.66
КН1-С19+1-С2о)/ (н-С17+н-С18) 0.34 0.29 0.60 1.00 1.90 2.08 1.07 1.26
К1=(н-С13+н-С15+н-С17)/ (Н-С25+Н-С27+Н-С29) 1.88 7.82 1.09 0.36 0.60 1.17 1.66 0.81
Нч/Ч 1.08 0.93 1.14 1.00 0.99 1.04 1.08 1.15
ьС/п-С 0.10 0.13 0.18 0.16 0.28 0.39 0.24 0.37
ьС^Н-Сп 0.46 0.25 0.79 1.75 2.13 2.49 1.16 0.95
1-С20/н-С18 0.20 0.34 0.33 0.73 1.68 1.62 0.97 1.60
Табл. 2. Газохроматографические параметры исследованных битумоидов
CPIv2 = (2*(H-C23+H-C2S+H-C27+H-C29+H-C3,))/((H-C22+H-C24+H-C26+H-C2S+H-C3e) + (H-C24+H-C26+H-C2S+H-C30+H-C32))
jwLv
UuL
uihlj-
'Si.....24......26.....28.....3o.....32......34......3б......38.....40'.....42......44......46............50......52......54......5би|"
Рис. 4. Хроматограмма битумоида среднеюрских отложений, обр. 31, р. Чанты-Аргун, J
Рг/п-С17
А нефга
□ битумоиды
Возраст отложений: □ N. | Р □ К, □ I, Стратиграфический диапазон залежей:
ДИ.ДР М^ДК.ДК.Д.Г,
0,2 0,4 0,6 0,81,0 1,4 5. Диаграмма Кеннона-Кессоу
10
Ph/n-C18
i
'i
i-C22 n-C2:
li
ufi
Ju
n-CJ2n-CJJ
'""26......22.....24......26......28......3o......32......34......36......38......4o......42......44.....46......48......5o......52.......54......56......58......'6o......62.......64......66.....68......7o......72......74.....
Рис. 6. Хроматограмма битумоида среднеюрских отложений, обр. 16, р. Чанты-Аргун, J
хромато-масс-спектрометрических исследований насыщенной и ароматической фракций битумоидов.
Судя по распределению стеранов С27:С28:С29, исходное ОВ изученных образцов нефтематеринских пород
i-C1
W
lUl^iiliii
""30.......32.......34......36......38.......4o.......42......44......46......48.......50.......52......54......56"11
Рис. 7. Хроматограмма битумоида альбских отложений, обр. 32, р. Шаро-Аргун, Крльб
jt^fJ1
n-C22 n-C23 n-C24n
>
s
pjMki^
32.......34.......36.......3e.......4o.......42.......44.......46.......48.......io.......42..............46'"'
Рис. 8. Хроматограмма битумоида альбских отложений, обр. 6, р. Шаро-Аргун, Крльб
jjii
Jj
JP
J
да
n-C2B-C26
n-C27
«Р
2o' ' ' 2 s' ' ' ' 3o' ' ' 3 s' ' ' 4o ' ' 4s' ' ' So ' ' 5 5
.............
Рис. 9. Хроматограмма битумоида нижнемайкопских отложений (олигоцен), обр. №3, р. Чанты-Аргун
накапливалось преимущественно в морских и прибрежно-морских обстановках (Waples, МасЫИага, 1991) (Рис. 10). Относительно низкие значения гомогопанового индекса (С35/(С31-С35)=0,08-0,16) свидетельствуют о преобладании слабовосстановительных условий в седиментогенезе и диагенезе.
Величина отношения диастеранов к регулярным стера-нам (dia29(S+R)/29(S+R)) является одним из показателей фациальных условий осадконакопления (Петров и др., 1991). Низкие значения (0,1-0,2) указывают на глубокую
Pr
p
n-C22
р|-
Pr
Ph
Jr
Ph
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ HHHB :
ШШШШягЗЬ'
переработку исходного ОВ в условиях мелководного морского бассейна в карбонатных породах, а повышенные значения (0,5-0,7) характерны для терригенных пород, где высока доля детритного материала. Для юрских и нижнемеловых образцов этот коэффициент изменяется в пределах 0,54-0,60 (терригенные породы), а для палеоген-неогеновых - 0,21-0,41 (терригенные породы с примесью карбонатного материала).
По стерановым коэффициентам (К1=29S/29S+29R и К2=29abb(S+R)/29(S+R)+29abb(S+R)) степень преобра-зованности битумоидов в целом ниже, чем на диаграмме Кеннона-Кессоу. Наиболее преобразованы среднеюрский и хадумский битумоиды (К1=0,37 и 0,47; К2= 0,41 и 0,32, соответственно), что соответствует началу «нефтяного окна». Нижнемеловые и неогеновые битумоиды диагностируются как «незрелые» (К1=0,09 и 0,05; К2= 0,26 и 0,24, соответственно).
Различия в степени катагенетической преобразованности битумоидов находят подтверждение и в биомаркерных параметрах ароматических УВ. Для среднеюрских и палеогеновых образцов определены следующие соотношения: ТА/ТА+МА=0,73-0,78; МР1-1=0,61-0,66; 4-МДБТ/1-МДБТ=2,34-1,38, что соответствует зоне «нефтяного окна» (Соболева, Гусева, 2010). Для нижнемеловых и неогеновых битумоидов: ТА/ТА+МА=0,12-0,28; МР1-1=0,37-0,39; 4-МДБТ/1-МДБТ=0,69-1,44(?), что указывает на «незрелость» ОВ.
Результаты исследований нефтей
По молекулярно-массовому распределению нормальных и изо-алканов (Рис. 11) изученные нефти различаются существенно.
Для нижнемеловых нефтей характерно одномодальное распределение н-алканов с максимумом в низкомолекулярной области (Рис. 12). Идентифицируются н-алканы с С9 по С34, изо-алканы iС13-С16 и Ю18-20, соотношение iC/nC низкое, пристан преобладает над фитаном (Табл. 3). После максимумов
происходит постепенное снижение концентраций нормальных алканов с незначительным преобладанием нечётных гомологов.
По диаграмме Кеннона-Кессоу можно сделать вывод, что исходное ОВ накапливалось в лагунных обстановках осадконакопления в слабовосстановительных условиях. Для нефтей характерна высокая степень зрелости исходного ОВ (особенно для Эльдаровской залежи).
Хроматограммы нефтей из верхнемеловых и верхне-меловых-фораминиферовых залежей однотипны (Рис. 13). Их характеризует также одномодальное распределение н-алканов с максимумом в области С13-С15 и плавным
Горячеисточненское, 104, К2
О' О' О' О' О' С?' С?С^ с) с?" с?'' с>"' с?'-
О'" с' с' с' с?'сГ с?"' с) с^'с?'с/"'с/'
Эльдарово, 99, К1
О' О' О' О' О' С?' С?" с?' С? С?' С/'' с?"' с?'
•о- О'" С' О' О'" с?'с?-' сГ с)" С^' С/'' с?"' с?
С27
□ битумоиды
Возраст отложений:
□ N. 1 Р □ К, □ I,
С28
С29
Рис. 10. Треугольная диаграмма для классификации генетических типов ОВ по соотношению стеранов С2? С28 С29 для битумоидов
С? О'' О'"' О'7, О'' о:' с?'сГ с^ с) с^'с?'с/"'с/
сУ г'У гУ гУ гУгУ гУ гУ
Гойт-Корт, 93, N12^
нгтйщ
14,0 т 12,0 10,0 8,0
е.о
Старогрозненское, 395, N12^
о'"' о'7, о'' о'' с?' СУ' с) с?''с/' с?"' с/7
Рис. 11. Молекулярно-массовое распределение нормальных и изо-алканов в нефтях
г—ншанш ЗС1ЕМТ1Р1С АИО ТЕСНМСА!. иоиямль
^АШ GE□RESURSY
Месторождение Эльда-рово 99 Старогрозненское 713 Андреевское 1007 Северная Джалка 4 Горяче источ-ненское 104 Хаян- Корт 54 Минеральное 5 Брагун-ское 87 Петро-павловское 3 Старо-грозненское 395 Гойт-Корт 93 Старо-грозненское 662
Геохимические параметры/Возраст залежи К1 К1 К2 К2 К2 К2 Р1+К2 *1+К2 Р1+К2 N1^
CPIv2 0,99 0,96 1,02 1,00 0,98 1,04 0,97 1,02 0,99 0.59 1.07 0.92
2=2* ^29/( -^8+ -Cзo) 1,12 0,98 1,07 1,05 1,06 1,10 1,07 1,09 1,07 0.88 1.10 0.91
=i-Cl9/i-C20 2,15 1,78 1,65 1,70 1,68 1,69 1,73 1,71 1,74 1.53 1.59 8.23
4^19+^20)^ -Cl7+ -Cl8) 0,26 0,52 0,46 0,38 0,52 0,51 0,49 0,51 0,48 5.33 0.76 2.50
1=( -Clз+ -015+ -Cl7)/ ( -С25+ -С27+ -С29) 6,86 4,00 4,02 4,80 4,04 3,53 4,41 4,28 4,70 3.93 2.04 5.16
/ 1,08 1,10 1,15 1,11 1,09 1,14 1,14 1,10 1,16 1.23 1.11 1.33
1-0/п-С 0,08 0,15 0,12 0,12 0,16 0,13 0,15 0,16 0,14 0.56 0.16 0.42
1-019/ -017 0,33 0,63 0,54 0,45 0,62 0,61 0,59 0,61 0,57 5.95 0.91 3.96
1-С20/ -С18 0,18 0,40 0,38 0,30 0,40 0,40 0,39 0,40 0,37 4.61 0.60 0.62
Месторождение Ахлово-799 Заманкул-76 Заманкул-46 Заманкул-66 Заманкул-66 Заманкул-26 Малгобек-868 Малгобек-859 Малгобек-57/1
Геохимические параметры/ Возраст залежи К2 J3 J3 ^ ^ Pg3 ^ К2 N1
СР1У2 1.05 0.97 0.96 1.00 0.97 0.99 1.02 1.05 1.03
2 = 2* -029/( -028+ -С30) 1.07 1.01 0.97 1.02 0.99 1.01 1.07 1.10 1.06
=1-С19Л-С20 2.12 1.43 1.5 1.42 1.4 1.59 1.91 1.94 1.95
1=(1-С19+1-02с)/( -С17+ -018) 0.78 0.22 0.22 0.28 0.28 0.28 0.53 0.64 0.72
1=( -С13+ -С15+ -С17)/ ( -С25+ -С27+ -С29) 2.29 4.80 4.66 3.68 3.78 3.80 3.81 2.79 2.62
/ 1.11 1.13 1.14 1.10 1.11 1.09 1.13 1.13 1.10
ьС/п-С 0.56 0.6 0.68 0.72
1-С19/ -С17 1.02 0.23 0.23 0.29 0.29 0.3 0.67 0.81 0.91
1-С20/ -С18 0.52 0.22 0.21 0.26 0.27 0.25 0.38 0.46 0.51
Табл. 3. Газохроматографические параметры исследованных нефтей
ср1^2=(2*(н-сз+н-с5+н-с7+н-с9+н-с^/((н-с2+н-с4+н-сб+н-с2+н-с3) + (н-с24+н-с26+н-с2+н-с30+н-с3)
снижением концентраций в высокомолекулярной области. Более высокие содержания н-алканов с С8 по С12 в нефтях из скважин Андреевская-1007, Хаян-Корт-54, Петропавловская-3 и Минеральная-5, возможно, свидетельствуют о подтоке легких УВ из нижележащих залежей.
Среди УВ идентифицируется значительное количество изо-алканов С11, С13-16, С18-20, пристан преобладает над фитаном. Коэффициенты Pг/Ph - 1,65-1,74, Рг/нС17 - 0,45-0,61, РИ/нС18 - 0,3-0,4, К - 0,38-0,52 варьируют в небольших пределах.
Нефти обогащены алканами нормального строения по сравнению с ациклическими изопреноидами. Содержание н-алканов составляет 86-89%, ациклических изопреноидов 11-14%. Отношение изо/н-алканы варьирует в пределах
0,12-0,16. Коэффициент нечетности СР1 близок к 1 (0,971,02), что указывает на значительную катагенетическую преобразованность. Исходное ОВ также накапливалось в лагунных обстановках, в слабовосстановительной геохимической среде. Генетическую однотипность нефтей подчеркивает «кучность» их расположения на диаграмме и близость геохимических параметров.
Из неогеновых залежей были отобраны пробы нефти на Старогрозненском (скв. 395 и 662) и Гойт-Кортовском месторождениях (скв. 93).
Нефть из чокракских отложений скважины Гойт-Корт-93 характеризуется одномодальным распределением н-алканов с максимумом на С15 и более значительной составляющей высокомолекулярных алканов по сравнению с меловыми-палеогеновыми нефтями (Рис. 14).
П-С10 п-СИ
' ' ' Ч.' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' '
4 1 ' ¿0 ' ' ' ¿Б ' 1 1 Мв ' ' 1 1
Рис. 12. Хроматограмма нефти нижнемеловой залежи Старогрозненского месторождения, скв. 713, глубина 4396-4675 м К1
" 1," " 1," " I»" " 1." " I." "
Ч,1 1 Ч," 1 1б'
Рис. 13. Пример хроматограммы нефтей верхнемеловых залежей (скважина Андреевская-1007), глубина 5613-5684 м К2
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
ГЕОРЕСУРСЫ
Коэффициент СР1 равняется 1,07, отношение Рг№=1,59, их отношение к н-алканам (iС19/нС17 и iС20/нС18) равно 0,91 и 0,6, соответственно. Степень преобразованности соответствует «нефтяному окну». Исходное ОВ классифицируется как лагунного генезиса, накапливавшееся в слабовосстановительных условиях.
Хроматограммы неогеновых нефтей Старогрозненского месторождения (скв. 395 - чокракский горизонт и скв. 662 - караганский горизонт) схожи между собой (Рис. 15). Но, в отличие от чокракской нефти месторождения Гойт-Корт, в неогеновых нефтях Старогрозненского месторождения увеличивается роль изо-алканов (содержание н-алканов составляет 64-71%, ациклических изопреноидов 29-36%). Отношения изо-к нормальным алканам - 0,42 и 0,56, соответственно. Коэффициент нечетности СР1 - 0,59 и 0,92. Пристан преобладает над фитаном (1,53 и 8,23), отношения изо-алканов к нормальным (Ю19/нС17 и Ю20/нС18) очень высокие: Рг/нС17=5,95 и 4,61; Р11/нС18=3,69 и 0,62, соответственно. На диаграмме Кеннона-Кессоу караганская нефть попадает в зону биодеградации.
Высокие значения изо-алканов по отношению к нормальным указывают на среднюю степень биодеградации нефти. Высокие содержания С8-С11, возможно, говорит о вертикальном подтоке легких УВ из нижележащих залежей.
Таким образом, преобладающее большинство изученных нефтей по распределению нормальных и изо-
Т
Шш
П-С21 П-С22
П-С23
П-С24
П-С29 п-СЗО П-С31
п-СЗВ
П-С37
"р" . П-С39
Рис. 14. Хроматограмма нефти чокракской залежи месторождения Гойт-Корт, скв. №93, глубина 3484-3513 м N ^сЪ
1-С14 1-С15 П-С13
Ю13
П"С1' -С1
УШШ
Рис. 15. Хроматограмма нефти чокракской залежи Старогрозненского месторождения, скв. №395, глубина 690-698 м N 12сЪ
алканов характеризуется высокой зрелостью и имеет мелководный морской или лагунный генезис исходного ОВ. Геохимические условия в седиментогенезе и раннем диагенезе определяются как преимущественно слабовосстановительные. Исключением являются неогеновые нефти Старогрозненского месторождения, которые отличаются низкой зрелостью, подвержены биодеградации и, возможно, подпитываются (снизу?) миграционными потоками легких УВ.
По результатам хромато-масс-спектрометрических исследований насыщенной и ароматической фракций нефтей отмечается доминирование С27 (66-83%) в сте-ранах нефтей скважин Старогрозненская-713 (нижний мел), Андреевская-1007 (верхний мел), Брагунская-87 и Петропавловская-3 (верхний мел-фораминиферовая свита), что указывает на значительный вклад водорослевого ОВ (Рис. 16). Неогеновые нефти (Гойт-Корт-93, Старогрозненская-662 и 395) и верхнемеловая (Сев. Джалка-4) демонстрируют относительно равные содержания всех трех компонентов (40:28:32), что свидетельствует о преобладающем вкладе морской органики с незначительной наземной составляющей ^ар^, МасЫИага, 1991).
Повышенные значения отношения dia29(S+R)/29(S+R) (0,45-1,75) свидетельствуют о преобладании глинистой составляющей в исходных нефтематеринских породах, а также о высокой степени их преобразованности, ибо диастераны могут формироваться в результате процессов фракционирования стеранов на этапах глубокого катагенеза (Рис. 17).
С27
Стратиграфический диапазон залежей:
Дк1Дмс2Дк2Дк1Д1,
С28
С29
Рис. 16. Треугольная диаграмма для классификации генетических типов исходного ОВ по соотношению стеранов С2? С28, С29 для изученных нефтей
Рис. 17. Гистограмма распределения коэффициента диасте-раны/регулярные стераны
I ^М^Р^В зс|Ент|р|с«готЕснн|СА1.,гаига«1.
2,50
2,00
1,50
1,00
0,50
0,00 J
H29ab/H30ab
д. яА
П is £
о g I
1
Рис. 18. Гистограмма распределения параметра Н29/Н30 в разновозрастных нефтях
Вместе с тем, в некоторых нефтей отмечены высокие значения соотношения норгопана (С29) к гопану (С30), что указывает на присутствие значительной карбонатной составляющей в исходных нефтематеринских породах (Рис. 18). Значения выше 1 встречены в нефтях скв. Горячеисточненская 104 (К2), Петропавловская 3 и Минеральная 5 (верхнемеловые-палеогеновые залежи).
По стерановым коэффициентам наибольшей зрелостью отличается нефть из верхнемеловой залежи скважины Андреевская-1007 (К1=0,85 и К2=5,38), которая залегает на глубинах более 5600 м. Несмотря на относительно небольшую глубину и мягкие термобарические условия залегания, высокой преобразованностью отличается и верхнеюрская (надсолевая юра) нефть месторождения Заманкул ((К1=0,72). Степень преобразованности большинства меловых (и мел-палеогеновых) нефтей соответствует «нефтяному окну» (К1=0,5-0,71; К2=2,09-3,36) (Рис. 19). Неогеновые нефти характеризуются низкой преобразованно-стью, соответствующей началу «нефтяного окна» (К1=0,34-0,48; К2=1,18-2,13).
В качестве фактора, определяющего геологический возраст исходного ОВ, используется соотношение St28/St29 (Peters, Moldowan, 1993; Петров и др., 1994; Петров и др., 1991; Чахмахчев, 1993). Возрастание доли стерана St28 объясняется не химической эволюцией стеролов, а расширением видового разнообразия фитопланктона в более позднее геологическое время.
1,00
Этот параметр «работает» только для
морских отложений, и по нему четко отделяются нефти докембрия и палеозоя (0,2-0,6) от мезозойских (0,6-1,2) и кайнозойских (>1,2). Для исследованных нефтей этот параметр варьирует в пределах 1,17-1,47 и все нефти разделяются на два поля: «кайнозойское» - скважины Брагунская-87, Петропавловская-3, Гойт-Корт-93 и Старогрозненская-662; и «мезозойско-кай-нозойское» (мел/палеоген) - Старогрозненская-713 и Андреевская-1007 (Рис. 20). Что интересно, наиболее «старой» (8^8/8^9=1,06) оказалась нефть из чокракской залежи Старогрозненского месторождения (скв. №395). Такая «мозаичная» картина распределения изученных нефтей по возрасту может указывать на полигенность и межформационные миграционные перетоки углеводородных флюидов в разрезе осадочного чехла региона.
Геохимические условия осадконакопления исходного органического вещества для меловых и мел-палеогеновых нефтей, судя по высоким значениям отношения трис-норнеогопана к трисноргопану (Т/Тш, Т/(Тш+Т)), характеризовались обогащенностью кислородом. Наиболее высокие показатели Т/Т зафиксированы для группы глубокозалегающих меловых нефтей центральной части Терской зоны нефтегазонакопления: Эльдарово-99 (К1) -16,6; Минеральная-5 (К2) - 8,69; Горячеисточненская-104 (К2) - 6,68. Более низкие значения установлены для нижнемеловой нефти Старогрозненского месторождения (скв. № 713 - 3,22) и верхнемелово-палеогеновой нефти Петропавловского месторождения (скв. № 3 - 4,81). Неогеновые нефти и верхнемеловая нефть месторождения Хаян-Корт характеризуются наиболее низкими значениями Т/Тш (1,41-1,47). На преобладание преимущественно субокислительных или слабовосстановительных условий
JN
м
СТ\
сч
0,50
0,00
0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 K2=29abb(S+R)/29R
Рис. 19. Стерановые индексы зрелости
Д нефти Дм, Д р+К.Д К3Д К., ц битумоидыЦ N, [Ц р Рис. 20. График соотношения St /St как функции геологического времени
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ 1
ШШШШяжЬ'
1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1
=z. S
e ГЗН
[I
Ts/Ts+Tm
\ A
,1 * a ?
|8 gss:
2 о s
5 ®S a. i °
Рис. 21. Гистограмма распределения параметра Т/(Тт + Т) в разновозрастных нефтях
в седиментогенезе и диагенезе для исходного органического вещества указывают и относительно низкие концентрации гомогопана С35 Значения гомогопанового индекса (С35/(С31-С35)) для всех исследованных нефтей варьирует в пределах 0,03-0,08.
По мнению некоторых исследователей (Петров и др., 1994; Петров и др., 1991) отношение триснорнеогопана к трисноргопану зависит также от катагенетической пре-вращенности нефтей: увеличивается с повышением зрелости и в главной зоне нефтеобразования составляет 1, а на поздних стадиях катагенеза - 5-10. Эта закономерность отчетливо подтверждается на примере исследованных нефтей: наиболее высокие значения Т/(Т +Т) установлены для нефтей, залегающих на больших глубинах и в жестких термобарических условиях (Рис. 21).
Впервые для нефтей данного региона проведены хромато-масс-спектрометрические исследования ароматической фракции нефтей. В исследованных нефтях выявлены моно- и триароматические стероиды, фенантрен и его метильные гомологи, диметилнафталины, дибензо-тиофены (Рис. 22).
Судя по распределению моноароматических стероидов состава С27-С29 (Рис. 23), исходное органическое вещество исследованных нефтей состоит преимущественно из фитопланктона ^ар^, МасЫИага, 1991).
Степень зрелости нефтей по соотношению ТА/ТА+МА (0,72-0,86) соответствует уровню «нефтяного окна». Это подтверждается и значениями метилфенантрено-вого индекса (МР1-1), который варьирует в пределах 0,78-0,84.
Значения параметра 4-МДБТ/1-МДБТ, основанного на разной термодинамической устойчивости гомологов одного ряда, изменяются в широких пределах - от 2,77 до 14,56. По этому коэффициенту нефти меловых и мел-палеогеновых залежей образованы в «позднюю генерацию» (4-15), а караганская нефть Старогрозненского месторождения - на стадии «нефтяного окна».
Генетические корреляции «нефть-нефть»
Для выявления генетических сходств и различий изученных нефтей проводился анализ «звездных» диаграмм, построенных по биомаркерным характеристикам.
Корреляция нефтей проводилась по соотношениям между концентрациями пар углеводородов, близких по химической структуре и температурам кипения (Дахнова и
Рис. 22. Пример масс-фрагментограммы три- и моноароматических стероидов (m/z 231 и 253) ароматической фракции верхнемеловой нефти (скв. Хаян-Корт-54)
С28
А неф™
□ ишумоиды
Возраст отложений:
□ N, ■ Р □ К, Стратиграфический диапазон залежей:
An, ДК,
С27 С29
Рис. 23. Треугольная диаграмма для стероидов С2, C2g С29
Горячеисточненское, 104, К2 Минеральное, 5, Pg+K2 Петропавловское, 3 Сев. Джалка, 4, К2
-Старофозненское, 713, К1
—■ ХаянКорт, 54, К2 —«. Эльдаровское, 99, К1 Андреевское, 1007, К2 Брагуны, 87, Р£*-К2 —Гойт-Корт, 93, N1 СИ
Рис. 24. Корреляция нефтей по соотношениям концентраций пар близких углеводородов
др., 2007). Мы использовали следующие соотношения: п11/п12, п13/п14, i15/i16, i18/n16, п16/п17, Рг/п17, РИ/п18, п19/п20 (Рис. 24).
По распределению нормальных и изо-алканов практически все изученные нефти (включая даже нефть из чокракской залежи месторождения Гойт-Корт), характеризуются очень близким составом.
Исключение составляют среднемиоценовые нефти Старогрозненского месторождения, в которых
nl9/n20
П13/П14
PH/nl8
115/116
PR/nl7
18/П16
MOR/HOP
NOR/HOP
hC35/hC34
H34S/H31S
■ Горячеисточненское, 104, K2 Минеральное, 5, Pg+K2
■ Старогрозненское, 395, N1 ch - Старогрозненское, 662, N1 kg
nl6/nl7 — Эльдаровское, 99, K1
Рис. 25. Звездные диаграммы разновозрастных нефтей
MOR/HOP
hC35/hC34
H34S/H31S
MOR/HOP
Старогрозненское, 662.N1 к£ Старогрозненское, 713.К1 Хаян-Корт, 54,К2
ЗЦ/ЗШЗМ _ Гойт-Корт, 93,Г41 сИ
Рис. 26. Звездная диаграмма по стерановым и гопановым коэффициентам
наблюдаются заметно высокие концентрации н-алканов С8-С11 и значительное уменьшение пиков более высокомолекулярных соединений на фоне повышенных содержаний изо-алканов (29-36%). Коэффициент нечетности СР1 составляет 0,59 и 0,92. Пристан преобладает над фитаном (1,53 и 8,23), отношения изо-алканов к нормальным (Ю19/нС17 и Ю20/нС) очень высокие, что характеризует исходное вещество лагунного генезиса со значительной примесью наземного ОВ, которое накапливалось в слабовосстановительных и субокислительных условиях. Это находит отражение и в звездных диаграммах (Рис. 25).
По распределению стерановых и гопановых коэффициентов заметно отличается нефть из нижнемеловой залежи Старогрозненского месторождения (Рис. 26). Остальные нефти по конфигурации звездных диаграмм характеризуются достаточным сходством.
Сравнительный анализ звездных диаграмм нефтей из разновозрастных залежей многопластового месторождения Заманкул выявил резкое отличие верхнеюрской нефти от меловых и майкопских нефтей, что может свидетельствовать о наличии нескольких (как минимум двух) источников УВ в данном районе (Рис. 27).
hC35/hC34
H34S/H31S
MOR/HOP
Ts/Tm+Ts
NOR/HOP
31S/31S+31R
■ Заманкул, 76, J3
■ Заманкул, 46, J3 Заманкул, 66, K1
■ Заманкул, 66, K1
■ Заманкул, 26, Pg3
Ts/Tm+Ts
Заманкул, 76, J3 Заманкул, 46,J3
Рис. 27. Биомар керные параметры нефтей из разновозрастных залежей месторождения Заманкул.
Генетические корреляции «ров-нефть»
Для определения возможных источников УВ проводился сравнительный анализ распределения генетических параметров изученных нефтей и битумоидов. Результаты генетических корреляций представлены на комбинированной звездной диаграмме (Рис. 28).
Видно, что из изученных битумоидов нефтемате-ринских свит определенным сходством биомаркерных параметров с меловыми и неогеновыми нефтями обладает хадумский битумоид. По стерановым коэффициентам К1 и К2 он является менее преобразованным, а по гопановому индексу (Ts/Tm) - более «морским».
Петерс и Молдован (Peters, Moldowan, 1993) считают, что весьма надежным геохимическим инструментом для корреляции нефтей и ОВ пород является сопоставление содержания С27, С28 и С29 моноароматических стероидов.
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ OTWk^^Hi
ШШШШшжЬ'
hC35/hC34
H34S/H31S
Ts/Tm+Ts
MOR/HOP
NOR/HOP
Старогрозненское, 662,Nlkg Старогрозненское, 713,K1 Хаян-Корг, 54, K2 Гойт-Корт, 93,Nlch Чанты-Аргун, обр 3,Pg3khadum Шаро-Аргун, обр. 6,Klalb Чанты-Аргун, обр 31J2
31S/31S+31R
Рис. 28. Звездная диаграмма по стерановым и гопановым коэффициентам битумоидов и нефтей
С28
Д нефти
□ бюумоиды
Возраст отложений:
□ N, ■ р □ К,
С27
С29
Рис. 29. Соотношения моноароматических стероидов на треугольной диаграмме
Ароматизация терпеноидов начинается на ранних стадиях диагенеза, когда и образуются моноароматические стери-оды. Их наличие предполагает, что нефти не подвергались воздействию высоких температур, иначе они бы трансформировались в триароматические УВ. На треугольной диаграмме соотношений моноароматических стероидов С27-С28-С29 также наиболее близок к верхнемеловым и неогеновым нефтям битумоид из хадумского горизонта (Рис. 29).
Дополнительными аргументами в пользу «палеогенового» источника для исследованных нефтей являются также и высокие значения «критерия Грэхема» (>1,2), указывающие на кайнозойский возраст исследованных нефтей.
Вместе с тем, учитывая ограниченный объем биомаркерных исследований ОВ нефтематеринских отложений, сделать однозначный вывод об источнике (источниках?) углеводородов для мезозойских и кайнозойских залежей Терско-Каспийского прогиба сложно. Скорее всего, мы имеем дело со сложной природной смесью УВ из различных источников, претерпевшей значительные изменения в процессе сложной геологической истории региона.
Литература
Дахнова М.В. Применение геохимических методов исследований при поисках, разведке и разработке месторождений углеводородов. Геология нефти и газа. 2007. №2. С. 81-89.
Петров Ал.А. Биометки и геохимические условия преобразования нефтей России. Геология нефти и газа. 1994. № 6. С. 13-19.
Петров Ал.А. Геохимическое значение стеранов. Научно-прикладные аспекты геохимии нефти и газа. М: ИГИРГИ. 1991. С. 21-30.
Соболева Е.В., Гусева А.Н. Химия горючих ископаемых. М: Изд-во Московского университета. 2010. 342 с.
Чахмахчев А.В. Углеводороды-биомаркеры как показатели геологического возраста нефти. Геохимия. 1993. № 12. С. 1806-1813.
Connon J., Cassou A.M. Properties of gases and petroleum lipids derived from terrestrial kerogen at various maturation levels. Geochim. Cosmochim. Acta. 1980. No. 44. Pp. 1-23.
Grantham P., Warefield I. Variation in the steranes carbon number distributions of marine source rock derived crude oils through geological time. Organ. Geochem. 1988. V.12. Pp. 61.
Peters K.E., Moldowan J.M. The biomarker guide. Prentice Hall: Englewood Cliffs. New Jersy. 1993. 353 p.
Waples D.W., Machihara T. Biomarkers for Geologists: a practical guide to the application of steranes and triterpanes in petroleum exploration. Tulsa. AAPG. 1991. 91 p.
Сведения об авторах
Нурдин Шамаевич Яндарбиев - доцент, кандидат геолого-минералогических наук, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых
Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова
Россия, 119234, Москва, Ленинские горы, 1 Тел: +7(917)512 21 19, e-mail: [email protected]
Елена Владимировна Козлова - старший научный сотрудник, кандидат геолого-минералогических наук, Центр добычи углеводородов
Сколковский институт науки и технологий Россия, 143026, Москва, ул. Нобеля, 3 e-mail: [email protected]
Наталья Петровна Фадеева - вед. науч. сотрудник, кандидат геолого-минералогических наук, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых
Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова
Россия, 119234, Москва, Ленинские горы, 1 Тел: +7(495)939 24 98 e-mail: [email protected]
Олег Владимирович Крылов - доцент, кандидат геолого-минералогических наук, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых
Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова
Россия, 119234, Москва, Ленинские горы, 1 Тел: +7(495)939 15 37, e-mail: [email protected]
Юрий Владимирович Наумчев - аспирант, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых
Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова
Россия, 119234, Москва, Ленинские горы, 1 e-mail: [email protected]
Статья поступила в редакцию 15.03.2017 Принята к публикации 21.04.2017 Опубликована 20.05.2017
Geochemistry of hydrocarbons of the Terek-Caspian trough
N.Sh. Yandarbiev1, E.VKozlova2, N.P. Fadeeva1, O.VKrylov1, Yu.V Naumchev1
Lomonosov Moscow State University, Moscow, Russia 2Skolkovo Institute of Science and Technology, Moscow, Russia
Abstract. Within the Terek-Caspian oil and gas bearing basin of the Eastern Ciscaucasia, oil deposits occur in a wide stratigraphic range of rocks of the Mesozoic-Cenozoic section, from the Jurassic, at depths from 5800 to 200 m. In the sedimentary section, carbonate and terrigenous Middle Jurassic, Lower Cretaceous, Oligocene-Lower Miocene and Miocene oil-mother rocks are distinguished. Organic matter from them have different geochemical characteristics and different maturity to realize the generation potential. The article presents the results of a comprehensive study of potential petroleum-bearing rocks and hydrocarbon fluids from the Terek-Sunzha folded zone of the Terek-Caspian Trough, including lithological, chemical-bituminological, pyrolytic, chromatographic and chromatographic-mass spectrometry investigations. A detailed description of hydrocarbon fluids at the molecular level and genetic correlations of oil-oil and oil-organic matter are given. Specific features of the oil deposits of the Mesozoic-Cenozoic section are noted. Among the studied bitumens, the chromatographic characteristics of the extractable organic matter from the Khadum carbonate-clayey deposits and oils from the Cretaceous and Neogene reservoirs are most similar. The composition of a complex natural mixture of hydrocarbons from various sources, with different maturation during the geological history of the region, does not allow making unambiguous conclusions about the source or sources of hydrocarbons for the deposits of the Terek-Caspian Trough.
Keywords: hydrocarbons, bitumen, source rock, star diagrams.
For citation: Yandarbiev N.Sh., Kozlova E.V., Fadeeva N.P., Krylov O.V., Naumchev Yu.V. Geochemistry of hydrocarbons of the Terek-Caspian trough. Georesursy = Georesources. 2017. Special issue. Part 2. Pp. 227-239. DOI: http://doi.org/10.18599/grs.19.22
References
Dahnova M.V. Application of geochemical research methods for prospecting, exploration and development of hydrocarbon fields. Geologiya nefti i gaza = The geology of oil and gas. 2007. No. 2. Pp. 81-89. (In Russ.)
Chahmahchev A.V. Hydrocarbons-biomarkers as indicators of the geological age of oil. Geohimiya = Geochemistry. 1993. No. 12. Pp. 18061813. (In Russ.)
Connon J., Cassou A.M. Properties of gases and petroleum lipids derived from terrestrial kerogen at various maturation levels. Geochim. Cosmochim. Acta. 1980. No. 44. Pp. 1-23.
Grantham P., Warefield I. Variation in the steranes carbon number distributions of marine source rock derived crude oils through geological time. Organ. Geochem. 1988. V.12. Pp. 61.
Petrov Al.A. Biometrics and geochemical conditions for the transformation of Russia's oils. Geologiya nefti i gaza = The geology of oil and gas. 1994. No. 6. Pp. 13-19. (In Russ.)
Petrov Al.A. Geochemical significance of steranes. Nauchno-prikladnye aspekty geohimii nefti i gaza [Scientific and Applied Aspects of Oil and Gas Geochemistry]. Moscow: IGIRGI. 1991. Pp. 21-30. (In Russ.)
Peters K.E., Moldowan J.M. The biomarker guide. Prentice Hall: Englewood Cliffs. New Jersy. 1993. 353 p.
Soboleva E.V., Guseva A.N. Khmiya goryuchih iskopaemyh [Chemistry of combustible minerals]. Moscow: Moscow State University Publ. 2010. 342 p. (In Russ.)
Waples D.W., Machihara T. Biomarkers for Geologists: a practical guide to the application of steranes and triterpanes in petroleum exploration. Tulsa. AAPG. 1991. 91 p.
About the Authors
Nurdin Sh. Yandarbiev - Associate Professor, PhD in Geology and Mineralogy, Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University
Russia, 119234, Moscow, Leninskie gory, 1 Phone: +7(917)512 21 19, e-mail: [email protected]
Elena V. Kozlova - PhD in Geology and Mineralogy, Senior Researcher, Hydrocarbon Production Centre Skolkovo Institute of Science and Technology Russia, 143026, Moscow, Nobel St., 3
Nataliya P. Fadeeva - Leading Researcher, PhD in Geology and Mineralogy, Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University
Russia, 119234, Moscow, Leninskie gory, 1
Phone: +7(495)939 24 98, e-mail: [email protected]
Oleg V. Krylov - Associate Professor, PhD in Geology and Mineralogy, Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University
Russia, 119234, Moscow, Leninskie gory, 1
Phone: +7(495)939 15 37, e-mail: [email protected]
Yurii V. Naumchev - PhD student, Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University Russia, 119234, Moscow, Leninskie gory, 1 e-mail: [email protected]
Manuscript received 15 March 2017;
Accepted 21 April 2017;
Published 20May 2017
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
ГЕОРЕСУРСЫ
