Научная статья на тему 'Нефть в угольных бассейнах'

Нефть в угольных бассейнах Текст научной статьи по специальности «Геология»

CC BY
194
103
Поделиться

Похожие темы научных работ по геологии , автор научной работы — Голицын М.В., Пронина Н.В.,

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

Текст научной работы на тему «Нефть в угольных бассейнах»

------------------------------------ © М.В. Голицын, Н.В. Пронина, 2004

УДК 553.9

М.В. Голицын, Н.В. Пронина НЕФТЬ В УГОЛЬНЫХ БАССЕЙНАХ

Семинар № 1

~П опрос о возможности генерации газо-

-О образных углеводородов углем давно решен положительно. Что касается возможности масштабов генерации жидких углеводородов, то по этому вопросу нет единого мнения, хотя с каждым годом растет число положительных примеров. Сторонники неорганической теории происхождения нефти, естественно, отвечают на этот вопрос отрицательно; многие исследователи считают, что генерировать нефть может не весь уголь, а только его липтинитовые компоненты - воски, коровые ткани, споры, пыльца, кутикула, смоляные тела и т.д. Некоторые исследователи полагают, что и витринит может участвовать в этом процессе; есть даже специалисты, доказывающие, что инертинит генерирует нефть.

Исторически сложившееся мнение, что вещество углей является лишь генератором газа, основывалось на примере бассейнов Европы и Северной Америки позднекаменноугольного возраста. Угли этого периода состоят главным образом из витринитовых и инертинитовых компонентов. Кутикула и смолистые компоненты в них крайне редки (7). Богатые же эк-зинитовыми компонентыми мезозойские угли были в те годы в целом хуже изучены. О наличии нефтепроявлений в угольных бассейнах стран СНГ имеется довольно много сведений (3, 5). Рассмотрим несколько характерных примеров.

В Кузнецком бассейне (рис. 1) нефтепрояв-ления были впервые обнаружены в 1955 г. На юге бассейна в районе ст. Узунцы в породах ильинской свиты (верхняя пермь) была обнаружена темно-коричневая с зеленоватым оттенком жидкость с удельным весом 0,83 г/см3. В составе дистиллята преобладали алканы (88 %), арены (10,3 %), цикланы (1,7 %). Выход бензиновых фракций составил 1,1 %, керосиновых 34,9 %, масляных 55,6 %, нефть малосернистая (0,08 %). В 1959 г. также на юге Кузбасса в отложениях ильинской свиты была вскрыта нефть красно-бурого цвета плотностью 0,81 г/см3. Алканы составили 77,8 %,

цикланы 19,8 %, арены 2,64 %. В том же году в шх. Абашево 1 (Байдаевский район) в породах ильинской свиты была встречена красноватая маслянистая жидкость плотностью 0,81 г/см3. Нефти иного состава обнаружены в северных районах бассейна. На Сыромолотненской площади из отложений кузнецкой свиты, подстилающей ильинскую, была получена светлая нефть со слабо зеленоватым оттенком плотностью 0,79 % г/см3. Количество алканов составило 26,4 %, цикланов 50,2 %, аренов 19,1 %. Бензиновые фракции 70,9 %, керосиновые 24,8%, масляные 4,3 %. Близкая по составу нефть была получена из пород ильинской свиты на Южно-Борисовской площади (дебит 0,3 т/сут). Алканы составили 40,32 %, цикланы 40,85 %, арены 18,44 %. В целом для северных районов Кузбасса, где развиты малометамор-физованные угли марок Д и Г(МКі и МК2), характерно наличие жидких углеводородов нафтенового, реже ароматического состава (рис. 2). Это среднесмолистые, малосернистые вещества, содержащие мало парафинов. В южных районах бассейна, где развиты более ме-таморфизованные угли, появляются метановые высокопарафинистые нефти с малым содержанием смол и полным отсутствием асфальтенов. Более напряженные термодинамические условия обусловили здесь метанизацию нефти.

В Байдаевском районе Кузбасса присутствие битумов и жидкой нефти обнаружены в шахтах Байдаевская и Абашевская, разрабатывающих пласты ильинской свиты. Нефтегазоносные площади Плотниковского и Салтыма-ковского районов - Сыромолотненская, Борисовская, Березовская, Грязненская - образуют широкую полосу нефтепроявлений на северо-востоке бассейна.

В угольных газах Кузнецкого бассейна наибольшие содержания тяжелых углеводородов (этана до 30 %, пропана 8-22 %, бутана 5-7 %) отмечается в области распространения газовых и жирных углей в Томусинском, Байда-евском, Ерунаковском, Беловском и Ленинском районах. В районах же развития углей марок

- докнрбоновые отложения

- угленосные ОТЛОЖЕНИЯ карбона и перми

в

- границы марок углей (Б - бурые, Д - д линнопламенные, Г - газовые, Ж - жирные, К - коксовые, ОС - отощённые спекающиеся, Т - тощие, А - антрациты).

25

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

- угленосный район и газоносность углей, л^/г

- изогазы (изолинии равного содержания метана, м3/г)

- пефтепроявлепия

А

- месторождения природного газа

- послесермские отложения

К,ОС и Т содержание тяжелых углеводородов не превышает 1-2 %, хотя иногда и увеличивается в зонах глубоких тектонических разрывов. Максимумы содержания ТУВ в угольных газах совпадают с площадями развития нефте-проявлений в пластах угля и зонах нарушений.

В каменноугольных отложениях Донецкого бассейна на шх.им ХХ11 съезда КПСС (ПО “Кадиевуголь”) при проходке подготовительных горных выработок и в лавах наблюдались в течение семи лет (1961-1968 г.) выделения 712 л/час светло-коричневой нефтеподобной жидкости. В 1962 г. на шх. Чайкино (ПО “Ма-кеевуголь”) жидкие углеводороды выделялись при проходке штреков (60-80 л/час); они содержали 94 % алканов, 1 % цикланов и 5 % аренов. В 1977 году на шх. Комсомолец (ПО “Артемуголь”) было отмечено выделение жидких углеводородов (200 л/час) плотностью 0,8 г/см3. При их разгонке были получены фракции: бензин (до 200 0С) - 7,5 %, дизельное топ-

Рис. 1. Схема марочного состава и газоносности углей Кузнецкого бассейна

ливо (200-300 0С) - 12,3 %, масла (более 300 0С) - 80,2 %. Большинство углеводородов выделялось из трещиноватых или кавернозных пород, реже из пластов угля.

В Донецком бассейне открыто более 45 месторождений и залежей нефти и газа (рис. 3). По периферии бассейна на малых глубинах в зоне распространения бурых углей, переходных в каменные, известны только рассеянные или растворенные углеводороды. На средних глубинах (2000-2500 м) в зоне длиннопламенных углей (стадия МК1) вскрыты небольшие залежи нефти и газа, на глубинах свыше 2500 км (стадии Г (МК2) и Ж (МК3) - многопластовые газоконденсатные месторождения, а в зоне углей стадий К-А (МК4 -АК3) - только залежи газа. Нефти среднего карбона Донбасса метаново-нафтеновые плотностью

0,74-0,83 г/см3. С увеличением плотности нефтей растет содержание в них смол и асфальтенов. В этих отложениях преобладает гумусовое ОВ, лишь на северо-западе бассейна появляются прослои гумусово-сапропелевого вещества.

Интересно отметить, что в Донецком бассейне на глубинах 700-900 м существуют газогидродинамическая и геохимическая ступень, ниже которой меняется характер многих физических и геохимических параметров среды, формируются локальные скопления газов, повышается содержание в газах тяжелых углеводородов и водорода, газы содержат конденсат.

В процессе метаморфизма угля в бассейне образовалось 28 трлн м3 газа, из которых 2 трлн м3 осталось в угольных пластах. Количество тяжелых углеводородных газов (этана, пропана, бутана, гексана) обычно составляет первые проценты, иногда достигая 10-20 % и более. Нарастание количества ТУВ начинается со стадии газовых углей (МК2). Их содержание достигает максимума на стадии жирных и коксовых углей (МК3 и МК4), затем на стадии тощих углей АК1 резко снижается.

■Алканы ОАрены ОЦикланы

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

Северная часть (низкие стадии метаморфизма)

Рис. 2. Углеводородный состав нефтей из углей Кузбасса

В.И. Савченко (1989 г.) подчеркивает, что формирование залежей жидких углеводородов на юго-востоке Днепрово-Донецкой впадины (северо-запад Донецкого угольного бассейна) происходило в нижне-каменноугольных комплексах с органикой гумусового типа. К этому следует добавить, что угли нижнего карбона Донбасса исключительно богаты липоидными компонентами, количество которых достигает 30 % и которые, видимо, являются здесь основными генераторами жидких углеводородов. Нефти нижнего и среднего карбона ДДВ близки по составу. Они малосернистые, малосмолистые, парафинистые, метано-нафтеновые и нафтено-метановые. Конденсаты обычно мета-но-нафтеновые. Нефти верхнего карбона -нижней перми малосернистые, метано-

нафтеновые, невысокой плотности (до 0,82 г/см3). Нефти верхней перми и триаса имеют высокую плотность (0,92 г/см3) и нафтеноароматический и ароматический состав. Они отличаются повышенным количеством смоли-сто-асфальтеновых компонентов (до 20 %).

В ряде шахт нижнекарбонового Львовско-Волынского бассейна (Великомостовская 1 и др.) многие трещины в породах и угле оказались заполненными вязким смолистым веществом черного цвета , внешне напоминающем тяжелую нефть. Количество алканов 55 %, цикланов 20 %, аренов 25 %. По составу эти битумы резко отличаются от нефтей соседнего Карпатского района, что позволяет сделать вывод об их “угольном” происхождении. Газоносность угольных пластов нарастает с глубиной, достигая 27 м3/т (800 м). Количество тяжелых углеводородов невелико - доли процента. Количество липтинита в углях 2-10 %.

ИАлканы ОАрены ОЦикланы |

Южная часть (высокие стадии метаморфизма)

В Кизеловском бассейне при проходке шахты «2» нефть фонтанировала из шпура. При проходке квершлага на этой шахте нефть сочилась из кровли угольных пластов и междупла-стий. Аналогичные нефтепроявления наблюдались на шахтах 1, 6 Северная, им.Ленина и Ключевская.

Угли бассейна обладают повышенной газоносностью - до 32 м3/т, причем количество тяжелых углеводородов в углях марок Ж и ГЖ достигает 5-6 % (реже 12 %), в том числе этана до 4 %, пентана 0,1, гексана 0,05 %. В составе суфлярных газов на шахтах Ключевская и им. Ленина содержание этана составило 3-6 %, пентана 1,3 %. Кстати, угли Кизеловского бассейна содержат 15-32 % компонентов группы липтинита. В более метаморфизованных тощих углях нижнекаменноугольных месторождений восточного склона Урала на шахтах Егоршин-ского месторождения количество тяжелых углеводородов не превышает 0,2 %.

В Челябинском мезозойском бассейне зафиксировано 33 проявления нефти, 20 - газа и 14 - битумов. Наиболее интенсивные нефте-проявления установлены на Ерофеевской площади, где при опробовании было получено от 0,4 до 3,5 т нефти при суточном дебите 30-700 л. Удельная масса нефти 0,813, содержание углерода 84,4 %, водорода 14,2%, серы 0,44 %.

На юге Печорского бассейна, расположенного в пределах Косью-Роговской впадины (Северо-Предуральский ГНО) известны Ин-тинское и Кожимское газовые и Падимейское нефтяное месторождение. Нефти метанонафтеновые, плотностью 0,67-0,98 г/см3. Конденсат метано-нафтеновый плотностью 0,670,79 г/см3. Алканы 63-67 %, цикланы 9-24%, арены 8-16 %. Угли бассейна отличаются очень высокой газоносностью (до 40 м3\т) и повышенным содержанием тяжелых углеводородов (от этана до бутана). Их содержание зависит от

ш

- угленосные отложении карбона

- нослекарбоновые отложения

- границы марок углей (Б - бурые, Д - длиннопламенные, Г - газовые, Ж - жирные,

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

К - коксовые, ОС - отощённые спекающиеся,

Т - тощие, А - антрациты).

Рис. 3. Схема марочного состава и газоносности углей Донецкого бассейна

ЕЗ

степени метаморфизма угля. При близком петрографическом составе длиннопламенные угли Интинского месторождения содержат всего 0,01-0,8 % ТУВ, газовые угли Воргашорского и Сейдинского месторождений - 4-9 %, жирные угли Воркутского месторождения 2-16 %, а отощенные угли месторождения Хальмерью -0,001-0,1 %. Общие ресурсы углей в бассейне оцениваются в 260 млрд т, генерационный потенциал которых весьма значителен. В процессе углефикации в бассейне образовалось 52 трлн м3 газа, из которых 9 трлн м3 осталось в сорбированном состоянии в угле (рис. 4).

В Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне в последние годы обнаружены огромные ресурсы угля, оцениваемые во многие триллионы тонн (рис. 5 )

В Карагандинском бассейне, в отложениях карбона встречены нефтепроявления в виде битуминозной массы, парафинистых и твердых битумов (5). Наибольший интерес представляет битуминозная масса, связанная с угольными пластами или с зонами тектонических нарушений. Обычно она представлена черной, похожей на гуталин мазью с запахом керосина, которая является смесью тяжелой нефти и угольной пыли. В нарушенных участках доля битумопроявлений весом 50-100 кг достигает 40 %. В тектонически не-

ЕЕЗ

- изогазы (изолинии равного метана, м3/г)

- месторождения природного газа

сложных участках таких проявлений обычно менее 10 %. Групповой состав углеводородов: алканы - 31,8 %, цикланы - 35,4 %, арены - 32,8 %, плотность - 0,89 г/см3. Элементный состав битуминозной массы: углерод - 85 %, водород - 13 %, азот - 0,4 %, сера - 0,6 %,кислород - 1,0 %. Облегченный изотопный состав битумов (С 12/13 -91,3) служит индикатором их генетической связи с континентальными отложениями. В процессе углефикации в бассейне образовалось порядка 9 трлн м3 газа, из которых в угольных пластах осталось около 2 трлн м3. Содержание тяжелых углеводородов в угольных газах достигает максимума (2-7 %) в углях стадий Ж и К (МК3 и МК4).

В Средней Азии (Таджикистан) на месторождении Шаргунь в 1982 г. из отложений юры было выкачано 15 ведер нефти (В. С. Лучников, 1982 г.).

С Ленским угольным бассейном территориально совпадает Лено-Вилюйская газонефтеносная провинция, связанная структурно с Ви-люйской синеклизой, Предтаймырским и Предверхоянским краевым прогибами. Мощность верхнепротерозойско-фанерозойского

осадочного чехла, представленного терриген-ными отложениями, достигает 10 км. Промышленная газоносность установлена на 8 месторождениях в отложениях от верхней перми до юры. Выявлена 51 залежь, приуроченная к структурным и литологическим ловушкам.

ЕЭ* ЕЗ5 Р^6 ЕЕЗ7 ГУ і8 1^ і9

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

Нефти пермских и триасовых месторождений в Предтаймырском прогибе относительно легкие (0,85 г/см3) малосернистые (до 5 %) высопара-финистые (до 14 %). Доля аренов достигает 38 %. Нефти юрских отложений тяжелые (0,93 г/см3) малосернистые и малосмолистые, аренов - до 52 %. Свободные газы содержат более 90 % метана, до 2 % азота. Газовые конденсаты пермских и триасовых отложений имеют плотность 0,74-0,78 г/см3, преимущественно алкано-вый состав (метана до 56 %), цикланов до 47 %, аренов до 21 %. Конденсаты из юрских отложений, имеющие плотность до 0,83 г/см3, обычно также алкановые. По мнению Р. А. Твердовой и др. (6) богатые липтинитом нижнекарбоновые угли служили генераторами нефти в восточном Прикаспии.

В норвежской части Северного моря (группа Брент и группа Вестланд) угольные пласты мощностью до 1 м в отложениях юры служили генераторами газообразных и жидких углеводородов. Угли длиннопламенные, газовые и жирные. На соответствующих картах здесь выделяются самостоятельные зоны, где угли генерируют или нефть или газ. Генерировали нефть и угли нижнего карбона (21).

марочного состава и газоносности углей ассейна

В Дании в Центральном грабене на газовом месторождении Хо-ралд известны пять угольных пластов, сложенных телинитом и ку-тинитом, которые в определенных условиях могли генерировать нефть.

В целом ряде нефтяных бассейнов Китая большое значение в образовании нефтей придается ископаемым углям. В Джунгарском, Таримском и Турпанском бассейнах генераторами нефти считаются юрские угленосные отложения с пластами угля. Запасы угля в Джунгарском бассейне превышают 279 млрд т. Тесная связь углей и нефтей отмечается в пермских и юрских отложениях Ордосского бассейна и палеогеновых осадках месторождения Хуанхиан, где угли содержат до 20 % липтинита (9, 11, 13, 15, 23, 24).

В нефтегазоносном бассейне США Сан-Хуан определенным генерационным потенциалом обладают угольные пласты свиты Фруленд (верхний мел), из которых получены непромышленные притоки нефти.

В Канаде образование нефти в бассейне Бофорта-Маккензи связывают с угольными пластами, заключающими 610 млрд т угля. По мнению (18), количества липоидных компонентов в углях этого бассейна достаточно для генерации существующих ресурсов нефти.

По данным (7), на севере Египта угли среднеюрского возраста являлись генератором нефти местных месторождений.

В Индонезии на востоке Калимантана, юге Суматры и на Яве в углях палеогена и неогена содержится повышенное количество липтинита и витринита, которым отводится значительная роль в формировании месторождений нефти (10).

Австралийские исследователи отмечают, что в континентальных осадочных бассейнах мезозойского и кайнозойского возраста органическое вещество содержит большое количество экзинита (липоидов) и может рассматриваться как источник образования нефти и газа

(17, 19). Различные компоненты угля вступают в процесс генерации углеводородов не одновременно (таблица).

Первым компонентом еще на ранней стадии (протокатагенез), при температуре 40-60 0С в процесс генерации вступает инертинит и генерирует метан и легкие УВ. С переходом в каменноугольную стадию инертинит генерирует лишь газ. Группа витринита прекращает генерацию тяжелых УВ при температуре 80-100 0С (стадия МКГМК2). Замыкают этот ряд ли-поидные компоненты, которые дают максимум генерации тяжелых УВ при температуре 110140 0С (МК3-МК4). При более высоких температурах все компоненты угля генерируют только газ. М. Смит, изучавший бассейны Австралии, отмечает, что в мезозойских и кайнозойских континентальных осадочных бассейнах органическое вещество содержит значительное количество экзинита, и, поэтому, может рассматриваться источником как нефти, так и газа. Косвенным свидетельством тому является повышенное соотношение пристана к фитану, и присутствие в нефтях тяжелых углеводородов (С25-33).

На связь нефтей и континентального органического вещества еще в 1968 г. указывал Н.Не(1Ье^ (12). Важным фактором является повышенное содержание в углях водорода, что связано с присутствием в них альгинита и ли-поидных компонентов или “восстановленных” обогащенных водородом витринитовых компонентов.

Для определения потенциально нефтематеринских углей Хантом (14) были предложены следующие критерии: Н/С (атомарное отноше-

1. Газоносность угольных месторождений СССР. (под ред. А.И.Кравцова). Т.1-3. М.: Недра, 19791980. - 1299 с.

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

2. Геология угольных месторождений СССР (под

Рис. 5. Схема распространения угленосных отложений мезозоя Западной Сибири. Скважины, вскрывшие угольные пласты на нефтегазоносных площадях: 1-юрские, 2-меловые, 3-юрские и меловые; границы распространения угленосных отложений: 4-юрских,5-

меловых, 6-границы геолого-

структурных зон; 7-границы Тюменской области, крупнейшие месторождения: 8-нефти, 9-газа. Геолого-структурные зоны: 1-Карская синеклиаз, 11-

Тазовская, Гыданская седловина, 111-Припайхойско-Малоземельская моно-клиза, 1У-Надым-Тазовская синеклиза, У-Приуральская моноклиза, У1-

Мансийская синеклиза, У11-Хантайская антеклиза, У 111-Кеть-Вахская гемиан-теклиза, 1Х-Приказахстанская монокли-за

ние) более 0,9. Водородный индекс (Н|) более 200, содержание липоидных компонентов более 15 %. Пауэл и Боренхэм (18) считают, что для такого типа углей отношение пристана к фитану должно быть

высоким (3-4 и более). По данным (20) изотопный состав углерода (с113С) континентального ОВ более легкий (20 0/00).

Среди палеозойских углей повышенным содержанием компонентов группы липтинита отличаются только угли нижнего карбона (8). Что касается триасовых, юрских и меловых углей, то в большинстве бассейнов они заключают повышенное количество липтинита (20). Этим, отчасти, можно объяснить тот факт, что в осадках мезозоя сосредоточено 70 % мировых ресурсов нефти.

---------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ред. А.К.Матвеева). - М.:Изд-во МГУ, 1990.-352 с.

3. Голицын М.В., Голицын А.М. Углеводородный

потенциал ископаемых углей.- М.: Изд.МГУ, 1995. -С.23-28.

Участие микрокомпонентов угля в генерации нефти в процессе углефикации (15,16)

Микрокомпонент Относительный выход Показатель отражения витринита, Ис тах,%.

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

жидких углеводородов Начало генерации Интервал максимума

Альгинит Максимальный 0,7 1,1

Кутинит Высокий 0,6 0,7-0,9

Споринит Высокий 0,6 0,7-0,9

Резинит Высокий 0,5 0,5-0,8

Битуминит Умеренный до высокого 0,4 0,5-0,8

Суберинит Умеренный до высокого 0,4 0,5-0,8

Витринит Умеренный 0,45 0,5-1,0

Инертинит (за счет остатков бактериальной органики) Низкий 0,4 -

4. Голицын М.В., Голицын АМ., Пронина Н.В., Архипов А.Я., Богомолов АХ., Цикарев ДА. Газоугольные бассейны России и мира. М.: - 2002.-250 с.

5. Голицын М.В., Кузнецова А.А. Метаморфизм каустобиолитов Карагандинского бассейна.-М. Наука, 1970. - 135 с.

6. Твердова Р.А., Буклебаев З.Е., Дальян И.Б. Г еохимические особенности нижнекаменно-угольных месторождений востока Прикаспийской впадины. - Сов. геология. - 1992. - №10. - С. 3-9.

7. Bagge, MA. & Keeley, M.L. The oil potential of Mid-Jurassic coals in nothem Egypt. In: Scott, A.C.& Fleet, A.J. (eds.), 1994, Coal and Coal-bearing Strata as Oil-prone Source Rocks. Geolodgical Society Special Publication No. 77- pp. 183-200.

8. Collinson M.E., Van Bergen, Scott A.C. The oil generation potential of plant from Coal and Coal-bearing Strata through time: a review with a new evidence from Carboniferous plants.- In: Scott A.C. and Fleet A.J., 1994. -Coal and Coal-bearing Strata as Oil-prone Source Rocks. Geological Society Special Publication No. 77- pp.30-70.

9. Dai Jinxing. Treatise of natural gas geology and geochimistry inChina.- Encyclopedia of China. Publishing house.- Beijing, 1997. - pp. 221-251.

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

10. Durand, B., Oudin, J.L. Exemple de migration des hydrocarbures dans une serie deltaique - La delta Mahakham, Kalimantan, Indonesie. Proceedings of the Tenth World Petroleum Congress, 1979, 2- pp. 3-12.

11. Gas share of China energy mix to increase.- Oil and Gas J., 1996. - 94, N 47. - C.29.

12. Hedberg, H.D. Significance of high-wax oils with respect to genesis of petroleum.- AAPG Bull., 1968, 52- pp. 736-750.

13. Huang, D., Zhang, D., Li, J., Huang, X. Huang, X. Hydrocarbon genesis of Jurassic coal measures in the Turpan basin, China.- Organic Geochemistry, 1991, 17- pp. 673-680.

14. Hunt, J. Generation of gas and oil from coals and other terrestrial organic matter. - Organic Geochemistry, 1991, 17- pp. 673-680.

15. Maoynan Sun, Shengchu Huang. Sugested policies to encourage coalbed methane development in China.-Natur. Resour. Forum.-1996.-20, №1- p.49-57.

16. Murchison D.G. Petrographic aspects of coal structure: reactivity of macerals in laboratory and natural environments.- Fuel, 1991, vol.70, Varch- pp. 296-315.

17. Nimerick K.H., Hinkel JJ. Method of enhancing methan production from coal seams by dewatering.- Nam, 5229017 USA, MKU E 21 B 43/25. 1993.

18. Powell T.G., Boreham CJ. Terrestrially soured oils: where do they exist and what are our limits of knowledge? - a geochemical perspective.- In: Scott A.C., Fleet A.J. (eds.), 1994, Coal and Coal-bearing Strata as Oil-prone Source Rocks? Geological Society Special Publication, N 77- pp.11-29.

19. Record directionally controlled methane drainage borehole in Australia.-Mining Mag. - 1996.- 175, N 1.- p. 5.

20. Stach E., Mackowsky M.Th., Teichmuller M., Taylor G.H., Chandra D., Teichmuller R. Textbook of coal Petrology, 3rd edn. Borntraegen, 1977.

21. Thomas BM., Moller-Pedersen, Whitaker, M.F. and Shaw, N.D. Organic facie and hydrocarbon distributions in the Norwegian North Sea.- In:Thomas, B.M. et al.(eds).1985, Petroleum Geochemistry and Exploration of the Norwegian Shelf. Graham and Trotman, London- pp.3-26.

22. Tisso B.P., Welte D.N. Petroleum Formation and Occurience. - 1984., Springer Verlag.

23. Wang Changgui, Cheng Keming, Xu Iongchang, Zhao Hanyi. Geochemistry of jurassic coal-derived hudro-carbon of Turpan-Hami basin.- Petroleum industry press. -1996. - Beijing, China. - 260p.

24. Wang Tao. Natural gas geological theory and practice of China.- Petroleum industry press. - Beijing, China. - 291p.

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

— Коротко об авторах ---------------------------------------------------------------------

Голицын М.В., Пронина Н.В. - Геологический факультет Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова.