CC BY
88
УДК 622.279.23
Нефтяной потенциал Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции
Н.М. Парфёнова1*, Л.С. Косякова1, Е.Б. Григорьев1, И.М. Шафиев1, В.А. Логинов1, Р.Ю. Наренков1, М.М. Кубанова1, А.Д. Люгай1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., г.о. Ленинский, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, зд. 15, стр. 1 * E-mail: N_Parfenova@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. Нефтегазовый комплекс Восточной Сибири и Дальнего Востока в настоящее время приз- Ключевые слова:
нан самым динамично развивающимся центром нефтегазовой промышленности России, при этом нефть,
основным источником прироста нефтедобычи в ближайшие годы станут трудноизвлекаемые неф- фракционный
ти. К числу нефтеносных бассейнов, в которых выявлено наибольшее число месторождений трудно- состав,
извлекаемых нефтей (в частности, с аномальными пластовыми температурами и давлениями), при- групповой
надлежит и Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция (НГП). углеводородный
В настоящей работе приведен краткий обзор современного состояния нефтяного потен- состав,
циала Лено-Тунгусской НГП, а также результаты выполненных авторами исследований нефтей компонентный
Чаяндинского, Верхневилючанского и Тас-Юряхского месторождений, расположенных в наиболее состав,
изученном и перспективном районе Лено-Тунгусской НГП - Непско-Ботуобинской нефтегазоносной газожидкостная
области. хроматография,
Показано: исследованные нефти ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ тяжелые, пара- геохимические
финистые, высокосмолистые, сернистые, метанового типа; нефти Верхневилючанского НГКМ тяже- исследования,
лые, среднепарафинистые и парафинистые, среднесмолистые и смолистые в зависимости от зале- Лено-Тунгусская
гающего горизонта, сернистые, метанового типа. Флюид ботуобинского горизонта Тас-Юряхского нефтегазоносная
газонефтеконденсатного месторожения отнесен к нефтегазоконденсатной смеси, среднепарафи- провинция,
нистой, среднесмолистой, среднесернистой, метанового типа. Непско-
Приведены геохимические параметры исследованных нефтей, а также перспективы использо- Богуобинская
вания углеводородного сырья нефтей. нефтегазоносная
область.
Нефтегазовый комплекс Восточной Сибири и Дальнего Востока в настоящее время признан самым динамично развивающимся центром нефтегазовой промышленности России. Основной прирост добычи нефти в России с конца 2000-х гг. осуществлялся за счет восточных регионов страны, которые считаются приоритетными в долгосрочной перспективе. Здесь сосредоточены более 16 млрд т начальных суммарных ресурсов нефти (около 20 % нефти России). Доля неразведанных ресурсов составляет около 80 %, степень разведанности - примерно около 12 %, в то время как в целом по стране - 44 %, что определяет высокую перспективность проведения геологоразведочных работ и открытия новых месторождений [1, 2].
В настоящее время добыча нефти в Восточной Сибири практически достигла пика в связи с выходом на проектную мощность основных разрабатываемых месторождений региона - Ванкорского (Красноярский край), Верхнечонского (Иркутская область) и Талаканского (Республика Саха (Якутия)). Более чем вдвое выросла добыча нефти на Ярактинском и Марковском месторождениях в Иркутской области. В 2016 г. запущено Сузунское месторождение в Красноярском крае, на 2-й стадии ввода находятся Среднеботуобинское (Якутия) и Дулисьминское (Иркутская обл.) месторождения. В скором времени планируется ввод в эксплуатацию активов Красноярского края. Самыми крупными из них являются Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское месторождения на юге области и Лодочное (2019-2020 гг.), Пайяхское (2022 г.) на севере.
Мощным стимулом к освоению ресурсной базы и развитию добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке стало строительство транспортной инфраструктуры: нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан (ВСТО) и ряда соединительных нефтепроводов от месторождений [1, 2].
Говоря о перспективности открытия новых месторождений, нужно иметь в виду, что запасы наиболее легкодоступных нефтей, по мнению специалистов, истощаются, и основным источником прироста нефтедобычи в ближайшие годы станут трудноизвлекаемые нефти. Тенденция роста доли трудноизвлекаемых запасов в общем нефтяном балансе наблюдается как в нашей стране, так и в мире [3, 4]. Поэтому в последние годы обсуждением проблем, осложняющих добычу нефти, занимались и отечественные, и зарубежные специалисты. Несмотря на то что официального утверждения единых критериев выделения трудноиз-влекаемых запасов в настоящее время не существует, в научной литературе описаны около 40 критериев, определяющих особенности трудноизвлекаемых нефтей [5, 6]. Среди прочего к трудноизвлекаемым можно отнести нефти, залегающие в геологически сложнопо-строенных пластах; с аномальными физико-химическими свойствами (высокие вязкость, плотность и содержание парафинов, смол и ас-фальтенов); с пластовой температурой выше 100 или менее 20 °С. Конечно, следует понимать, что к трудноизвлекаемым нефтям могут относиться и сравнительно легкие нефти, залегающие в пластах с температурой выше 100 °С.
Одним из основных критериев выделения трудноизвлекаемых запасов является пластовая температура выше 100 или менее 20 °С. Согласно базе данных о физико-химических свойствах нефтей мира [7], в среднем нефти, залегающие в пластах с низкой температурой, могут быть отнесены к нефтям с повышенной плотностью, сверхвязким, сернистым, средне-парафинистым, умеренно смолистым, средне-асфальтеновым.
К числу нефтеносных бассейнов, где выявлено наибольшее число месторождений неф-тей с аномальными пластовыми температурами, принадлежит и Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция (НГП). (Интерес авторов к этой НГП вызван прежде всего тем, что исследуемые ими с 2009 г. месторождения нефти расположены именно здесь.) Лено-Тунгусская НГП занимает центральную и южную части Сибирской платформы (рис. 1 [8]). Залежи углеводородов открыты в трех нефтегазоносных комплексах (НГК): рифейском, вендском (терригенном) и верхневендско-нижнекемб-рийском (карбонатном). По возрасту главных НГК Лено-Тунгусская НГП не имеет
аналогов в мире. На ее территории выявлены самые древние с точки зрения возраста нефте-газоносности пород месторождения нефти и газа [9-12]. Таким образом, «научное обоснование и последующее открытие крупных и уникальных по запасам углеводородов (УВ) месторождений нефти и газа в венде и рифее отодвинули рубеж доказанной промышленной нефтегазоносности до отметки 1400 млн лет. Этот рубеж, несомненно, будет отодвинут дальше вглубь протерозойской и архезойской истории Земли» [13].
Состав нефтей меняется по разрезу. Нефть из отложений рифея и венда нафтено-метанового типа плотностью 0,80...0,86 г/см3, малосернистая (0,10.0,28 % серы), смол содержит в интервале от 0,80.14,28 % масс., парафинов - 0,3.3,3 % масс. Плотность нефти терригенных вендско-нижнекемб-рийских отложений изменяется от 0,80 до 0,88 г/см3; нефть содержит повышенные количества серы (0,28.1,00 % масс.) и смол (до 15,5 % масс.). Нефти карбонатных вендско-нижнекембрийских отложений (осинский горизонт) имеют плотность 0,8.0,9 г/см3, доля серы составляет 0,1.1,4 % масс., смол -от 1 до 24 % масс.; отмечено наименьшее количество метаново-нафтеновых УВ (61.63 % масс.) [9-12].
В то же время «по имеющимся многочисленным данным, нефти Сибирской платформы относятся к единому генетическому типу, для которого характерного преобладание метановых УВ. Один из важных признаков УВ-состава - преобладание изоалканов над алка-нами, повышенное содержание фитана» [14]. Однако последнее утверждение представляется спорным, так как следует учитывать, что в состав Сибирской платформы входят несколько нефтегазоносных провинций, отличающихся между собой условиями формирования залежей: Лено-Тунгусская, Лено-Вилюйская и Енисейско-Анабарская. Провинции в свою очередь делятся на несколько нефтегазоносных областей (НГО), которые охватывают несколько нефтегазоносных районов (НГР).
Большинство газонефтяных и нефтегазовых месторождений Лено-Тунгусской НГП открыты в Байкитской, Катангской и Непско-Ботуобинской НГО, образующих субширотную полосу, которая получила название главного пояса газонефтеносности [8]. К настоящему времени на этой территории открыты
114° в.д.
Границы:
I----^ административные
I Лено-Тунгусской НГП ЕЕЗ НГП
надпорядковых структур I—*—I структур I порядка
Фазовый состав месторождений [О] Участки с крупными прогнозными залежами нефти
и крупных залежей: I | газовый и газоконденсатный V//A газоконденсатный нефтяной нефтяной
(1 - Вайвидинский, 2 - Таимбинский, 3 - Чамбинский, 4-Тэтэринский, 5 - Ереминско-Сугдинский, 6-Гиллябкинский)
вилюй река
нефтепровод ВСТО отрадниншя месторождение
Рис. 1. Размещение крупных и уникальных месторождений нефти и газа в главном поясе газонефтеносности Сибирской платформы: СНГР - самостоятельный НГР
1 гигантское и 11 крупных по извлекаемым запасам нефти месторождений (см. рис. 1, рис. 2). Согласно прогнозу в главном поясе газонефтеносности еще предстоит открыть до 16 крупных нефтяных скоплений (в Байкитской НГО - 7, в Катангской НГО - 2, в Непско-Ботуобинской НГО - 7) [8]. Характерной особенностью месторождений является дефицит пластового давления, достигающий в отдельных случаях 15.. .20 % от гидростатического.
Первым открытым в Восточной Сибири промышленным месторождением стало Марковское нефтегазокондесатное (1962 г.). Причем впервые в мире нефть и газ были добыты из древнейших отложений. В существование нефти в Восточной Сибири мировая наука не верила. «Казалось невероятным, чтобы в кембрийский период (более 600 млн лет назад), когда, как считали многие ученые, жизнь на Земле только зарождалась, могли появиться организмы, из которых впоследствии образовалась нефть. Однако нашлись ученые -И.М. Губкин, его ученик В. Сенюков и др.,
которые вопреки всему научному миру считали, что нефть, причем нефть древнейшая, в Восточной Сибири есть. И эта гипотеза получила полное подтверждение в 1937 г., когда геологическая экспедиция В. Сенюкова получила первую кембрийскую нефть на одной из скважин у реки Тоулба» [15].
Следует отметить, что поскольку месторождения открываются, разрабатываются и исследуются в разное время, а позднее проводятся их доразведка и бурение новых скважин, полные характеристики в настоящее время наличествуют лишь в отношении нефтей введенных в эксплуатацию месторождений. Для вновь открываемых и вводимых в эксплуатацию месторождений авторы приводят результаты исследований по нескольким скважинам.
Байкитская НГО
Байкитская НГО площадью 155 тыс. км2 приурочена к одноименной антеклизе. Здесь доказана промышленная нефтегазоносность отложений рифея, в которых сосредоточено более
Рис. 2. Расположение основных нефтяных месторождений на территории Лено-Тунгусской НГП
половины основных ресурсов УВ области. Пятая часть ресурсов связана с продуктивными вендскими терригенными отложениями. Нефтеносны также отложения кембрийского и верхневендско-нижнекембрийского комплексов. Степень разведанности запасов УВ составляет 3 % [9-12].
Наиболее крупными месторождениями нефти на территории Байкитской НГО являются Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское нефтегазоконденсатные (см. рис. 2).
Юрубчено-Тохомское месторождение, наиболее крупное на территории Байкитской НГО, расположено в Красноярском крае в 145 км южнее п. Байкит. Открыто в 1982 г., освоение началось в 2009 г. По объему залегае-мой нефти сопоставимо с крупным Ванкорским нефтегазоконденсатным месторождением. Нефтегазоносные комплексы месторождения приурочены к рифейским преимущественно карбонатным и вендским терригенным (песчаники) отложениям. Глубина залегания продуктивных горизонтов составляет 2247.2452 м, нефтенасыщенная толщина - 45 м, пластовое давление - 21 МПа, температура - 27 °С. Нефть легкая (плотностью 0,821.0,825 г/см3), малосернистая (0,61 % масс.), малопарафинис-тая (1,63.3,30 % масс.), с высоким выходом
светлых фракций [15]. По другим источникам, это нефть средней плотности 0,850 г/см3, содержит 0,2 % масс. серы и 1,0 % масс. парафина [11]. В связи с вводом в январе 2017 г. в эксплуатацию нефтепровода Куюмба -Тайшет появилась возможность подключения к трубопроводу ВСТО. Планировалось начиная с 2019 г. ежегодно добывать 5 млн т нефти с последующим увеличением до 7,5 млн т. Нефть месторождения станет также источником сырья для Ванкорского нефтехимического комплекса [16].
Куюмбинское нефтегазоконденсатное месторождение, открытое в 1973 г., расположено в Красноярском крае в 80 км к югу от п. Байкит. Вместе с Оморинским газокон-денсатным месторождением Куюмбинское и Юрубчено-Тохомское месторождения включены в Юрубчено-Тохомскую зону нефтегазо-накопления, которая по запасам нефти оценивается как уникальная. Нефтегазоносность связана с разновозрастными породами ри-фея. Куюмбинское является первым в мире месторождением, где была доказана промышленная нефтегазоносность рифейских карбонатных отложений. Глубина залежей - 2120.2392 м. Нефть легкая плотностью 0,81.0,83 г/см3, малосернистая
(0,11.0,12 % масс.), малопарафинистая (1,30.2,75 % масс.), малосмолистая (1,84.4,5 % масс. смол и асфальтенов), метановая [9-12]. Активное освоение месторождения началось в 2010 г. с создания производственной инфраструктуры и подготовки к промышленной разработке. По завершении строительства первой очереди объектов разработки в 2017 г. нефть начала поступать на объект перекачки магистрального нефтепровода Куюмба - Тайшет, соединяющего Куюмбинское и Юрубчено-Тохомское месторождения, с дальнейшей подачей сырья в нефтепровод ВСТО [17].
Катангская НГО
Катангская НГО площадью 130 тыс. км2 приурочена к юго-восточной части Тунгусской си-неклизы. Почти половина ресурсов УВ сосредоточена в вендском терригенном комплексе. С ним связаны Собинское и Пайгинское неф-тегазоконденсатные месторождения. В целом в Катангской НГО преобладают мелкие нефтяные месторождения. Степень разведанности запасов УВ составляет всего 3 % [11].
Собинское месторождение, открытое в 1982 г., расположено в Красноярском крае в 50 км от п. Ванавара (см. рис. 2). Нефтегазоносность месторождения связана с подсолевыми горизонтами песчаников ванаварской свиты венда. Месторождение многопластовое, нефтегазоконденсатные залежи выявлены в пластах ВН-1, ВН-П и горизонте ВН-ПЫУ Начальное пластовое давление и температура составляют 30,3.30,6 МПа и 31.32 °С соответственно [17]. Нефти Собинского месторождения легкие и средние (плотностью 0,824.0,859 г/см3), мало-парафинистые (1,28.3,58 % масс.), малосернистые и сернистые (0,24.1,28 % масс.), смолистые (13.14 % масс. смол и асфальтенов) [18, 19].
Пайгинское месторождение, расположенное в непосредственной близости к Собинскому (см. рис. 2), открыто в 1987 г. Продуктивны песчаные горизонты ванаварс-кой свиты венда. Залежь Вн-1 мощностью 2.4 м нефтегазоносна, по величине рабочих дебитов нефти относится к среднедебитным. Пластовые давление и температура в залежи составляют 31 МПа и 31 °С соответственно. Общая мощность пластов Вн-4 и Вн-5 изменяется от 17 до 29 м. Залежь этих пластов
газоконденсатнонефтяная, высокодебитная по нефти. Пластовое давление - 32 МПа, пластовая температура - плюс 31 °С. Нефти Пайгинского месторождения легкие и средние, маловязкие, малосернистые и малопара-финистые [19].
Поскольку для Собинского и прилегающего к нему Пайгинского месторождений предусмотрена общая система подготовки газа, их объединили в один эксплуатационный объект - Собинско-Пайгинское нефтегазокон-денсатное месторождение [19].
Непско-Ботуобинская НГО (НБ НГО)
НБ НГО является наиболее изученным и перспективным районом Лено-Тунгусской НГП. Расположена в юго-восточной части Лено-Тунгусской НГП в пределах одноименной ан-теклизы. Площадь НГО равна 250 тыс. км2. В разрезе НП НГО два основных НГК: вендский терригенный и кембрийский карбонатно-соленосный. Основная часть ресурсов УВ (более 50 %) приурочена к венд-терригенному НГК [19, 20].
Изучение нефтей в НБ НГО началось в 1962 г., когда был получен фонтан нефти на Марковском месторождении (о процессе разработки первого открытого в НБ НГО месторождения см. ниже).
Геолого-геофизическая изученность территории НБ НГО существенно выросла с того времени, когда она наряду с Байкитской и Катангской НГО была выделена в главный пояс газонефтеносности. На ее территории выявлены одно уникальное по запасам газа Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение, 19 крупных и ряд мелких месторождений нефти и газа. Однако освоение этих месторождений затруднено сложными гидрогеологическими условиями, связанными с высокой минерализацией пластовых вод, засолением коллекторов, гидродинамической изолированностью блоков, а также низкими пластовыми температурой и давлением в продуктивных горизонтах. Наиболее актуально это для восточных и северо-восточных районов НБ НГО, территориально расположенных в Республике Саха (Якутия) в условиях аномально низких с точки зрения мировой нефтегазовой практики температур, которые существенно влияют на состав и подвижность нефтей и, следовательно, на технологию и рентабельность добычи УВ-сырья [9, 11, 12, 21]. Именно эти
аномальные пластовые условия и относят нефти, расположенные в этом регионе, к трудно-извлекаемым. Аномально низкие пластовые давления в терригенных отложениях НП НГО были обнаружены в начале 1970-х гг. после открытия Среднеботуобинского месторождения. В дальнейшем выяснилось, что данное явление характерно для всего района.
Степень изученности месторождений, расположенных на территории НП НГО, различна. Одни завершены разведкой и находятся на разных стадиях поискового или разведочного бурения, другие вышли на стадию опытно-промышленного освоения, третьи находятся на стадии промышленной эксплуатации. Необходимо отметить, что многие месторождения, открытые в НБ НГО еще в семидесятые-восьмидесятые годы прошлого столетия, оказались «замороженными», так как в то время и промысловики, и экономисты не представляли себе, как можно использовать нефтегазовые богатства таежной Восточной Сибири вдали от каких-либо крупных потребителей и в отсутствие транспортной инфраструктуры. По этой причине исследовались месторождения неторопливо, с пробуриванием поисково-разведочных скважин. Заметное оживление в этой отрасли наметилось со строительством
о
Инаригда
Красноярский край
(
}
Северныеблоки ^ ^
Среднеботуобинского • месторождения
Якутия
Мирный Э 1
Тас-Юряхское
Иркутскаяобласть
Тас-Юряхс^ л %
Сунтар
Восточные блоки
Среднеботуобинского
месторождения
месторождение газопровод «Сила Сибири» нефтепровод ВСТО Байкало-Амурская железная дорога
^----
<овыктинское 7 - Нижнеангарск
Рис. 3. Нефтегазоконденсатные месторождения НБ НГО
транспортной инфраструктуры - газопроводов и нефтепроводов от месторождений к единой транспортной системе.
Наиболее крупными на территории НБ НГО являются месторождения: Среднеботуо-бинское, Чаяндинское, Тас-Юряхское (нефтегазоконденсатные), Верхневилючанское (нефтегазовое) и Талаканское (газонефтяное) [21]. Кроме того, вклад в общую нефтегазоносность вносят менее крупные, но значимые нефтегазо-конденсатные месторождения: Верхнечонское, Ярактинское, Дулисьминское, Марковское (рис. 3). Нефти НБ НГО более тяжелые (плотность - 0,857...0,891 г/см3), чем нефти Катангской и Байкитской НГО, плотность которых составляет 0,790.0,841 г/см3 [20].
Месторождения Республики Саха (Якутия)
Первым из нефтегазоконденсатных в Якутии в 1970 г. открыто Среднеботуобинское месторождение. Оно находится на 112 км юго-западнее г. Мирного. Промышленная нефте-газоносность установлена в карбонатных отложениях осинского горизонта нижнего кембрия и терригенных породах ботуобинского, улаханского и талахского горизонтов нижнего кембрия - венда. Эффективная толщина пластов - от 2 до 26 м, глубина залегания составляет 1615.1640 м. Наиболее продуктивны ботуо-бинский и осинский горизонты. К ботуобинс-кому горизонту приурочена основная газовая залежь с нефтяной оторочкой, нефтенасыщен-ная толщина которой составляет 1,5.5 м в северном блоке и 4,2.8,5 м в центральном и восточном блоках. Нефть плотностью 0,867 г/см3 относится к типу средних. Содержание парафина - 1,91.2,85 % масс., серы - 0,89 % масс., смол и асфальтенов - 9,6.21,9 % масс., выход фракций с температурой кипения до 300 °С довольно высокий - 76,5.77,0 % масс. Залежь осинского горизонта нефтегазовая, эффективная толщина - 4 м. Для залежей характерно аномально низкое пластовое давление 14,6 МПа [9-11]. По запасам нефти месторождение относится к крупным.
История разработки этого месторождения долгая: как и некоторые другие открытые в НБ НБО месторождения, после открытия Среднеботуобинское месторождение оказалось «замороженным» с неторопливым пробурива-нием поисково-разведочных скважин.
Исследования нефти показали, что месторождение очень интересное как с точки зрения
качества нефти, так и для разработки. Его УВ характеризуются низким содержанием серы, что позволяет использовать их без предварительной очистки. Продуктивные пласты расположены на относительно небольшой глубине (1615.1640 м), что снижает затраты на разработку месторождения. В конце 1980-х гг. Среднеботуобинское месторождение было введено в эксплуатацию. Нефть вывозили в южном направлении в г. Ленск. Объемы использованной нефти достигали тогда 100 тыс. т в год. В последующие годы в связи с кризисом региональной политики освоение месторождения фактически прекратилось. Оживилось оно в конце 2011 г., и в октябре 2013 г. введен в промышленную разработку Центральный блок. Тогда же были начаты поставки нефти по собственному трубопроводу протяженностью 169 км в систему ВСТО. Ввод в эксплуатацию Восточного блока намечен на 2021 г. [22].
Чаяндинское месторождение, открытое в 1983 г., расположено в юго-западной части Республики Саха в 165 км западнее г. Ленска. Нефтегазоносность связана с терригенными отложениями венда. Месторождение многопластовое, продуктивными являются ботуо-бинский, хамакинский и талахский горизонты. Нефтенасыщенная толщина - 5,2.12,6 м. Основные запасы нефти на месторождении сосредоточены на северном и южном блоках ботуобинского горизонта - в тонких, подстилаемых пластовой водой нефтяных оторочках. Для залежей характерны аномально низкие пластовые температуры (9,0.13,1 °С) и давление (11,97.13,28 МПа) [22]. Нефть характеризуется плотностью 0,884 г/см3, вязкостью 11,81 мПас, малосмолистостью, мало-парафинистостью, малосернистостью [11-13]. По другим источникам, нефть повышенной плотности, сернистая, парафинистая, смолистая [24].
Месторождение долгое время разрабатывалось неторопливо, к 2000 г. пробурили 65 скважин, в основном газоконденсатных. Активное пробуривание всех трех горизонтов на месторождении началось с 2009 г.
В промышленную эксплуатацию месторождение введено в 2019 г. С января 2021 г. подача жидких углеводородов с Чаяндинского месторождения в магистральный нефтепровод ВСТО стала круглосуточной. С момента поставок в 2019 г. количество подаваемой в ВСТО смеси нефти и газового конденсата
увеличилось более чем в 2 раза. Переход на новый режим поставок связан с ростом объемов добычи нефти и газового конденсата. Новый технологический режим является очередным шагом в развитии Чаяндинского месторождения и способствует его планомерному выходу на проектную производственную мощность [25].
Тас-Юряхское нефтегазоконденсатное месторождение, открытое в 1981 г., расположено в 75 км к юго-западу от г. Мирного и в 140 км на север от г. Ленска, от Средне-ботуобинского месторождения отделено узким (5.15 км) грабенообразным прогибом. Промышленные скопления нефти выявлены в осинском (Б2) нижнекембрийском горизонте, а также в ботуобинском (В5) и талахском (В13) горизонтах венда. Мощность нефтяной оторочки во всех пластах составляет 5.10 м. Пластовое давление - 14,6 МПа, пластовая температура - плюс 11,6 °С. Нефть ботуобинс-кого горизонта плотностью 0,875 г/см3 средняя, сернистая (0,78 % масс.), среднепарафинистая (1,28.2,24 % масс.), смолистая (16,2 % масс. смол и асфальтенов); выход бензиновых фракций - 14.31 % масс. [11, 21]. Отмечается, что нефть Тас-Юряхского месторождения по свойствам схожа с нефтями венд-кембрийских отложений других месторождений Непско-Ботуобинской НГО, что свидетельствует о генетическом единстве нефтей по разрезу, едином источнике генерации и том, что повышенная плотность нефти, невысокий выход бензиновых фракций, повышенное содержание асфальтено-смолистых компонентов обусловлены их накоплением при переформировании залежей. Однако необходимо отметить, что приведены свойства нефти только из одной скважины. Дальнейшие исследования нефти данного месторождения дополнят существующие данные.
Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение, открытое в 1984 г., является одним из крупнейших в Якутии. Месторождение расположено на юго-западе Республики Саха в 250 км от г. Ленска. Разделено на три отдельных блока: Центральный, Восточный и Таранский. Продуктивными являются отложения хамакинско-го горизонта венда и осинского карбонатного горизонта нижнего кембрия. Залежь осинско-го горизонта нефтегазоконденсатная, основная по промышленной значимости, глубина
залегания - 1100 м, что с точки зрения разработки является положительным фактором. Пластовое давление - 9,8.10 МПа, пластовая температура - плюс 11,2 °С [11].
Нефть плотностью 0,842 /см3 легкая, малосернистая (0,4 % масс.), среднепарафинистая (1,64 % масс.), среднесмолистая (13,5 % масс.). Выход бензиновой фракции с температурой кипения до 200 °С составляет 24,48 % масс., содержание дистиллятных фракций, выкипающих при температуре до 350 °С, - 52,91 % масс. Положительной характеристикой нефти является ее низкая температура застывания (минус 48 °С). К числу недостатков относится высокое содержание солей (от 24 до 500 мг/дм3, иногда до 1500 мг/дм3) - в основном хлоридов кальция и магния. При подогреве нефти Талаканского месторождения в присутствии даже следовых количеств воды выделяющийся хлористый водород становится источником коррозионных процессов, осложняющих подготовку, хранение, перекачку и переработку этой нефти [26]. Перечисленные особенности состава и свойств нефтей должны учитываться в процессах их промысловой подготовки и переработки.
Разрабатывается месторождение с начала 1990-х гг. В 2008 г. осуществлен пуск в эксплуатацию части Восточного нефтепровода в ре-версном режиме от месторождения до Тайшета, что позволило поставлять нефть на Ангарский нефтехимический комбинат.
Верхневилючанское нефтегазовое месторождение, открытое в 1975 г., расположено в 120 км к юго-востоку от г. Мирного и в 110 км к востоку от г. Ленска. На месторождении выявлены три нефтегазовые залежи: две в юряхской свите венда - нижнего кембрия и одна в верх-невилючанском горизонте базальной части венда. Глубина залежей - 1715.2340 м. Пластовое давление составляет 16,2 МПа, пластовая температура не превышает 8 °С. Плотность нефти юряхских залежей - 0,861 г/см3, содержание серы - 0,89 % масс., парафина - 0,7 % масс, смол и асфальтенов - 25,6 % масс., т.е. нефть средней плотности, сернистая, малопарафи-нистая, высокосмолистая [12, 13].
Месторождения Иркутской области
Нефти Иркутской обл. отличаются специфическими особенностями. Они легче западносибирских нефтей, малосернистые и малопара-финистые, что облегчает их транспортировку.
Марковское нефтегазоконденсатное месторождение, открытое в 1962 г., расположено на юге НБ НГО на 100 км северо-восточнее г. Усть-Кута и в 60 км к юго-западу от г. Киренска. Месторождение открыто в Восточной Сибири первым, но оно далеко не самое крупное. В 1970-х гг. скважины были законсервированы по ряду причин. Геологические изыскания продолжились на севере области, где сделаны более значимые открытия. Расконсервация скважин на месторождении началась в начале 1990-х гг. И лишь с образованием Иркутской нефтяной компании в 2000 г. его стали восстанавливать [15].
Нефтегазоносность месторождения связана с отложениями вендского и кембрийского возраста. Глубина залегания продуктивных горизонтов различная: осинского - 2150 м, пар-феновского - 2500 м, марковского - 2600 м. Начальное пластовое давление - 21 МПа. Нефти Марковского месторождения изучены достаточно полно. Они относятся к типу легких (плотностью не выше 0,840 г/см3), малосмолистым (содержат не более 4,5 % сили-кагелевых смол), безасфальтеновым. В неф-тях парфеновского и марковского горизонтов отсутствуют твердые парафины [27]. Следует отметить, что с глубиной отбора наблюдается тенденция к снижению плотности (от 0,807 до 0,738 г/см3) и вязкости (от 4,09 до 0,89 сСт) нефтей, резко уменьшается содержание серы (от 0,04 до 0,004 %) и увеличивается выход бензиновой фракции кипением при 28.200 °С (от 31 до 74 %). В групповом углеводородном составе нефтей всех горизонтов метановые УВ (71.89 %) преобладают над нафтеновыми (8.16 %) и ароматическими (3.13 %), что свидетельствует о резком различии свойств нефтей разных горизонтов.
Марковская нефть ознаменовала начало нового этапа интенсивного изучения нефтегазоносной территории, в результате которого открыты многие месторождения Восточной Сибири. Однако до сих пор месторождение до конца не исследовано, в связи с чем в районе продолжается доразведка.
Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в 140 км от г. Усть-Кут и в 70 км от Дулисьминского нефтегазоконденсатного месторождения. Первая поисковая скважина на Ярактинской площади заложена в 1969 г. В конце 1970 г. получен первый результат - фонтан
нефти дебитом 1000 м3/сут, «открывший» Ярактинское месторождение.
Нефтегазоносность месторождения связана с отложениями вендского и кембрийского возраста, глубина нефтегазоносного слоя составляет 2700 м. Начальное пластовое давление - 25,4 МПа. По запасам нефти месторождение оценено как крупное [12]. Нефть Ярактинского месторождения относится к типу легких (плотность 0,83 г/см3), малосмолистых (до 5 %), низкопарафинистых (до 3,5 %), с повышенным содержанием бензиновых (до 25 %) и керосиновых (до 30 %) фракций [28].
Промышленная эксплуатация месторождения началась в 1992 г., однако разведочное бурение продолжается до сих пор. Транспортировка нефти осуществляется по трубопроводу Яракта - ВСТО. В настоящее время на месторождении достигнута максимальная добыча нефти, реализуются новейшие технологии поиска, разведки и извлечения нефти [15].
Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение, открытое в 1978 г., расположено на 250 км севернее г. Киренска. Месторождение многозалежное. Наибольшие газоконденсатнонефтяные залежи установлены в терригенных отложениях верх-нечонского горизонта непской свиты венда (пласты Вч-1 и Кч-2). Эффективная толщина пластов - от 2 до 26 м, глубина залегания - 1615.1640 м. Нефть средней плотности (0,85 г/см3), среднепарафинистая (1,2 % масс.), малосернистая (0,4 % масс.), малосмолистая (5,7.7,8 % масс.) [11, 12]. По разведанным запасам относится к категории крупных.
Опытно-промышленная эксплуатация месторождения началась в 2005 г., а в октябре 2008 г., после подключения к Восточному нефтепроводу, оно введено в промышленную эксплуатацию.
Дулисьминское нефтегазоконденсатное месторождение, открытое в 1980 г., расположено в 90 км к северо-западу от г. Киренска северо-восточнее Ярактинского месторождения, которому в основных чертах аналогично по геологическому строению и условиям формирования. Месторождение од-нозалежное. Газоконденсатная с нефтяной оторочкой залежь приурочена к песчаникам пластов В10 и В13 непской свиты венда. Глубина залегания нефтяного
горизонта составляет 2480 м. Начальное пластовое давление - 22,56 МПа, температура - плюс 32 °С. Нефть легкая плотностью 0,833 г/см3, малосернистая (0,14 % масс.), среднепарафинистая (1,27 % масс.), малосмолистая (5,32 % масс. смол и асфальтенов). По разведанным запасам относится к категории крупных [11, 12]. Перспективно с точки зрения доразведки. Промышленная эксплуатация месторождения началась в 2010 г. Нефть месторождения в настоящее время прокачивается в ВСТО по нефтепроводам Дулисьма - Яракта и Яракта - Марково.
В настоящей статье приведены результаты комплексных исследований состава и свойств нефтей месторождений, расположенных в Непско-Ботуобинской НГО Лено-Тунгусской НГП - Чаяндинского, Верхневилючанского и Тас-Юряхского, проведенных в 2009-2019 гг. с выявлением характерных особенностей нефтей и разработкой направлений их рационального использования. Результаты исследований нефтей частично изложены ранее [29-31].
Нефти Чаяндинского месторождения. Исследованы отобранные в период 2009-2018 гг. нефти из разведочных скважин НЧб-1 (1863.1874 м), НЧб-2 (1970.1975 м), НЧб-3 (1657.1680 м), НЧб-4 (1672.1674 м), вскрывших нефтяную оторочку ботуобинского горизонта, а также нефть из эксплуатационной скважины НЧх хамакинского горизонта (2446.2701 м).
Нефти ботуобинского горизонта тяжелые плотностью 862,8.882,4 кг/м3, парафи-нистые (3,35.5,04 % масс.), высокосмолистые (13,5.15,7 % масс. смол силикагеле-вых), сернистые (0,71.0,81 % масс.). Нефть хамакинского горизонта плотностью 837,7 кг/м3 легкая, парафинистая (6,54 % масс.), среднесмолистая (8,91 % масс.), среднесер-нистая (0,54 % масс.). Некоторые различия свойств исследованных нефтей подтверждают данные об их фракционном составе (рис. 4).
По фракционному составу нефть хама-кинского горизонта несколько легче нефтей ботуобинского горизонта. Среди нефтей бо-туобинского горизонта более тяжелой является нефть из скв. НЧб-4. Все нефти выкипают в широком температурном интервале до 540 °С с остатком перегонки (гудроном) в количестве 34.35 % масс.
80
£ 70 § 60
50 40 30 20 10
0 100 200 300 400 500 600 Температура выкипания, °С
Рис. 4. Фракционный состав нефтей Чаяндинского месторождения
70
60
40
I 30 &
« о
и 20
10
1 — скв. НБ-1 — скв. НБ-3
Метановые Нафтеновые Ароматические УВ УВ УВ
Рис. 5. Групповой углеводородный состав дистиллятной фракции НК (начало кипения) ...300 °С нефтей
П. 50
0
По групповому углеводородному составу нефти из скважин НЧб-1 и НЧб-3 схожи между собой (рис. 5).
В дистиллятной фракции НК.. .300 °С нефтей содержится 68,7.68,9 % масс. метановых УВ, 15,2.18,0 % масс. нафтеновых УВ и 13,3.15,9 % масс. ароматических УВ. В дистиллятной фракции НК.540 °С содержится 73,5.76,9 % масс. метаново-нафтеновых УВ и более высокое по сравнению с фракцией НК.300 °С количество ароматических УВ -23,1.26,6 % масс. Поскольку во всех дис-тиллятных фракциях содержание метановых УВ превалирует над нафтеновыми и ароматическими УВ, исследованные нефти можно отнести к типу метановых.
Нефти Верхневилючанского месторождения. Исследованы нефти, отобранные в 2019 г. из трех разведочных скважин:
• скв. НВ-1 - III объект, кудулахская свита (1731,5.1740,0 м);
• скв. НВ-1 - IV объект, юряхский горизонт (1708,0.1723,0 м);
• скв. НВ-1 - V объект, юряхский 2-й горизонт (1667,0.1682,0 м).
• скв. НВ-2 - IV объект, харыстанский горизонт (2334,0.2345,0 м);
• скв. НВ-3 - IV объект, бюкская свита (2141,0.2154,0 м).
Нефти Верхневилючанского месторождения тяжелые (плотностью 873,4.891,8 кг/м3), среднепарафинис-тые (4,26.5,93 % масс., скв. НВ-1)
и парафинистые (6,54.6,19 % масс., скв. НВ-2 и НВ-3); среднесмолистые (8,59.11,91 % масс. смол силикагелевых, скв. НВ-1) и смолистые (17,05.16,36 % масс. смол си-ликагелевых, скв. НВ-2 и НВ-3); малоас-фальтеновые (0,23.2,52 % масс.); сернистые (1,12.1,80 % масс.). Несмотря на схожие в целом свойства нефтей из трех объектов скв. НВ-1 и из двух объектов скважин НВ-2 и НВ-3, необходимо отметить и наблюдающиеся различия. Нефти из трех объектов скв. НВ-1 характеризуются несколько меньшими значениями плотности, содержанием парафина, смол силикагелевых, чем нефти из скважин НВ-2 и НВ-3. При этом более тяжелыми являются нефти из скважин НВ-2 и НВ-3, более легкими - нефти IV и V объектов скв. НВ-1, нефть из скв. НВ-1 III объекта занимает промежуточное положение. Этот вывод подтверждается и данными о фракционном составе неф-тей (рис. 6).
Рис. 6 показывает, что по фракционному составу исследованные нефти отличаются. При этом нефти IV и V объектов из скв. НВ-1 наиболее схожи по сравнению с другими нефтями (см. кривые зеленого и желтого цвета). Нефть IV объекта из скв. НВ-3 (см. кривую фиолетового цвета) схожа по фракционному составу с вышеупомянутыми нефтями в интервале температур до 300 °С. Фракционные составы нефтей III объекта из скв. НВ-1 (см. кривую синего цвета) и IV объекта из скв. НВ-2 (см. кривую красного цвета) отличаются от остальных
80 70
' 60 : 50
40 30 20 10
— СКВ. НВ-1 (III об.) " — скв.НВ-1(1Уоб.) скв. НВ-1 (Уоб.) — скв. НВ-2 (IV об.) — скв. НВ-3 (IV об.)
4
л[/ г
у/
с! 70
60
рр >
(и
§ 50
Й £ а и
5 40
30
100 200 300 400 500 600 Температура выкипания фракций, °С
20
10
\ I — СКВ. НВ-1 (III об.) — скв. НВ-1 (IV об.) . скв. НВ-1 (Уоб.) — скв. НВ-2 (IV об.) — скв. НВ-3 (IV об.) -
л
Метановые Нафтеновые Ароматические УВ УВ УВ
0
0
Рис. 6. Фракционный состав нефтей Верхневилючанского НГКМ
нефтей более тяжелым составом, меньшим выходом бензиновых фракций (6,9.8,6 и 12,3.15,3 % масс. соответственно).
Следует отметить, что все исследованные нефти характеризуются невысоким выходом широкой бензиновой фракции НК.200 °С. Выход бензиновой фракции НК.200 °С нефтей IV и V объектов из скв. НВ-1 и нефти IV объекта из скв. НВ-3 составляет 13,1; 12,3 и 16,3 % масс. соответственно. Для более тяжелых нефтей III объекта из скв. НВ-1 и IV объекта из скв. НВ-2 выход бензиновой фракции почти в два раза ниже -6,9.8,6 % масс.
По групповому углеводородному составу широкой бензиновой фракции НК.200 °С нефти из скв. НВ-1 и НВ-2 схожи между собой (рис. 7). В их составе преобладают метановые УВ (55,3.60,2 % масс.), содержание нафтеновых УВ составляет 13,3.15,2 % масс., содержание ароматических УВ более высокое и составляет 17,9.23,4 % масс. Для группового УВ состава бензиновой фракции нефти из скв. НВ-3 характерно более высокое содержание метановых УВ - 68,6 % масс. и более низкое содержание ароматических УВ -14,3 % масс. На основании данных о групповом УВ-составе бензиновые фракции нефтей можно отнести к типу метановых.
Флюид Тас-Юряхского месторождения. Флюид из скв. ТЮ-1 (ботуобинский горизонт, II объект, интервал перфорации 1934.1941 м) представлял собой черную подвижную
Рис. 7. Групповой углеводородный состав широкой бензиновой фракции НК...200 °С нефтей
массу плотностью 802,6 кг/м3, содержанием парафинов, смол силикагелевых и асфальте-нов соответственно 3,37; 8,70; и 0,12 % масс. Флюид выкипал в широком температурном интервале: выход фракции НК.390 °С составлял 59,6 % масс., остаток выше 390 °С -
37.0 % масс., растворенные газы - 3,4 % масс. Содержание легких УВ, выкипающих при температуре до 60 °С, довольно высокое -
10.1 % масс, что наряду со свойствами позволило предположить нефтегазоконденсат-ную смесь. Бензиновые фракции НК.120 °С и НК.200 °С, выделенные при разгонке флюида, по химическому составу относятся к типу метановых с невысокими октановыми числами (порядка 56.59 пунктов). Фракция дизельного топлива 180.350 °С по основным показателям соответствует по норме дизтопли-ву марки Л.
Компонентный состав и геохимические параметры нефтей. Исследование компонентного состава нефтей проводилось методом газовой хроматографии. Показано, что ряд нормальных алканов имеет протяженность 37, 40.42, 34.39 и 40.43 атомов углерода соответственно для флюидов Тас-Юряхского, Верхневилючанского месторождений, нефтей из разведочных скважин Чаяндинского месторождения, нефтей из эксплуатационных скважин Чаяндинского месторождения.
Содержание, % масс., алканов в изученных флюидах следующее. Флюид Тас-Юряхского месторождения: нормальные алканы - 32,8;
изопреноидные алканы - 2,7. Соответственно нефти Верхневилючанского месторождения -16.19 и 2,9.4,2; нефти из разведочных скважин Чаяндинского месторождения - 28.39 и 6.8; нефти из эксплуатационных скважин -16.18 и 3,5.4,0.
Методом газожидкостной хроматографии изучены основные геохимические параметры нефтей НБ НГО. Генетические показатели, такие как коэффициент нечетности (1,16.1,27), отношения пристан/фи-тан (0,80.0,88), пристан/н-С17 (0,43.0,6), фитан/н-С18 (0,83...0,91), достаточно близки для исследуемых нефтей, что позволяет предположить общность источника образования флюидов. Однако нефть Верхневилючанского месторождения из скв. НВ-3 (бюкская свита) по сотношениям пристан/фитан (0,63) и фитан/н-С18 (1,32) отличается от остальных флюидов.
Молекулярно-концентрационный максимум (МКМ) для всех проб имеет полимодальный характер. Основной МКМ находится в области низкокипящих УВ группы С9.СП, другие МКМ приходятся на среднюю часть ряда нормальных алканов - это УВ групп С15, С17, С19, С23 и С25. Такой характер распределения нормальных алканов обусловлен типом органического вещества, из которого формировались исследованные флюиды.
Дж. Кенноном и А.М. Кассоу [32] предложен график, позволяющий уточнить тип основного органического вещества (ОВ). График
о
I
к
S £
101
100 -
10-1
строится в логарифмических координатах. По оси ординат откладывается отношение пристан/н-С17, по оси абсцисс - отношение фитан/н-С18. Квадрат по диагонали разделен пополам на две области: сапропелевое ОВ морского генезиса и континентальное ОВ с большой долей гумусовой составляющей. Внутри этих областей имеется деление на типы ОВ по условиям осадконакопления. Морское ОВ подразделяется на мелководно-морское и глубоководное. В континентальном ОВ выделяют наземное и озерно-болотное. Прибрежный и лагунный типы ОВ считаются смешанными.
Вид графика Кеннона и Кассоу для изученных флюидов нефтей НБ НГО показан на рис. 8.
Установлено, что для изученных флюидов характерен общий тип ОВ - мелководно-морской (водорослевый). Исключение составляет нефть Верхневилючанского месторождения скв. НВ-3 с ОВ глубоководно-морского типа. Образование флюидов происходило в сильно восстановительной фациальной обстановке.
Групповой состав широкой бензиновой фракции НК...200 °С изученных неф-тей рассчитывался по результатам исследования детального углеводородного состава, на основании которого были выделены три группы. Первая группа - пробы Верхневелю-чанского месторождения и флюиды разведочных скважин Чаяндинского месторождения. В них больше всего ароматических УВ (14,3.23,4 % масс.), метановые УВ содержатся в количестве 55,3.68,2 % масс., на нафтеновые УВ приходится 13,3.15,2 % масс.
Тип ОВ: Обстановка:
1 - наземный 2-озерно-болотный | Окислительная
3 - прибрежный 4 - лагунный I Слабо-восстановительная I . „_ . .. Смешанное ОВ | Умеренно-восстановительная |
5 - мелководно-морской 6 - глубоководно-морской | Сильно-восстановительная
I - усиление степени деградации
II — усиление зрелости
10
100
101
Фитан /
Рис. 8. График Дж. Кеннона и А.М. Кассоу для определения типа исходного ОВ (логарифмическая система координат)
Вторая группа - флюид Тас-Юряхского месторождения, он отличается низким содержанием ароматических (7,7 % масс.) и нафтеновых (11,4 % масс.) УВ и высоким содержанием метановых УВ (79,6 % масс.). Третья группа - продукция из эксплуатационной скважины Чаяндинского месторождения - занимает промежуточное положение: ароматические УВ -12,2 % масс., метановые УВ - 71,5 % масс., нафтеновые УВ - 12,6 % масс.
Что касается утверждения о превалирующем содержании УВ изостроения в метановых УВ нефтей Сибирской платформы [13], то собственные исследования широкой бензиновой фракции НК.200 °С показали обратное. Так, для всех исследованных нефтей Чаяндинского и Верхневилючанского месторождений содержание алканов нормального строения превышало содержание алканов изо-строения: 30,2.38,8 % масс. нормальных алканов против 25,1.29,5 % масс. алканов изо-строения. Даже для нефтей Марковского месторождения повышенное содержание УВ изо-строения по сравнению с нормальными алка-нами наблюдается только для нефти наиболее глубокого марковского горизонта [27].
Можно отметить, что характерной особенностью флюидов НБ НГО является присутствие в них олефиновых УВ (0,03.0,21 % масс.). Некоторые исследователи объясняют этот факт радиоактивностью вмещающих пород [33].
По результатам исследования детального углеводородного состава бензиновых фракций рассчитаны углеводородные соотношения, определяющие зональность УВ-систем и их состав [34]. Согласно полученным данным, исследованные флюиды могут быть отнесены к зонам слабого и умеренного мезока-тагенеза. Залежи характеризуются как нефте-газоконденсатные (возможно, газоконденсат-ные с нефтяными оторочками), состав добываемого флюида - метановый. Тип флюида -А1, так как отношение пристан+фитан/ н-С17+ н-С18 = 0,57.0,86 < 1 [34].
Известно [35], что нефти бывают остаточного, смешанного и конденсатного типа. Одним из показателей, позволяющих отнести нефть к тому или иному типу, является содержание УВ фракции С5.С8 (НК.125 °С). В нефтях остаточного типа эта фракция составляет менее 10 %, в нефтях смешанного, преимущественно конденсатного, типа - 18.24 %, в конденсатах с примесью
нефти - 20.40 %. Исследования авторов показали, что самые низкие значения данного показателя у нефтей Верхневилючанского месторождения (3,2.6,5 %), самое высокое (28,9 %) - у флюида Тас-Юряхского месторождения, у нефтей Чаяндинского месторождения данный показатель равен 14 %. Соответственно, флюиды Верхневилю-чанского месторождения могут считаться остаточными нефтями, флюид Тас-Юряхского месторождения - это конденсат с примесью нефти. Для уточнения типа нефти Чаяндинс-кого месторождения использовался ряд показателей, предложенных Н.Г. Жузе [35]: выход фракций НК.200 °С, НК.300 °С, содержание парафинов, смол, групповой состав бензиновой фракции (таблица).
Согласно представленным данным нефть Чаяндинского месторождения (на примере нефти из скв. НЧб-3 ботуобинского горизонта) по всем основным показателям, кроме содержания смол, может быть отнесена к остаточным нефтям, так же как и нефти Верхневилючанского месторождения. Образование такого типа нефтей связано с переходом части бензино-керосиновых фракций нефти в газовый раствор. И.С. Старобинец считал, что «остаточные нефти образуются в результате миграции при динамическом массо-обмене между нефтью и газоконденсатной смесью при заполнении ловушек. и при повышенных давлениях в существующих ловушках (за счет погружения территории, притока дополнительного газа)» [36].
Н.Г. Жузе при исследовании остаточной нефтенасыщенности залежей неокома севера Западной Сибири предложила следующую многостадийную модель формирования нео-комских газоконденсатных залежей с нефтяными оторочками. «Ведущим является процесс преобразования нефтяных палеозале-жей в газоконденсатные с нефтяной оторочкой в результате вторичного поступления газа в ловушки, частично заполненные нефтью, оттеснения нефти в нижнюю часть залежи и частичного размазывания ее по контуру газоносности (остаточная нефтенасыщенность), растворения части нефти в газе и перехода более подвижных ее фракций (в основном НК.200 °С) в газовую фазу. После подъема территории и снижения р и t происходит вторичное выпадение конденсата в жидкую фазу и смешение его с остаточной нефтью в газоносной
Состав и свойства нефтей различных типов нефтяных оторочек
Выход фракции, % чО % Групповой состав фракции НК.200 °С, % масс.
Тип нефтяной оторочки Ориентировочная глубина, м до 200 °С до 300 °С Смолы, % фины а & С ароматические УВ нафтеновые УВ метаноые УВ
Конденсационный 1000...3000 36...65 55...90 0,7...5 0,2...0,4 5...30 15...35 45...70
Остаточный 1500 10...30 30...50 4...10 2...15 5...20 25...50 50...75
Смешанный 1500...3000 25...40 40...60 3...7 5...10 5...25 20...40 45...65
Деструкционный 3500...4000 5...10 15...30 До 35 9...15 15...55 15...45 10...60
Чаяндинское месторождение, скв. НЧб-3 1657...1680 14,4 31,4 14,6 4,4 10,8 18,3 70,9
Примечание. Желтым цветом отмечены параметры, характеризующие нефть Чаяндинского месторождения и совпадающие с табличными данными.
части пластов или верхней части нефтяных оторочек»1 [35].
Возможно, данная модель подойдет и для обоснования формирования залежей Восточной Сибири, так как все ранее исследованные авторами конденсаты НБ НГО имеют вторичную природу, а результаты представленной работы позволяют отнести нефти НБ НГО к смешанному, преимущественно остаточному типу.
Перспективы использования УВ-сырья нефтей Чаяндинского и Верхневилючанского месторождений
Содержание бензиновых (НК...120 °С и НК...200 °С) и керосиновых (120.240 °С) фракций в нефтях составляет до 15 % масс., дизельных фракций (160.320 °С, 180.350 °С и 200.350 °С) - 23.25 % масс., фракции товарных масел (350.500 °С) - 24,6 % масс., вакуум-дистиллята (500.540 °С) -до 8,0 % масс. Гудрон, самый высоковязкий компонент нефти, составляет 30.31 % масс.
Бензиновые фракции исследованных неф-тей характеризуются невысокими октановыми числами (52.54 п.), что соответствует их химическому составу, в котором преобладают метановые УВ. Это обстоятельство затрудняет использование бензиновых фракций нефтей в качестве основы для производства автомобильных бензинов. Однако этот вариант может быть рекомендован в случае смешения бензиновой фракции нефти с бензиновой фракцией конденсата, имеющего схожий углеводородный
В оригинале через р и t обозначены соответственно давление и температура.
состав, и последующих мероприятий по улучшению качества бензина.
Все основные показатели дизельных фракций нефтей, выкипающих в интервале температур 200.350 °С, отвечают нормативным показателям дизельного топлива марок Л (летнее) и Е (межсезонное), вследствие чего их можно рекомендовать в качестве основы для получения дизельных топлив различных марок.
Для повышения выхода бензиновой фракции нефтей и улучшения вязкостных характеристик рекомендуется смешение нефтей с конденсатами соответствующих месторождений.
Выводы
1. Показано, что нефти ботуобинского горизонта Чаяндинского месторождения тяжелые, парафинистые, высокосмолистые, сернистые, метанового типа. Нефти Верхневилючанского месторождения тяжелые, среднепарафинистые и парафинистые, среднесмолистые и смолистые в зависимости от района залегания, сернистые, метанового типа.
2. Флюид из скв. ТЮ-1 ботуобинского горизонта Тас-Юряхского месторождения отнесен к нефтегазоконденсатной смеси, являющейся среднепарафинистой, среднесмолистой, среднесернистой, метанового типа.
3. Для изученных флюидов характерен общий тип ОВ - мелководно-морской (водорослевый), за исключением нефти Верхневилючанского месторождения из скв. НВ-3, для которой характерен глубоководно-морской тип ОВ. Установлено, что образование флюидов происходило в сильно-восстановительной фа-циальной обстановке.
Список литературы
1. Филимонова И.В. Восточная Сибирь
и Дальний Восток как основа устойчивого развития нефтегазового комплекса России / И.В. Филимонова, Л.В. Эдер, М.В. Мишенин и др. // Вестник Томского государственного ун-та. Экономика. - 2016. -№ 3 (35). - С. 159-172.
2. Козлова Д. Возможности и риски восточной добычи / Д. Козлова, Д. Пигарев // Нефтегазовая вертикаль. - 2017. - № 15-16. -С. 30-35.
3. Пуртова И.П. Трудноизвлекаемые запасы нефти. Терминология. Проблемы и состояние освоения в России / И.П. Пуртова,
А.И. Вариченко, И.В. Шпуров // Наука и ТЭК. -2011. - № 6. - С. 21-26.
4. Максутов Р. Освоение запасов высоковязких нефтей в России / Р. Максутов, Г. Орлов,
А. Осипов // Технологии ТЭК. - 2005. - № 6. -С. 36-40.
5. Ященко И.Г. Особенности физико-химических свойств трудноизвлекаемых нефтей и условий их залегания / И.Г. Ященко, Ю.М. Полищук // Газовая промышленность. - 2013. - № 696. -С. 45-49.
6. Ященко И.Г. Классификация трудноизвлекаемых нефтей и анализ
их качественных особенностей / И.Г. Ященко, Ю.М. Полищук // Химия и технология топлив и масел. - 2016. - № 4. - С. 50-56.
7. Свидетельство № 2001620067. База данных по составу и физико-химическим свойствам нефти и газа (БД нефти и газа), DB11001 / Ю.М. Полищук, И.Г. Ященко, Е.С. Козин и др. - 16.05.2001.
8. Мельников Н.В. Возможности открытия новых крупных залежей нефти в главном поясе газонефтеносности Лено-Тунгусской провинции / Н.В. Мельников, А.А. Вымятнин, П.Н. Мельников и др. // Геология и геофизика. -2014. - Т. 55. - № 5-6. - С. 701-720.
9. Бакин В.Е. Месторождения нефти и газа Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции / В.Е. Бакин, В.Н. Воробьёв, А.Э. Конторович // Нефтяные и газовые месторождения СССР: справ. в 2 кн. -М.: Недра, 1987. - Кн. 2: Азиатская часть СССР. - С. 248-257.
10. Чернова О.С. Нефтегазоносные провинции России и сопредельных территорий / О.С. Чернова. - Томск: ТПУ, 2008. - 256 с.
11. Клещев К.А. Нефтяные и газовые месторождения России: справ.
в 2 кн. / К.А. Клещев, В.С. Шеин. -
М.: ВНИГНИ, 2010. - Кн. 2: Азиатская часть
России. - 720 с.
12. Альбом месторождений нефти и газа
в рифейских и венд-кембрийских отложениях Восточной Сибири. Красноярский край, Эвенкийский автономный округ, Иркутская область, Республика Саха (Якутия) / под ред. М.Д. Белонина,
B.Б. Арчегова. - СПб.: ВНИГРИ, 2000. - 32 с.
13. Арчегов В.Б. Углеводородная система Сибирской платформы / В.Б. Арчегов // Записки Горного института. - 2013. - Т. 200. -
C. 148-153.
14. Арчегов В.Б. Строение, нефтегазоносность и факторы контроля зональных скоплений углеводородов в древних комплексах Сибирской платформы / В.Б. Арчегов // Нефтегазовая геология. Теория и практика. -2010. - Т. 5. - № 3. - С. 154-166.
15. 20 лет ИНК. Сибирская история // Газета «Дело». - Иркутск. - 8 июля 2019 г.
16. Юрубчено-Тохомское месторождение // Нефтяники. Нефть и газ. - 2011. - № 9. - С. 3.
17. Куюмбинское месторождение // Нефтяники. Нефть и газ. - 2013. - № 3. - С. 5.
18. Собинское нефтегазоконденсатное месторождение // Вокруг газа [электрон. журнал]. - 30.07.2010. - http://www.trubagaz.ru/ gkm/sobinskoe-neftegazokondensatnoe-mestorozhdenie/
19. Белонин М.Д. Нефтегазовый потенциал и перспективы освоения углеводородных ресурсов востока России / М.Д. Белонин, Л.С. Маргулис // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2066. - Т. 1. - С. 41-52.
20. Непско-Ботуобинская антеклиза - новая перспективная область добычи нефти и газа на востоке СССР. - Новосибирск: Наука, 1986. - 245 с.
21. Косачук Г.П. К вопросу о формировании нефтяных залежей (оторочек) месторождений Непско-Ботуобинской антеклизы / Г.П. Косачук, С.В. Буракова, С.И. Буточкина и др. //
Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. -№ 5 (16). - С. 114-123.
22. Ивахненко И. Восточносибирская Республика Саха (Якутия) в 2018 году планирует увеличить добычу нефти на 20 % / И. Ивахненко // Якутский драйвер. - 04.04.2018. -https://oilcapital.ru/article/general/04-04-2018/ yakutskiy-drayver
23. Люгай Д.В. Особенности освоения
и проектирования разработки Чаяндинского НГКМ / Д.В. Люгай // Газовая промышленность. - 2010. - № 14 (654). -С. 56-58.
24. Каширцев В.А. Органическая химия нафтидов востока Сибирской платформы. - Якутск: Якутский филиал Изд-ва СО РАН, 2003. -160 с.
25. Савосин Д.Ф. Газпром добыча Ноябрьск приступил к круглосуточным поставкам Чаяндинской нефти в ВСТО / Д.Ф. Савосин // ИА Neftegaz.Ru [электрон. ресурс]. - Якутск. -5 февраля 2021 г. - https://neftegaz.ru/news/ transport-and-storage/663713-gazprom-dobycha-noyabrsk-pristupil-k-kraglosutochnym-postavki-chayandinskoy-nefti-v-vsto/
26. Ахметов А.Ф. Свойства нефтей Талаканского месторождения и полученных нефтепродуктов / А.Ф. Ахметов,
Е.В. Копытина, А.Н. Колобов // Башкирский химический журнал. - 2007. - Т. 14. - № 4. -С. 37-40.
27. Новые нефти восточных районов СССР: справ. - М.: Химия, 1967. - 668 с.
28. Лебедева И.П. Исследование состава, свойств и кинетики обезвоживания нефтей Восточно-Сибирской нефтегазоносной провинции / И.П. Лебедева, Ю.А. Добржанская, А.В. Евсеенко и др. // Нефтяное хозяйство. -2020. - № 9. - С. 63-67.
29. Зинченко И.П. Исследования физико-химических свойств и компонентного состава нефти Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения / И.П. Зинченко,
Н.М. Парфенова, Л.С. Косякова и др. // Актуальные вопросы исследования пластовых систем месторождений углеводородов: сб. науч. ст. в 2 ч. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. -Ч. 1. - С. 16-25. - (Вести газовой науки).
30. Парфёнова Н.М. Флюиды Чаяндинского НГКМ: физико-химические характеристики / Н.М. Парфёнова,
Л.С. Косякова, В.Ю. Артемьев и др. // Oil&Gas Journal Russia. - 2012. - № 8. - C. 64-71.
31. Парфёнова Н.М. Углеводородное сырье Чаяндинского НГКМ: газ, конденсат, нефть / Н.М. Парфёнова, Е.Б. Григорьев, Л.С. Косякова и др. // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. - № 2 (30): Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов. - С. 139-149.
32. Connan J. Properties of gases and petroleum liquids derived from terrestrial kerogens at various maturation levels / J. Connan, A.M. Cassou // Geochim. Cosmochim. Acta. - 1980. - Т. 44. -
С. 1-23.
33. Соболева Е.В. Химия горючих ископаемых / Е.В. Соболева, А.Н. Гусева. -М.: МГУ, 1998. - 186 с.
34. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем / В.А. Чахмахчев. -М.: Недра, 1983.
35. Жузе Н.Г. Остаточная нефтенасыщенность залежей неокома севера Западной Сибири - дополнительный источник УВ-сырья / Н.Г. Жузе // Геология нефти и газа. -1989. - № 11. - С. 8-14.
36. Старобинец И.С. Газо-геохимические показатели нефтегазоносности
и прогноз состава углеводородных скоплений / И.С. Старобинец. - М.: Недра, 1986. - 198 с.
Petroleum potential of Lena-Tunguska oil-gas-bearing province
N.M. Parfenova1*, L.S. Kosyakova1, Ye.B. Grigoryev1, I.M. Shafiyev1, V.A. Loginov1, R.Yu. Narenkov1, M.M. Kubanova1, A.D. Lyugay1
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: N_Parfenova@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. Nowadays, an oil-gas complex at Eastern Siberia and the Far East is considered the most dynamically developing center of Russian petroleum industry. At that, a difficult oil will become the main source of oil production increment in the years to come. Among the oil-bearing basins containing maximal number of difficult oil reservoirs (including those with abnormal in-situ temperatures and pore pressures), there is Lana-Tunguska oil-gas-bearing province.
This article briefly summarizes modern data on the oil potential of Lena-Tunguska province, as well as the results of authors' investigations related to oils of Chayanda, Upper-Viluchan, and Tas-Yuryakh fields located in Nepa-Botuoba oil-gas-bearing region, which is an utmost studied and promising part of Lena-Tunguska province. Authors show the following: the tested oils from Botuoba horizon of Chayanda field are heavy, waxy, highly tarry, sulfur-bearing, methanoic; the Upper-Viluchan oils are heavy, medium-waxy and waxy, medium-tarry and tarry depending on berried horizon, sulfur-bearing, methanoic. A Botuoba horizon fluid of Tas-Yuryakh gas-oil-condensate field is considered an oil-gas-condensate mixture which is medium-waxy, medium tarry, medium-sulfurous, methanoic.
Authors list the geochemical parameters of the studied crude oils, and expose their possible technical
applications.
Keywords: oil, fraction composition, group hydrocarbon composition, volume components, gas-liquid
chromatography, geochemical studies, Lena-Tunguska oil-gas-bearing province, Nepa-Bptuoba oil-gas-bearing
region.
References
1. FILIMONOVA, I.V., L.V. EDER, M.V. MISHENIN, et al. Eastern Siberia and the Far East as a basis for sustainable development of Russian oil and gas complex [Vostochnaya Sibir i Dalniy Vostok kak osnova ustoychivogo razvitiya neftegazovogo kompleksa Rossii]. Vestnik Tomskogo Gosudarstvennogo Universiteta. Ekonomika, 2016, no. 3(35), pp. 159-172. ISSN 1998-8648. (Russ.).
2. KOZLOVA, D., D. PIGAREV. Opportunities and risks of eastern production [Vozmozhbosti i riski vostochnoy dobychi]. Neftegazovaya Vertikal, 2017, no. 15-16, pp. 30-35. (Russ.).
3. PURTOVA, I.P., A.I. VARICHENKO, I.V. SHPUROV. Difficult oil reserves. Terminology. Challenges and status of development in Russia [Trudnoizvlekayemyye zapasy nefti. Terminologiya. Problemy i sostayaniye osvoyeniya v Rossii]. Nuka i TEK, 2011, no. 6, pp. 21-26. ISSN 2223-0823. (Russ.).
4. MAKSUTOV, R., G. ORLOV, A. OSIPOV. Development of high viscosity oils in Russia [Osvoyeniye zapasov vysokovyazkikh neftey v Rossii]. Tekhnologii TEK, 2005, no. 6, pp. 36-40. (Russ.).
5. YASHCHENKO, I.G., Yu.M. POLISHCHUK. Peculiar physical-chemical properties and occurrence conditions of difficult oils [Osobennosti fiziko-khimicheskikh svoystv trudnoizvlekayemykh neftey i usloviy ikh zaleganiya]. Gazovaya Promyshlonnost, 2013, no. 696, pp. 45-49. ISSN 0016-5581. (Russ.).
6. YASHCHENKO, I.G., Yu.M. POLISHCHUK. Classification and analysis of special quality features for difficult oils [Klassifikatsiya trudnoizvlekayemykh neftey i analiz ikh kachestvennykh osobennostey]. Khimiya i Tekhnologiya Topliv iMasel, 2016, no. 4, pp. 50-56. ISSN 0023-1169. (Russ.).
7. Data base on composition and physical-chemical properties of oil and gas (DB of oil and gas) [Baza dannykh po sostavy i fiziko-khimicheskim svoystvam nefti i gaza (BD nefti i gaza)]. Inventors: POLYSHCHUK, Yu.M., I.G. YASHCHENKO, Ye.S. KOZIN, et al. 16 May 2001. DB11001. Certificate no. 2001620067. (Russ.).
8. MELNIKOV, N.V., A.A. VYMYATIN, P.N. MELNIKOV, et al. Provisions to discover new big deposits of oil in the chief vein of gas-oil presence at Lena-Tunguska province [Vozmozhnosti otkrytiya novykh krupnykh zalezhey nefti v glavnom poyase gazoneftenosnosti Leno-Tungusskoy provintsii]. Geologiya i Geofizika, 2014, vol. 55, no. 5-6, pp. 701-720. ISSN 0016-7886. (Russ.).
9. BAKIN, V.Ye., V.N. VOROBYEV, A.E. KONTOROVICH. Oil and gas fields at Lena-Tunguska oil-gas-bearing province [Mestorozhdeniya nefti i gaza Leno-Tungusskoy neftegazonosnoy provintsii]. In: Oil and gas fields of the USSR [Neftyanyye i gazovyye mestorozhdeniya SSSR]: reference guide in 2 bks. Moscow, Nedra, 1987, Bk. 2: Asian part of the USSR [Asiatskaya chast SSSR], pp. 248-257. (Russ.).
10. CHERNOVA, O.S. Oil-gas-bearing provinces of Russia and contiguous lands [Neftegazonosnyye provintsii Rossi ii sopredelnykh territoriy]. Tomsk: Tomsk Polytechnical Univercity, 2008. (Russ.).
11. KLESHCHEV, K.A., V.S. SHEIN. Oil and gas fields of Russia [Neftyanyye i gazovyye mestorozhdeniya Rossii]: reference guide in 2 books. Moscow: All-Russian Research Geological Oil Institute, 2010, Bk. 2: Asian part of Russia [Aziatskaya chast Rossii]. (Russ.).
12. BELONINA, M.D., V.B. ARCHEGOVA (eds.). Album of Riphean and Vendian-Cambrian oil and gas fields at Eastern Siberia. Krasnoyarsk Territory, Evenki Autonomous Area, Irkutsk Region, Republic of Sakha (Yakutiya) [Albom mestorozhdeniy nefti i gaza v rifeyskikh i vend-kembriyskikh otlozheniyakh Vostochnoy Sibiri. Krasnoyarskiy kray, Evenkiyskiy avtonomnyy okrug, Irkutskaya oblast, Respublika Sakha (Yakutia)]. St. Petersburg: All-Russia Petroleum Research Exploration Institute (VNIGRI), 2000. (Russ.).
13. ARCHEGOV, V.B. Hydrocarbon system of Siberian platform [Uglevodorodnaya sistema Sibirskoy platform]. Zapiski Gornogo Instituta, 2013, vol. 200, pp. 148-153. ISSN 2411-3336. (Russ.).
14. ARCHEGOV, V.B. Structure, oil-and-gas-bearing capacity, and factors for controlling zonal agglomerations of hydrocarbons in ancient complexes of Siberian platform [Stroyeniye, neftegazonosnost i factory kontrolya zonalnykh skopleniy uglevodorodov v drevnikh kompleksakh Sibirskoy platform]. Neftegazovaya Geologiya. Teoriya iPraktika, 2010, vol. 5, no. 3, pp. 154-166. ISSN 2070-5379. (Russ.).
15. 20th anniversary of the Irkutsk Oil Company. Siberian history [20 let INK. Sibirskaya istoriya]. "Delo" newspaper, Irkutsk, 8 July 2019. (Russ.).
16. Yurubcheno-Tokhomskoye field [Yurubcheno-Tokhomskoye mestorozhdeniye]. Neftyaniki. Neft i gaz [online], 2011, no. 9, p. 3. Available from: http://www.nftn.ru/oilfields/russian_oilfields/krasnojarskij_kraj/jurubcheno_ tokhomskoe/20-1-0-116. (Russ.).
17. Kuyumbinskoye field [Kuyumbinskoye mestorozhdeniye]. Neftyaniki. Neft i gaz [online], 2013, no. 3, p. 5. Available from: http://www.nftn.ru/oilfields/russian_oilfields/krasnojarskij_kraj/kujumbinskoe/20-1-0-115. (Russ.).
18. Sobinskoye oil-gas-condensate field [Sobinskoye neftegazokondensatnoye mestorozhdeniye]. In: Vokrug Gaza [online], 30 July 2010. Available from: http://www.trubagaz.ru/gkm/sobinskoe-neftegazokondensatnoe-mestorozhdenie/
19. BELONIN, M.D., L.S. MARGULIS. Oil-and-gas potential and outlooks for development of hydrocarbon resources at the east of Russia [Neftegazovyy potentsial i perspektivy osvoyeniya uglevodorodnykh resursov vostoka Rossii]. Neftegazovaya Geologiya. Teoriya i Praktika, 2066, vol. 1, pp. 41-52. ISSN 2070-5379. (Russ.).
20. Nepa-Botuoba anteclise as a new promising region of oil and gas production at the east of the USSR [Nepsko-Botuobinskaya antekliza - novaya perspektivnaya oblast dobychi nefti i gaza na vostoke SSSR]. Novosibirsk, Russia: Nauka, 1986. (Russ.).
21. KOSACHUK, G.P., S.V. BURAKOVA, S.I. BUTOCHKINA, et al. To a question of the nature of oil pools (oil rims) formation of Nepsko-Botuobinskaya anticlise fields [K voprosy o formirovanii neftyanykh zalezhey (otorochek) mestorozhdeniy Nepsko-Botuobinskoy anteklizy]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2013, no. 5 (16): Resource support problems of Russian oil-producing regions up to 2030, pp. 114-123. ISSN 2306-8949. (Russ.).
22. IVAKHNENKO, I. The Republic of Sakha (Yakutia) at the east of Siberia plans to rise oil production by 20 % in 2018 [Vostochnosibirskaya Respublika Sakha (Yakutia) v 2018 godu planiruyet uvelichit dobychu nefti na 20 %]. In: Yakutskiy Driver [online], 04 April 2018. Available from: https://oilcapital.ru/ article/general/04-04-2018/yakutskiy-drayver. (Russ.).
23. LYUGAY, D.V. Specifics of development and reservoir engineering of Chayanda oil-gas-condensate field [Osobennosti osvoyeniya i proyektirovaniya razrabotki Chayandinskogo NGKM]. Gazovaya Promyshlennost, 2010, no. 14 (654), pp. 56-58. ISSN 0016-5581. (Russ.).
24. KASHIRTSEV, V.A. Organic chemistry of naphtides located at the east of Siberian platform [Organicheskaya khimiya naftidov vostoka Sibirskoy platformy]. Yakutsk, Russia: Yakutsk subsidiary of the Publishers belonging to the Siberian branch of Russian Academy of Sciences, 2003. (Russ.).
25. SAVOSIN, D.F. Gazprom Dobycha Noyabrsk began round-the-clock delivery of Chayanda oil to the Eastern Siberia - Pacific Ocean pipeline [Gazprom Dobycha Noyabrsk pristupil k kruglosutochnym postavkam Chayandinskoy nefti v VSTO]. In: Neftegaz.Ru [online], Yakutsk, Russia, 5 February 2021. Available from: https://neftegaz.ru/news/transport-and-storage/663713-gazprom-dobycha-noyabrsk-pristupil-k-kruglosutochnym-postavki-chayandinskoy-nefti-v-vsto/. (Russ.).
26. AKHMETOV, A.F., Ye.V. KOPYTINA, A.N. KOLOBOV. Properties of Talakan field oils and derived oil products [Svoystva neftey Talakanskogo mestorozhdeniya i poluchennykh nefteproduktov]. Bashkirskiy Khimicheskiy Zhurnal, 2007, vol. 14, no. 4, pp. 37-40. ISSN 0869-8406. (Russ.).
27. New oils at eastern regions of the USSR [Novyye nefti vostochnykh rayonov SSSR]: reference book. Moscow: Khimiya, 1967. (Russ.).
28. LEBEDEVA, I.P., Yu.A. DOBRZHANSKAYA, A.V. YEVSEYENKO, et al. The research of composition, properties and dehydration kinetics of oils in the East Siberian petroleum province [Issledovaniye sostava, svoystv i kinetiki obezvozhivaniya neftey Vostochno-Sibirskoy neftegazonosnoy provintsii]. Neftyanoye Khozyaystvo, 2020, no. 9, pp. 63-67. ISSN 0028-2448. (Russ.).
29. ZINCHENKO, I.P., N.M. PARFENOVA, L.S. KOSYAKOVA, et al. Studies of physicochemical properties and volume components of the oil of the Chayandinskoye OGCF [Issledovaniya fiziko-khimicheskikh svoystv i komponentnogo sostava nefti Chayandinskogo neftegazokondensatnogo mestorozhdeniya]. In: Vesti Gazovoy Nauki. Relevant issues of studies offield hydrocarbon formations: collected book in 2 pts. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2011, pt. 1, pp. 16-25. (Russ.).
30. PARFENOVA, N.M., L.S. KOSYAKOVA, V.Yu. ARTEMYEV, et al. Fluids of Chayanda oil-gas-condensate field: physical-chemical characteristics [Fluidy Chayandinskogo NGKM: fiziko-khimicheskiye kharakteristiki]. Oil&Gas Journal Russia, 2012, no. 8, pp. 64-71. (Russ.).
31. PARFENOVA, N.M., YE.B. GRIGORYEV, L.S. KOSYAKOVA, et al. Raw hydrocarbons of Chayanda oil-gas-condensate field: gas, condensate and oil [Uglevodorodnoye serye Chayandinskogo NGKM: gaz, kondensat, neft]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2017, no. 2 (30): Actual issues in research of bedded hydrocarbon systems, pp. 139-149. ISSN 2306-8949. (Russ.).
32. CONNAN, J., .M. CASSOU. Properties of gases and petroleum liquids derived from terrestrial kerogens at various maturation levels. Geochim. Cosmochim. Acta, 1980, vol. 44, pp. 1-23. ISSN 0016-7037. (Russ.).
33. SOBOLEVA, Ye.V., A.N. GUSEVA. Chemistry of fossil fuels [Khimiya goryuchikh iskopayemykh]. Moscow: Lomonosov Moscow State University, 1998. (Russ.).
34. CHAKHMAKHCHEV, V.A. Geochemistry of hydrocarbon systems migration [Geokhimiya protsessa migratsii uglevodorodnykh system]. Moscow: Nedra, 1983. (Russ.).
35. ZHUZE, N.G. Residual oil and gas saturation of Neocomian deposits at the north of Western Siberia as an additional source of raw hydrocarbons [Ostatochnaya neftenayshchennost zalezhey neokoma severa Zapadnoy Sibiri - dopolnitelnyy isochnik UV-syrya]. Geologiya Nefti i Gaza, 1989, no. 11, pp. 8-14. ISSN 0016-7894. (Russ.).
36. STAROBINETS, I.S. Gas-geochemical indicators of oil-gas presence and composition prediction for hydrocarbon agglomerations [Gazo-geokhimicheskiye pokazateli neftegazonosnosti i prognoz sostava uglevodorodnykh skopleniy]. Moscow: Nedra, 1986. (Russ.).
