CC BY
0
ГЕОХИМИЯ
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-8-60-66
УДК 550.4 I Научная статья
Новая зона нефтегазонакопления в Левобережной части Волгоградской области
Ермоловский А.В.1, Садманова М.В.1, Польская Н.Н.1, Самойленко А.Ю.1, Каган К.Г.1, Поликарпов М.Ю.1, Кристя Е.Е.2, Султанова А.Т.1, Шепотько Е.В.1, Мунтяева Д.А.1, Киселева С.В.1
1ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», Волгоград, Россия; 2ПАО «ЛУКОЙЛ», Москва, Россия [email protected]
Аннотация
Рассмотрены результаты геохимических исследований нефтей верхне-франских залежей в пределах Николаевско-Городищенской предбортовой ступени на территории заволжского левобережья Волгоградской области. Проведены геохимические исследования экстрактов из образцов нефтенасыщенного керна. Выполнены анализы по определению молекулярного состава техногенных углеводородов, которые были закачены в скважину для проведения работ по вызову притока методом свабирования. Исходя из корреляций «нефть-керн» показана принадлежность нефти к испытанному пласту, что дало основание выполнения дальнейшего сравнения физико-химических свойств и молекулярного состава нефтей приуроченных к верхне-франским отложениям девонской системы Николаевско-Городищенской предбортовой ступени. Проведено сравнение физико-химических и молекулярных параметров нефтей, для корреляции «нефть-нефть», сходство которых позволяет предполагать единую зону нефтегазонакопления в верхне-франских отложениях, протяжённостью около 150 км в пределах Николаевско-Городищенской предбортовой ступени от Белокаменного месторождения до поисково-разведочной скважины 1 ЮД. Показана перспективность проведения дальнейших геологоразведочных работ, с целью обнаружения новых поисковых нефтяных объектов на больших глубинах (~5 км) приуроченных к верхне-франскому ярусу девонской системы.
Материалы и методы
Молекулярные исследования нефтей и экстрактов из керна методами хроматографического и хромато-масс-спектрометрического анализа для корреляции «нефть-керн» и «нефть-нефть».
Ключевые слова
зона нефтегазонакопления; резервуарная геохимия; хроматография; хромато-масс-спектрометрия; корреляция «нефть-нефть»; корреляция «нефть-керн»; физико-химический анализ
Для цитирования
Ермоловский А.В., Садманова М.В., Польская Н.Н., Самойленко А.Ю., Каган К.Г., Поликарпов М.Ю., Кристя Е.Е., Султанова А.Т., Шепотько Е.В., Мунтяева Д.А., Киселева С.В. Новая зона нефтегазонакопления в Левобережной части Волгоградской области // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 8. C. 60-66. DOI: 10.24412/2076-6785-2024-8-60-66
Поступила в редакцию: 15.10.2024
GEOCHEMISTRY UDC 550.4 I Original Pape
New oil and gas accumulation zone in the Left-bank part of the Volgograd region
Ermolovsky A.V.1, Sadmanova M.V.1, Polskaya N.N.1, Samoylenko A.Yu.1, Kagan K.G.1, Polikarpov M.Yu.1, Kristya E.E.2, Sultanova A.T.1, Shepotko E.V.1, Muntyaeva D.A.1, Kiseleva S.V.1
^'LUKOIL-Engineering" LLC, Volgograd, Russia; 2 "LUKOIL" PJSC, Moscow, Russia [email protected]
Abstract
The results of geochemical studies of oils of Upper Frannian deposits within the Nikolaevsko-Gorodishchenskaya prebort stage in the territory of the Zavolzhsky left bank of the Volgograd region are considered. Geochemical studies of extracts from oil-saturated core samples were carried out. Analyzes were performed to determine the molecular composition of technogenic hydrocarbons, which were injected into the well to carry out works to induce inflow using the swabbing method. Based on "oil-core" correlations, the oil belonging to the tested reservoir was shown, which gave the basis for further comparison of physical and chemical properties and molecular composition of oils confined to the Upper Frannian deposits of Devonian system of Nikolayevsko-Gorodishchenskaya pre-board stage. The comparison of physicochemical and molecular parameters of oils, for correlation "oil-oil", the similarity of which allows us to assume a single zone of oil and gas accumulation in the Upper Frannian sediments, the length of about 150 km within the Nikolaevsko-Gorodishchenskaya pre-board stage from the Belokamennoye field to the exploration well 1 YUD. The prospectivity of further exploration works is shown, in order to discover new oil exploration targets at greater depths (~5 km) confined to the Upper Frannian stage of the Devonian system.
Materials and methods Keywords
Molecular studies of oils and extracts from the core using Oil and gas accumulation zone; reservoir geochemistry;
chromatographic and chromato-mass spectrometric analysis for the chromatography; chromatography-mass spectrometry; oil-oil correlation "oil-core" and "oil-oil". correlation; oil-core correlation; physicochemical analysis
For citation
Ermolovsky A.V., Sadmanova M.V., Polskaya N.N., Samoylenko A.Yu., Kagan K.G., Polikarpov M.Yu., Kristya E.E., Sultanova A.T., Shepotko E.V., Muntyaeva D.A., Kiseleva S.V. New oil and gas accumulation zone in the Left-bank part of the Volgograd region. Exposition Oil Gas, 2024, issue 8, P. 60-66. (In Russ). DOI:10.24412/2076-6785-2024-8-60-66
Received: 15.10.2024
Введение
Разведка перспективных в нефтегазоносном отношении объектов верхне-фран-ского возраста девонской системы может стать новым направлением геологоразведочных работ (ГРР) в Левобережной части Волгоградской области. Во время гидродинамических исследований воронежско-ли-венского объекта при фонтанировании поисково-разведочной скважины 1 ЮД была получена проба нефти, что существенно повысило актуальность ГРР на территории заволжского левобережья Волгоградской области. Других нефтепроявлений или промышленных притоков в отложениях верхне-франского возраста в пределах Николаевско-Городищенской предборто-вой ступени на территории Волгоградской области отмечено не было. Исключением является Белокаменное месторождение, расположенное на границе Саратовской и Волгоградской областей.
Белокаменное месторождение было открыто 1989 г., хорошо изучено бурением, приурочено к верхне-франской рифогенной зоне и является «эталоном» рифового направления нефтегазодобычи [1].
НаБелокаменномместорождениивыявле-ны продуктивные залежи в коллекторах евла-но-ливенского горизонта на глубине ~ 3 650 м. Тогда как в поисково-разведочной скважине 1 ЮД продуктивные воронеж-ско-ливенские отложения были вскрыты на глубинах почти 5 км. Протяжённость участка с перепадом глубин верхне-фран-ских отложений от 3,6 до 5,0 км в пределах
Николаевско-Городищенской структурной зоны от Белокаменного месторождения до поисково-разведочной скважиной 1 ЮД составляет примерно 150 км. Поэтому проведение сравнительного геохимического анализа не-фтей евлано-ливенского горизонта Белокаменного месторождения с нефтями, получен-нымиизпоисково-разведочнойскважины1ЮД воронежско-ливенского возраста, с целью определения их возможной приуроченности к единой зоне нефтегазонакопления является очень актуальной задачей в общем комплексе ГРР исследуемой территории.
Определение понятия зоны нефтегазонакопления по геохимическим данным приведены в работе [2]: «под зоной нефтегазонакопления понимается структурно обособленный элемент земной коры, в результате тектонического, литолого-фациального и катагене-тического развития которого образовались и сформировались в залежи углеводородные флюиды определенного типа и молекулярного состава».
Если в одновозрастных отложениях единой тектонической приуроченности из разных скважин получены близкие по типу и молекулярному составу флюиды, они относятся к одной зоне нефтегазонакопления. В противном случае они принадлежат разным зонам [2].
Экспериментальная часть
Геохимические исследования по корреляции «нефть-нефть» и «нефть-керн» для уточнения зональности нефтегазонако-пления включает комплексные работы
по определению физико-химических характеристик нефтей, молекулярного состава парафинов средне- и высококипящих фракций и полициклических биомаркеров [3].
Физико-химический анализ флюидов проводился по стандартным методикам на аппаратуре в основном отечественного производства.
Молекулярный анализ парафиновых углеводородов проводился на газожидкостном хроматографе НР 6890 фирмы Хьюлетт-Паккард. Хрома-тографирование выполнялось в следующих условиях: газ-носитель — гелий, колонка — HP-5MS с внутренним диаметром 0,25 мм, длина колонки — 30 м, неподвижная фаза — (5%-фенил)-метилполисилоксан, толщина фазы — 25 мкм, линейное программирование температуры — 4 °С/мин, температура программирования - от 70 до 305 °С.
Анализ полициклических биомаркеров осуществлялся на приборе фирмы Хьюлетт-Паккард НР-5973 с использованием системы компьютерной обработки данных в режиме SIMc записьюионовc m/z217, 218 — для стеранов и с m/z 191, 177 — для тер-панов. Разделение углеводородов проводилось на капиллярной колонке длиной 30 м с неподвижной фазой — 5%-фенил-ме-тилполисилоксан. Хроматографирование велось в режиме линейного программирования температуры: начало — 70 °С, скорость подъема температуры — 4 °С/мин., конец программы — 300 °С. Спектры сняты при энергии ионизаци 70 эВ и температуре в камере ионизации 230 °С.
Рис. 1. Геохимическое определение принадлежности нефти к испытываемому пласту. Скважина 1 ЮД Fig. 1. Geochemical determination of oil belonging to the tested reservoir. Well 1 YUD
Для вызова притока, при свабировании, в скважину закачивались жидкости, которые имели в своем составе помимо пластовых вод, нефтяные углеводороды, с сопредельных месторождений. Поэтому в притоке при гидродинамических исследованиях скважины в отобранных пробах могли присутствовать кроме технических вод, пластовая вода и нефть не принадлежащие исследуемому объекту. Такая ситуация, требует дополнительных геохимических исследований по определению принадлежности нефти к испытываемому пласту.
Для этого проводится сравнение молекулярного состава нефти и углеводородов, извлеченных из пород путем экстрагирования н-гексаном в течение 40 часов. После удаления экстрагента углеводородные экстракты анализируются методом хроматографии и хромато-масс-спектрометрии.
Для проведения корреляции «нефть-керн» был выбран образец керна из интервала с наиболее интенсивным свечением в ультрафиолетовом свете, который входит в интервал опробования исследуемых отложений.
Обсуждение результатов
Результаты сравнительного молекулярного анализа углеводородного экстракта
из керна и пробы нефти, полученной при гидродинамических исследованиях поисково-разведочной скважины 1 ЮД представлены на рисунке 1.
На основании детального анализа хро-матограмм и масс-фрагментограмм были выбраны наиболее информативные для сравнения геохимические показатели.
Методом газожидкостной хроматографии в области среднекипящих фракций сравнивались следующие соотношения индивидуальных углеводородов: пристан/фитан, при-стан/нС17, фитан/нС18, Ки=(пристан+фитан)/ (нС17+нС18), Киз=(иС14+иС15+иС16)/(иС19+иС20), К1=1(нС10-нС15)/1(нС15-нС20), К2=1(нС12-н-С20)Д(нС21-нС30), К3=1(нС17-нС24)/1(нС25-нС35), где пристан — 2,6,10,14-тетраметилпентаде-кан, фитан — 2,6,10,14-тетраметилгексаде-кан, нС10-нС35 — нормальные парафиновые углеводороды с соответствующим числом углеродных атомов, иС14-иС20 - изопреноид-ные углеводороды с соответствующим числом углеродных атомов.
Методом хромато-масс-спектрометрии для корреляции в системе «нефть-керн» сравнивались отношения белее термодинамически устойчивого терпана Тб (22,29,30-Три-сноргопан С27 (17-метил, 18а)) к менее устойчивому — Тт (22,29,30-Трисноргопан С27 (18-метил, 17а)).
Значения перечисленных показателей, полученных в результате обработки хрома-тограмм и масс-фрагментограмм, показали, что по молекулярному составу исследуемый экстракт из керна и проба нефти близки между собой. Такое совпадение всех основных молекулярных геохимических показателей в исследуемом образце керна и пробе нефти указывает на принадлежность полученного углеводородного флюида к исследуемому пласту.
Дополнительным подтверждением приуроченности полученной нефти к исследуемому пласту являются различия в молекулярном составе углеводородов техногенного характера, которые были закачены в скважину с жидкостью для проведения работ по сваби-рованию и полученных углеводородных проб при проведении гидродинамических исследований скважины (рис. 2).
Показанная принадлежность нефти к испытанному пласту дает основание выполнения дальнейшего сравнения физико-химических свойств и молекулярного состава нефтей приуроченных к верхне-франским отложениям девонской системы Николаев-ско-Городищенской предбортовой ступени.
В таблице 1 приведена физико-химическая характеристика нефтей верхне-фран-ских отложений из поисково-разведочной
Рис. 2. Сравнение биомаркерного показателя Ts/Tm в экстрактах из фоновых вод и ЖУВ (жидкие углеводороды полученные при фонтанировании скважины, выделенные из керна, с замерной емкости)
Fig. 2. Comparison of the biomarker index Ts/Tm in extracts from background waters and liquid hydrocarbons (liquid hydrocarbons obtained during well gushing, extracted from the core, from the measuring tank)
Табл. 1. Физико-химическая характеристика нефтей верхне-франских отложений Николаевско-Городищенской предбортовой ступени Tab. 1. Physico-chemical characteristics of the oils of the Upper Frannian sediments of the Nikolaevsk-Gorodishchenskaya preboard stage
Скважина 1 ЮД 31 Белокаменная
Геологический возраст vr-lv ev-lv
Плотность при 20 °С, кг/м3 830 825
Вязкость кинематическая, сСт:
при 20 °С 5,63 6,48
при 50 °С 2,95 3,12
Вязкость динамическая, мПа-с:
при 20 °С 4,67 5,35
при 50 °С 2,38 2,21
Содержание, % масс.:
парафина 4,67 5,17
смол силикагелевых 4,00 4,88
асфальтенов 0,28 0,65
Выход фракций, % об.:
до 100 °С 6 11
до 150 °С 20 23
до 200 °С 32 33
до 250 °С 43 42
до 300 °С 54 53
скважины 1 ЮД (~ 5 км) и Белокаменного месторождения (скважина 31, ~3 650 м).
На основании приведенных в таблице физико-химических характеристик следует, что нефть скважины 1 ЮД схожа с нефтью Белокаменного месторождения по ряду показателей. Обе нефти относятся к особо легким (плотности при 20 °С равны 830 и 825 кг/м3 соответственно) и маловязким (кинематическая вязкость при 20 °С составляет 5,63 и 6,48 сСт, при 50 °С 2,95 и 3,12 сСт), содержат близкое значение парафина 4,67 и 5,17 % масс., смол силикагелевых 4,00 и 4,88 % масс. До 200 °С внихвыкипает32и33%об.фракций,до300°С— 54 и 53 % об. соответственно.
Дополнительным подтверждением сходства исследуемых нефтей верхне-франских отложений девонской системы Николаев-ско-Городищенской предбортовой ступени является близость основных молекулярных геохимических показателей в области сред-некипящих фракций: пристан/фитан, при-стан/нС17, фитан/нС18, Ки = (пристан+фитан)/ (нС17 + нС18), которые соответственно равны 1,68; 0,98; 0,64; 0,82 для нефти скважины 1 ЮД и 1,61; 0,89; 0,63; 0,77 для нефти Белокаменного месторождения (рис. 3).
Состав полициклических биомаркеров показал, что нефти из скважин 1 ЮД и 31 Белокаменная имеют схожее распределение биомаркеров (рис. 4). Распределение стера-нов С27:С28:С29 [4-7] в исследуемых нефтях представлено на треугольной диаграмме (рис. 4), из которой видно, что нефти характеризуются близкими условиями осадкона-копления, а именно, исходя из соотношения холестана С27 к ситостану С29 можно говорить, что накопление исходного ОВ происходило в морских обстановках. Показателем морской природы исходного органического вещества являются значения отношения С29/С30 которые очень близки для нефтей из скважин 1 ЮД и 31 Белокаменная -0,50 и 0,42 соответственно.
Близость биомаркерного состава для нефтей из скважин 1 ЮД и 31 Белокаменная отмечается и в отношениях диа/рег и диаС30/ С30 — 0,69 и 0,29; 0,68 и 0,22, соответственно,
Рис. 3. Молекулярная характеристика среднекипящих фракций нефтей верхне-франских отложений Николаевско-Городищенской предбортовой ступени Fig. 3. Molecular characteristics of medium-boiling fractions of oils of the Upper Frannian sediments of the Nikolaevsk-Gorodishchenskaya preboard stage
которые указывают на то, что нефть генерировалась в глинистых отложениях.
Значения коэффициентов зрелости К1, К2, Ts/Tm нефтей из скважин 1 ЮД (0,45; 3,41; 1,42) и 31 Белокаменной (0,46; 3,55; 1,49) также имеют близкие значения и указывают на значительную катагенетическую преобра-зованность исходного органического вещества [8-11].
На основании полученных результатов геохимических исследований и корреляций «нефть-нефть» и «нефть-керн», показано
сходство физико-химического и молекулярного составов нефтей верхне-франского яруса девонской системы из поисково-разведочной скважины 1 ЮД и Белокаменного месторождения.
Таким образом, результаты приведенных корреляций с большей долей вероятности, позволяют предполагать единую зону нефте-газонакопления в верхне-франских отложениях, протяжённостью около 150 км в пределах Николаевско-Городищенской предбортовой ступени от Белокаменного месторождения
до поисково-разведочной скважины 1 ЮД, что схематично изображено на рисунке 5.
Итоги
Исследуемая территория является перспективной для проведения дальнейших ГРР, связанных с переинтерпретацией геолого-геофизического и сейсмического материала с целью обнаружения новых поисковых нефтяных объектов на больших глубинах (~5 км) приуроченных к верхне-франскиму ярусу девонской системы.
Рис. 4. Срнавнение биомаркеных показателей полициклических углеводородов в нефтях из скважин 1 ЮД и 31 Белокаменная. Терпаны: Ts — 22, 29, 30-Трисноргопан С27 (17-метил, 18а); Tm — 22, 29, 30-Трисноргопан С27 (18-метил, 17а); 4 — трициклический терпан (13р, 14а); 5 — Трициклический терпан С24 (13р, 14а); 7 — Тетрациклический терпан С24 (13р, 14а); 14 — 30-Норгопан С29 (17а, 21р) (адиантан); 17 — Гопан С30 (17а, 21р); 18 — Моретан С30 (17а, 21р) 19 — Гомогопан С31 (17а, 21р, 22S+22R); 20 — Гомогопан С32 (17а, 21р, 22S+22R); 21 — Гомогопан С° (17а, 21р, 22S+22R); 22 — Гомогопан С4 (17а, 21р, 22S+22R). Стераны: диа/рег — (10+13)/(18+19+20+21); К1 — 18/(18+21); К2 — (19+20)/21; 10 - Изохолестан (5а, 14а, 17а, 20R); 13 — 24-Этил-р,а-диахолестан (10а, 13Р, 17а, 20R); 18 — 24-Этил-а-холестан (5а, 14а, 17а, 20S); 19 — 24-Этилизохолестан (5а, 14Р, 17Р, 20R); 20 — 24-Этилизохолестан (5а, 14Р, 17Р, 20S); 21 — 24-Этил-а-холестан (5а,14а,17а, 20R)
Fig. 4. Clarification of biomarkers indicators of polycyclic hydrocarbons in oils from wells 1 YUD and 31 Belokamennaya. Terpanes: Ts - 22, 29, 30-Trisnorhopan С27 (17-methyl, 18а); Tm - 22, 29, 30-Trisnorhopan С27 (18-methyl, 17а); 4 - Tricyclic terpan (13p, 14а); 5 - Tricyclic terpan С24 (13P, 14а); 7 - Tetracyclic terpan С24 (13p, 14а); 14 - 30-Norhopan С29 217а,21р) (adiantan); 17 - Hopan С30 (17а,21р); 18 - Moretane С30 (17р,21а) 19 - Homohopan С31 (17а, 21р, 22S+22R); 20 - Homohopan С32 (17а 21р, 22S+22R); 21 - Homohopan С33 (17а, 21р, 22S+22R); 22 - Homohopan С34 (17а, 21Р, 22S+22R). Steranes: dia/reg - (10+13)/(18+19+20+21); К1 - 18/(18+21); К2 - (19+20)/21; 10 - Isocholestane (5а, 14Р, 17а, 20R); 13 -24-Ethyl-p,а-diacholestane (10а, 13Р, 17а, 20R); 18 - 24-Ethyl-а-cholestane (5а, 14а, 17а, 20S); 19 - 24-Ethylisocholestane (5а, 14Р, 17Р, 20R); 20 -24-Ethylisocholestane (5а, 14а, 17а, 20S); 21 - 24-Ethyl -а-cholestane (5а, 14а, 17а, 20R)
Рис. 5. Корреляция нефтей Николаевско-Городищенской предбортовой ступени и выделение новой зоны нефтегазогакопления в верхне-франских отложениях девонской системы
Fig. 5. Correlation of oils of the Nikolaevsko-Gorodishchenskaya preboard stage and the allocation of a new oil and gas accumulation zone in the Upper Frannian sediments of the Devonian system
Выводы
В верхне-франских отложениях Волгоградского Левобережья по молекулярному составу и физико-химическим свойствам нефтей выделена новая зона нефтегазонакопления протяженностью около 150 км, от месторождения Белокаменное в юго-западном направлении до поисковоразведочной скважины 1 ЮД, в пределах Николаевско-Городи-щенской предбортовой ступени.
Литература
1. Самойлова А.В. Неструктурные ловушки Ровенско-Краснокутского вала — перспективное направление нефтегазодобычи Саратовской области // Актуальные проблемы нефти и газа. 2018. Т. 23. № 4. 10 с.
2. Куклинский А.Я. Геология, разработка
и эксплуатация нефтяных месторождений. Сборник научных трудов. Вып. 53. Волгоград: ВолгорадНИПИнефть, 1995. 262 с.
3. Ермоловский А.В., Куклинский А.Я., Зубарева Е.В. и др. Геохимические
технологии в практике ТЭК // Современные информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности. Москва: Нефтяное хозяйство, 2019. С. 178-183.
4. Яндарбиев Н.Ш., Козлова Е.В., Фадеева Н.П. и др. Геохимия углеводородов Терско-Каспийского прогиба // Георесурсы. 2017. Спецвыпуск. Часть 2. С. 227-239.
5. Деревесникова А.А., Бушнев Д.А., Бурдельная Н.С. Ароматические биомаркеры стеранового и гопанового рядов в верхнедевонских нефтях
и битумоидах доманиковых отложений Тимано-Печорского бассейна // Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. 2019. № 5. С. 3-12.
6. Петрова В.И., Батова Г.И., Куршева А.В. и др. Молекулярная геохимия органического вещества триасовых пород северо-восточной части Баренцева моря — Влияние тектонических
и магматических процессов // Геология и геофизика. 2017. Т. 58, № 3-4. С. 398-409.
7. Соколова М.Н., Абля Э.А. Исследование биомаркеров в органическом веществе донных отложений Северного и Среднего Каспия // Вестник Московского университета. Серия 4. Геология. 2007. № 2. С. 49-57.
8. Дахнова М.В. Применение геохимических методов исследований при поисках, разведке и разработке месторождений углеводородов // Геология нефти и газа. 2007. № 2. C. 81-89.
9. Peters K.E., Flower M.G. Application
of petroleum geochemistry to exploration and reservoir management. Organic Geochemistry, 2002, Vol. 33, issue 1, P. 5-36. (In Eng).
10. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. The biomarker guide. Volume 1: Biomarkers and isotopes in the environment and human history. Cambridge: Cambridge University Press, 2005, 488 p. (In Eng).
11. Halpern H.I. Development and applications of light-hydrocarbon-based star-diagrams // AAPG Bulletin, 1995, Vol. 79, issue 6,
P. 801-815. (In Eng).
ENGLISH
Results
The area under study is promising for further exploration related to the reinterpretation of geological, geophysical and seismic material in order to discover new oil exploration facilities at great depths (~5 km) confined to the Upper Frannian tier of the Devonian system.
Conclusions
According to the molecular composition and physico-chemical properties of oils, a new oil and gas accumulation zone with a length of about 150 km has been identified in the Upper Frannian deposits of the Volgograd Left Bank, from the Belokamennoye field in the south-west direction to the exploration well 1 YUD, within the Nikolaevsk-Gorodishchenskaya pre-board stage.
References
1. Samoilova A.V. Nonstructural traps of the Rovensko-Krasnokutsky shaft -the prospective direction of oil and gas production in the Saratov region. Actual problems of oil and Gas, 2018, Vol. 23, issue 4, 10 p. (In Russ).
2. Kuklinsky A.Ya. Geology, development and operation of oil fields. Collection
of scientific papers. Issue 53. Volgograd: VolgogradNIPIneft, 1995. 262 p. (In Russ)
3. Ermolovsky A.V., Kuklinsky A.Ya., Zubareva E.V. et al. Geochemical technologies in the practice of fuel and energy complex. Modern information technologies in the oil and gas industry. Moscow: Oil industry, 2019, P. 178-183. (In Russ).
4. Yandarbiev N.Sh., Kozlova E.V., Fadeeva N.P. et al. Geochemistry of hydrocarbons of the Terek-Caspian trough. Georesursy, 2017,
Special issue, Part 2, P. 227-239. (In Russ).
5. Derevesnikova A.A., Bushnev D.A., Burdelnaya N.S. Aromatic biomarkers of sterane and hopane series in upper devonian oils and bitumoids of domanik deposits of the Timan-Pechora basin. Vestnik IG Komi NC UB RAS, 2019, issue 5, P. 3-12. (In Russ).
6. Petrova V.I., Batova G.I., Kursheva A.V. et al. Molecular geochemistry of organic matter of triassic rocks in the North-Eastern part of the Barents Sea: the influence of tectonic and magmatic processes. Geology and geophysics, 2017, Vol. 58, issue 3-4,
P. 398-409. (In Russ).
7. Sokolova M.N., Ablya E.A. Study
of biomarkers in organic matter of bottom sediments of the Northern and Middle Caspian Sea. Bulletin of Moscow University. Series 4. Geology, 2007, issue 2, P. 49-57.
(In Russ).
8. Dahnova M.V. Application of geochemical investigations for exploration, prospecting and development of hydrocacbons fields. Russian oil and gas geology, 2007,
issue 2, P. 81-89. (In Russ).
9. Peters K.E., Flower M.G. Application
of petroleum geochemistry to exploration and reservoir management. Organic Geochemistry, 2002, Vol. 33, issue 1, P. 5-36. (In Eng).
10. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. The biomarker guide. Volume 1: Biomarkers and isotopes in the environment and human history. Cambridge: Cambridge University Press, 2005, 488 p. (In Eng).
11 Halpern H.I. Development and applications of light-hydrocarbon-based star-diagrams // AAPG Bulletin, 1995, Vol. 79, issue 6, P. 801-815. (In Eng).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ I INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Ермоловский Алексей Владимирович, к.т.н., начальник отдела, отдел геохимических исследований, ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», Волгоград, Россия Для контактов: [email protected]
Ermolovsky Alexey Vladimirovich, ph.d. of engineering sciences, head of department, geochemical research department, "LUKOIL-Engineering" LLC, Volgograd, Russia Corresponding author: [email protected]
Садманова Мария Владимировна, старший научный сотрудник,
отдел геохимических исследований,
ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», Волгоград, Россия
Sadmanova Maria Vladimirovna, senior researcher, department of geochemical research, "LUKOIL-Engineering" LLC, Volgograd, Russia
Польская Наталья Николаевна, начальник отдела,
отдел исследований пластовых флюидов,
ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», Волгоград, Россия
Polskaya Natalia Nikolaevna, head of department, reservoir fluid research department, "LUKOIL-Engineering" LLC, Volgograd, Russia
Самойленко Андрей Юрьевич, к.т.н., заместитель начальника центра, Центр исследования керна и пластовых флюидов, ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», Волгоград, Россия
Samoylenko Andrey Yurievich, ph.d. of engineering sciences, deputy head of center, center for core and reservoir fluids research, "LUKOIL-Engineering" LLC, Volgograd, Russia
Каган Кирилл Григорьевич, к.т.н., начальник управления, Центр исследования керна и пластовых флюидов, ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», Волгоград, Россия
Kagan Kirill Grigorievich, ph.d. of engineering sciences, head of department, center for core and reservoir fluid research, "LUKOIL-Engineering" LLC, Volgograd, Russia
Поликарпов Михаил Юрьевич, начальник отдела, отдел гидродинамических и индикаторных исследований скважин, ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», Волгоград, Россия
Polikarpov Mikhail Yurievich, head of department, department of hydrodynamic and indicator well research, "LUKOIL-Engineering" LLC, Volgograd, Russia
Кристя Елена Евгеньевна, к.г.-м.н., старший менеджер, Управление геофизических работ, ПАО «ЛУКОЙЛ», Москва, Россия
Kristya Elena Evgenievna, ph.d. of geologo-mineralogical sciences, senior manager, geophysical operations directorate, "LUKOIL" PJSC, Moscow, Russia
Султанова Алена Тимуровна, инженер 1 категории,
отдел геохимических исследований, ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»,
Волгоград, Россия
Sultanova Alena Timurovna, engineer 1st category, department of geochemical research, "LUKOIL-Engineering" LLC, Volgograd, Russia
Шепотько Екатерина Владимировна, инженер 1 категории, отдел геохимических исследований, ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», Волгоград, Россия
Shepotko Ekaterina Vladimirovna, engineer 1st category, department of geochemical research, "LUKOIL-Engineering" LLC, Volgograd, Russia
Мунтяева Дарья Алексеевна, старший научный сотрудник, отдел геохимических исследований, ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» Волгоград, Россия
Muntyaeva Darya Alekseevna, senior researcher, department of geochemical research, "LUKOIL-Engineering" LLC, Volgograd, Russia
Киселева Светлана Васильевна, инженер 2 категории, отдел геохимических исследований, ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»; Волгоград, Россия
Kiseleva Svetlana Vasilievna, engineer 2nd category, department of geochemical research "LUKOIL-Engineering" LLC, Volgograd, Russia
