CC BY
192
И.Г. Ященко, Ю.М. Полищук
Институт химии нефти СО РАН, Томск sric@ipc.tsc.ru
ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ НЕФТИ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ
11роведен обчор закономерностей изменений физико-химических свойств тяжелых высоковязких нефтей Вол-го-Уральской нефтегазоносной провинции. Приведены данные статистического анализа свойств тяжелых высоковязких нефтей (ТВВН) в зависимости от литологической характеристики нефтевмегцающих пород. Установлено уменьшение плотности (р) и вязкости (ц) нефтей с увеличением глубины залегания. Показано, что максимальное значение ри\х ТВВН наблюдается в нефтевмещакяцих породах нижней перми, а минимальное - в отложениях девона. По физико-химическим свойствам тяжелые высоковязкие нефти в среднем являются сернистыми, высокосмолистыми, среднеасфальтенистыми, со средним содержанием фракции н.к. 300 °С и малопарафинисгыми.
1. Введение
Вследствие существенного истощения -залежей нефтей малой и средней плотности и вязкости, в мире остро встает проблема повышения объемов добычи нефти путем вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов, в том числе и запасов тяжелых высоковязких нефтей (ТВВН). Запасы тяжелых высоковязких нефтей велики и специалистами оцениваются в 810 млрд. т (Джавадян и др., 1998; Доро-хин. Палий, 2004; Максутов и др., 2005). Роль тяжелых высоковязких нефтей в мировой нефтедобыче постоянно возрастает, и в настоящее время объемы ее добычи составляют около 22 % (Дорохин, Палий. 2004). В России сосредоточены значительные запасы ТВВН в более чем 500 месторождениях, из которых четвертая часть находится на территории Волш-Уральской нефтегазоносной провинции (ВУНГП). Их суммарные запасы составляют более 34 % (Максу тов и др., 2005) от общероссийских запасов ТВВН (Табл. 1).
Регион Запасы ТВВН, млрд. т Доля от суммарных запасов ТВВН России, %
Респ. Татарстан 1,163 18,7
Респ. Удмуртия 0,285 4,6
Самарская обл. 0,284 4,6
Пермская обл. 0,237 3,8
Респ. Башкортостан 0,151 2,4
Табл. 1. Распределение основных запасов ТВВН на территории Волго-Уралъской провинции.
Тяжелые высоковязкис нефти являются значительным резервом наращивания добычи нефти в России, что особенно аюу ально для Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. На остроту проблемы их разработки указывает принятая «Программа освоения ресурсов природных биту мов Респу блики Татарстан» (21.08.2001) с последующей ее реализацией до 2020 г. (Муслимов. 2005; Муляк. Чергенюв, 2006).
Волго-Уральский регион, являющийся старейшим нефтедобывающим районом страны, характеризуется объективной ориентацией на разработку и эксплуатацию месторождений с тяжелыми и высоковязкими не-фтями, и вопросы повышения объемов добычи нефти и поиска оптимальных технологий, направленных на повышение эффективности разработки зале-
жей с ТВВН, являются весьма актуальными (Муляк, Чер-тенков, 2006; Муслимов, 2005). Как известно, эффективность разработки и добычи ТВВН обуславливается, главным образом, глу биной залежи, коллекторской характеристикой продуктивных пластов и физико-химическими свойствами тяжелых высоковязких нефтей, изучение которых и определило цель данной работы.
2. Общая характеристика ТВВН и методы их анализа
Трудноизвлекасмые нефти определяются достаточно большим числом геолого-физических, геологопромысло-вых и физико-химических характеристик нефтей и условий их залегания. Одним из первых факторов определения тру дноизвлекаемых нефтей рассматривается аномальность их физических свойств, в частности, высокая вязкость (ц) и плотность (р) нефтей. К тяжелым нефтям принято относить образцы нефтей с р = 0,88 г/см3 и выше, к высоковязким - нефти с ц. = 35 мм7с и выше (Антониади и др., 1999; Назьев, 2000; Халимов, 2004; Гаврилов, 2005; Запивалов, 2005). Здесь и далее рассматривается ц при 20 "С. Приведенные значения р и ц нефти соответствуют пределу, за которым начинаются осложнения при добыче, транспортировке и переработке нефти и рост ее себестоимости.
Основу' проведения исследований закономерностей пространственных и временных изменений свойств ТВВН составила созданная в Институте химии нефти СО РАН глобальная база данных (БД) по физико-химическим свойствам нефти, включающая описания более 15700 образцов нефти (Полищуки др., 2001; Полищук, Ященко. 2004 а,Ь).
На рисунках 1 и 2 приведены гистограммы распределения нефтей Волго-Уральской провинции по значению
Нефтегазоносная область Объем выборки из БД Количество образцов ТВВН в НГО (% от общего количества нефтей в НГО) Количество месторождений с ТВВН в НГО (% от общего количества месторождений в НГО) Средняя плотность нефтей НГО, г/см3, (доверительный интервал) Средняя вязкость нефтей НГО, мм7с, (доверительный интервал)
Верхнекамская 198 128(64,6) 27 (26,0) 0,8976 (0,003J_ 79,93 (10,44)
Мелекесско-Абдулинская 155 67 (43,2) 31 (35,2) 0,8967 (0,007) 104,23 (19,10)
Нижневолжская 389 25 (6,4) 3 (3,5) 0,8445(0,007) 26,22 (6,20)
Пермско-Башкирская 688 163 (23,7) 46 (26,1) 0,8712(0,002) 34,15 (3,92)
Средневолжская 630 47 (7,5) 26(10,2) 0,8444 (0,003) 20,06 (3,23)
Татарская 511 135 (26,4) 50(25,5) 0,8871 (0,003) 51,14 (5,31)
Уфимско-Оренбургская 111 15(13,5) 11 (8,5) 0,8695 (0,011) 83,29 (19,10)
Южно-Предуральская 73 - 0,8246(0,013) 4,70 (0,74)
Табл. 2. Распределение тяжелых высоковязких нефтей по нефтегазоносным областям Волго-Уралъской провинции.
научно-техническии журнал
Георесурсы
1 (24) 2008
Рис. 1. Распределение нефтей ВШГПпо значению плотности.
плотности и вязкости путем анализа из БД
0.8^-0.92
Плотность, г/см1
около 2400 и 2000 образцов нефтей ВУНГП с известными р и ц, соответственно. На рисунках выделены области тяжелой (р > 0,88 г/см3) и высоковязкой (ц > 35 мм2/с) нефти, включающие в себя около 42 % (Рис. 1) и 32 % (Рис. 2) соответствующих нефтей от общего объема выборок.
803
Рис. 2. Распределение нефтей ВШГП по значению
вязкости при 20 "С.
\ 3fifi
1 ?5fi
1
6
0-10 10-35 35-100 100-500 более 500 Вязкость, мм7с
Как видно из рисунков 1 и 2, плотность и вязкость Волш-Уральских нефтей изменяются в весьма широких диапазонах - от очень легких (р до 0,80 г/см3) до сверхтяжелых (р > 0.96 г/см3) нефтей и от маловязких (ц до 10 мм2/с) до сверх-вя зких (ц > 500 мм7с). На территории ВУНГП больше всего находится нефтей со средними значениями плотности (от 0,84 до 0,88 г/см3) и вязкости (от 10 до 35 мм2/с). их количество равно 36 и 41 % соответственно. Тяжелые нефти (Рис. 1) распределились следующим образом: р от 0,88 до 0.92 г/ см3 -32,1% нефтей от общего количества Волго-Уральских нефтей, р от 0,92 до 0,6 г/см3 - 8,6 % и р > 0,96 г/см3 -1.2 %. На Рис. 2 распределение высоковязких нефтей следу ющее: ц от 35 до 100 мм2/с - 18,5 % нефтей, ц от 100 до 500 мм2/с -12,9 % и ц > 500 мм2/с - 0.3 %.
Для исследования закономерностей пространственных и временных изменений свойств тяжелых высоковязких нефтей был сформирован на основе информации из описанной выше БД массив данных тяжелых высоковязких нефтей бассейна общим объемом 612 образцов. По всем образцам ТВВН средняя плотность нефтей равна 0.908 г/см3 (доверительный интервал равен 0,001). а вязкость нефтей равна 113,78 мм2/с (дов. интервал - 8,39). Доверительные интервалы определены для вероятности 95 %.
3. Закономерности пространственного размещения ТВВН на территории Волго-Уральс-кой провинции
Рассмотрим распределение месторождений с тяжелыми высоковя зкими нефтями на территории Волго-Уральс-кой провинции (Рис. 3), где выделено 194 месторождения с ТВВН. Из рисунка 3 видно, что месторождения с ТВВН распространены практически на всей территории бассейна, но больше всего их находится в центральных и северных областях - в Верхнекамской, Мелекессю-Абдулинской, Пермско-Бапжирской и Татарской нефтега зоносных областях (НТО). Это подтверждается и данными Табл. 2.
В Таблице 2 дана общая информация о распределении тяжелых высоковязких нефтей по НТО бассейна, включаю-
щая объем выборки информации по области, количество ТВВН, количество месторождений с тяжелыми высоковяз-кими нефтями в каждой НТО, а также средние значения плотности и вязкости нефтей по нефтегазоносной области. Как видно из Табл. 2. практически во всех НТО (кроме Южно-Прсдуральской) Волго-Уральской провинции встречаются месторождения с ТВВН, а в трех из них средние по НГО значения р и ц нефтей превышают уровень 0,88 г/см3 и
| I Т'ДОГТорПЯ и Г ГН '-Л.Щ' грмпи» Р«< (» **(ТЩ«ЖД*Н!И 4»< ('»«-I
I I [ | м«тпраи'ИШ 1 тшдм>швщнтфтош
[ | гржщи НмкП
Рис. 3. Распределение месторождений с тяжелыми высоковязкими нефтями на территории Волго-Уральской провинции.
35 мм2/с, соответственно, - это в Верхнекамской. Мелекессю-Абдулинской и Татарской нефтегазоносных областях. Самыми тяжелыми и высоко вязкими в среднем в ВУНГП являются нефти Мелекессю-Абдулинской области. На территории Волго-Уральского бассейна месторождение Ак-субаево-Мокшинское Татарской НГО обладает в среднем наиболее тяжелыми и высоковязкими нефтями.
4. Анализ взаимосвязи плотности и вязкости ТВВН с показателями их химического состава
Трудноизвлекаемые нефти имеют широкий диапазон изменения физико-химических свойств, обуславливающих наряду с такими показателями, как глубина залегания и юл-лекторские характеристики залежей, эффективность применения различных методов добычи ТВВН. В Табл. 3 при-
Показатели нефти Объем Среднее Довер.
выборки значение интервал
Содержание серы, % мае. 533 2,93 0,08
Содержание парафинов, % мае. 473 3,86 0,13
Содержание смол, % мае. 401 19,78 0,77
Содержание асфальтенов, % мае. 441 5,68 0,32
Содержание ванадия, % мае. 25 0,033 0,01
Содержание никеля, % мае. 22 0,010 0,004
Содержание кокса, % мае. 334 7,22 0,17
Фракция н.к. 200 °С, % мае. 159 15,60 0,69
Фракция н.к. 300 °С, % мае. 158 33,51 0,78
Фракция н.к. 350 °С, % мае. 77 38,04 0,94
Газосодержание в нефти, м3/т 238 19,02 1,59
Табл. 3. Средние значения показателей химического состава тяжелых высоковязких нефтей.
I (24) 2008
f— научно-техническим журнал —
Георесурсы Шк
к 300 Ш
£ 250
I 200
| 150-100 50 0 ■
272
ю
188 I
терригенные коллектора
ведена общая характеристика информации из БД о физико-химических свойствах тяжелых высоковязких нефтей ВУНГП и пластовых условиях их залегания, полученная по результатам статистической обработки данных более 600 образцов.
карбонатные ¡2 коллектора
Рис. 4. Распределение ТВВН политологии.
Как видно из Табл. 3, ТВВН в среднем являются тяжелыми (р > 0,88 г/см3), высоковязкими (ц > 35 м\г/с). сернистыми (1-^3 %), высокосмолистыми (>13 %). среднеасфальтени-стыми (3 -ь 10 %), со средним содержанием фракции н.к. 300 °С (25 -ь 50 %), но малопарафинистыми (< 5 %), с низким значением газосодержания в нефтях и фракции н.к. 200 °С (< 20 %) и низкими пластовыми температурой и давлением (Полищук, Ященко, 2004). Выбор показа- д
телей в Табл. 3 для определения химических свойств тяжелых высоковяз-
Рнс. 5. Распределение ТВВН по глубине залегания.
« 300 £ 250
я
200 150 100 50 0
286
0-1000
1000-2000
21
2000-3000 глубина, м
ких нефтей ВУНГП не слу чаен. Такой анализ позволяет решать вопросы поиска оптимальных технологий повышения эффективности разработки залежей ТВВН. математического моделирования процессов извлечения таких нефтей и расчета технологического оборудования. Как видно из Табл. 3, тяжелые высоковязкие нефти являются малоподвижными, что выявляет необходимость их фильтрации по пласту. Вязкость и плотность нефти во многом определяются содержанием парафинов, смол и асфальте-нов. Так, парафины даже при незначительном количестве образуют при определенных у словиях кристаллические структуры, а асфальтены - комплексы, обладающие механической прочностью, смолы способствуют увеличению вязкости нефти. В рассматриваемых нефтях низкое содержание легких фракций, газосодержание для ТВВН относительно невелико, что объясняется условиями залегания, а именно, сравнительно небольшими глубинами залегания нефтей и умеренными пластовыми давлениями и температурами. Содержание ванадия также определяет в некоторой мере р и ц нефтей и, более того, присутствие ванадия в нефтях является причиной отравления катализаторов и коррозии деталей в процессе нефтепереработки. Содержание кокса взаимосвязано с плотностью, вязкостью, содержанием асфальтенов и серы (Веревкин, Дияшев, 1982; Скорова-ров и др., 1985; Татьянина, Губайдуллина, 2006).
5. Распределение ТВВН по разным типам коллекторов
Выбор и эффективность различных методов добычи тяжелых высоковязких нефтей обуславливаются не только физико-химическими свойствами нефтей, но и коллекторс-кой характеристикой продуктивных пластов. В Волго-Уральской НГП основными объектами добычи ТВВН были зале-
у = -0.006х +0.921 1Г= 0.9231
0-1000
.и 200 I 175 я 150
•I 125
5 100
§ 75 и
£ 50 б
-32.07х+ 185.42 И2= 0.9883
03
0-1000
1000-2000 2000-3000 глубина, м
1000-20002000-3000 глубина, м
Рис. б. Зависимость плотности (а) и вязкости (6) ТВВН от глубины залегания.
жи в слабопроницаемых терригенных коллекторах, в настоящее время все большее внимание уделяется разработке залежей тяжелых высоковязких нефтей в сложнопостроен-ных карбонатных пластах (Муслимов. 2005).
В настоящем разделе приводятся данные статистического анализа параметров ТВВН в зависимости от литоло-гической характеристики пород. Как известно, различия в литологии коллекторов тяжелых высоковязких нефтей требуют применения и различных методов увеличения нефтеотдачи, например терригенные коллектора обычно осваиваются с применением гидравлического разрыва пласта, а карбонатные - с применением кислотных технологий или потокоотклоняющих методов (Муслимов, 2005).
На рисунке 4 представлено распределение количества Волго-Уральских ТВВН из БД по литологии проду ктивных пластов. К карбонатным коллекторам нами отнесены породы, соответствующие карбонатам, аргиллитам, известнякам, доломитам, глинам и др. К терригенным коллекторам приурочены виды пород, относящиеся к терригенам. алевролитам, песчаникам и др. Как видно из Рис. 4, основная часть ТВВН содержится в отложениях, представленных терригенными породами, она составляет около 60 % от всей выборки образцов ТВВН с известной литологией, а более 40 % нефтей - к карбонатным коллекторам. Следует отметить. что распределение образцов ТВВН по разным типам коллекторов на Рис. 4 совпадает с распределением запасов высоко вязких нефтей России из работы (Максутов и др., 2005), в которой 64 % запасов высоковязких нефтей содержится в терригенных отложениях. Данное совпадение является показателем репрезентативности информации из БД.
6. Анализ зависимости физико-химических свойств ТВВН от типа коллекторов
В Таблице 4 приведена общая характеристика информации из БД о физико-химических свойствах тяжелых высоковязких нефтей ВУНГП и пластовых условиях их залегания в зависимости от литологической характеристики пород. Нефти, сконцентрированные в карбонатных породах, в среднем являются более тяжелыми и вязкими, с большим содержанием смол, асфальтенов и кокса, но с меньшим содержанием серы, парафинов, фракций, растворенных газов, никеля. Пластовые температура (Т) и давление (Р) в карбонатных отложениях в среднем также ниже по сравнению с Т и Р в
терригенных отложениях.
Рис. 7. Распределение ТВВН по стратиграфическим подразделениям палеозоя.
332
ОЗ С1 С2 СЗ Р1 стратиграфические подразделения
ж—^« Г" научно-технический журнал
Георесурсы 1(24)2008
7. Зависимость плотности и вязкости ТВВН от глубины залегания
Анализ изменений плотности нефтей в зависимости от глубины залегания (К) основан на исследовании 354 образцов тяжелых высоковязких нефтей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции с известной А (Рис. 5). Как видно из Рис. 5, тяжелые высоковязкие нефти в основном (около 81 %) залегают на глубине от 1000 до 2000 м, а оставшаяся 1/5 нефтей распределилась по глубинам следующим образом: до 1000 м -13 % ТВВН. в интервале 2000 - 3000 м - около 6 %.
Рассмотрим изменения р и ц ТВВН в зависимости от к. На рисунке 6 приведены зависимости средней плотности тяжелых высоковязких нефтей (Рис. 6а) и вязкости (Рис. 66) от глубины залегания и уравнения их линейной аппроксимации. Ромбами показаны значения р и ц, усредненные в у казанном интервале глубин. Отрезки вертикальных прямых обозначают доверительные интервалы, определенные для вероятности 95 %. Как видно из рис. 6, наиболее тяжелые и вязкие нефти на территории Волго-Уральской провинции находятся в среднем на глубине до 1000 м. С ростом к наблюдается тенденция уменьшения в среднем р и ц нефтей.
8. Зависимость плотности и вязкости ТВВН от возраста нефтевмещающих пород
Анализ изменений плотности нефтей от геологического возраста нефтевмещающих пород основан на исследовании 498 образцов тяжелых высоковязких нефтей с известным возрастом. Следует заметить, что ТВВН Волго-Уральской провинции приу рочены только к палеозойским отложениям, а распределение фактического материала по стратиграфическим системам палеозоя (пермская (Р). каменноугольная (С) и девонская (Б) приведено на Рис. 7. Как видно из Рис. 7, наиболее представительными по количеству образцов волго-уральских ТВВН оказываются нефти каменноугольной (нижней и средней) системы, для которой объем информации равен 85 % от общего количества тяжелых высоко вязких нефтей бассейна. Оставшиеся 15 % этих нефтей распределились следующим образом: в девонской системе более 11 % ТВВН. в пермской - около 4 %.
На рисунке 8 приведены зависимости средней плотности тяжелых высоковязких нефтей и вязкости от возраста нефтевмещающих пород и уравнения их линейной аппроксимации. Ромбами показаны значения р и ц, усредненные в указанном интервале геологического времени.
у = -0.0044Х + 0.925 R= 0.8671
D2 D3 Cl С2 СЗ PI а стратиграфические интервалы
Х)2 БЗ С1 С2 СЗ Р1 б стратиграфические интервалы ш
Показатели нефти Карбонатные коллекторы Терригенные коллектора
Объем выборки Среднее значение (доверительный интервал) Объем выборки Среднее значение (доверительный интервал)
Плотность, г/см' 188 0,9126 (0,002) 272 0,9057 (0,002)
Вязкость при 20 °С, мм2/с 188 136,85 (21,95) 272 102,27 (8,65)
Содержание серы, % мае. 160 3,01 (0,17) 232 3,96 (0,09)
Содержание парафинов, % мае. 134 3,75 (0,28) 212 3,96 (0,18)
Содержание смол, % мае. 112 20,61 (1,50) 187 19,43 (0,93)
Содержание асфальтенов, % мае. 126 5,58 (0,55) 194 5,47 (0,35)
Фракция н.к. 200 °С, % мае. 29 14,22 (1,39) 40 15,72 (1,22)
Фракция н.к. 300 °С, % мае. 23 30,30(1,91) 39 31,36(1,01)
Фракция н.к. 350 °С, % мае. 26 36,82 (1,92) 37 38,97 (1,22)
Содержание ванадия, % мае. 5 0,01 (0,004) 11 0,01 (0,002)
Содержание никеля, % мае. 3 0,004 (0,002) 10 0,009 (0,008)
Коксуемость, % мае. 108 7,27 (0,30) 151 7,08 (0,25)
Газосодержание в нефти, м3/т 85 18,21 (2,89) 144 19,93 (1,96)
Температура пласта, °С 80 26,49 (1,02) 148 29,43 (1,25)
Пластовое давление, мПа 77 14,901 (2,47) 143 15,07 (0,67)
Рис. 8. Изменение плотности (а) и вязкости (б) ТВВН в зависимости от возраста пород по стратиграфическим подразделениям палеозоя.
Как видно из Рис. 8, наиболее тяжелые и вязкие нефти на территории Волго-Уральской провинции находятся в отложениях нижней перми, и далее с увеличением возраста наблюдается тенденция уменьшения в среднем р и ц нефтей.
Заключение
В статье приведены результаты исследований пространственных и временных изменений свойств тяжелых высоковязких нефтей, расположенных на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Пространственный анализ изменений свойств ТВВН, проведенный с исполь зованием средств геоинформационных систем, показал, что месторождения с ТВВН распространены практически на всей территории бассейна, но больше всего их находится в центральных и северных областях, а наиболее тяжелыми и вязкими являются Аксубаево-Мокшинского месторождения Татарской НГО.
Установлено, что ТВВН на территории Волго-Уральс-кой нефтегазоносной провинции, в среднем, являются сернистыми, высокосмолистыми, среднеасфальтенистыми. со средним содержанием фракции н.к. 300 °С, но малопа-рафинистыми, с низким значением газосодержания в не-фтях и низкими пластовыми температурой и давлением.
Пока зано, что нефти в карбонатных породах в среднем являются более тяжелыми и вязкими, с большим содержанием смол, асфальтенов и кокса, но с меньшим содержанием серы, парафинов, фракций, растворенных газов, никеля.
Анализ изменения плотности и вязкости тяжелых высоковязких нефтей в зависимости от глубины залегания показал, что р и ц нефтей в среднем уменьшается с увеличением глубины, и наиболее тяжелые и вязкие нефти на территории Волго-Уральской провинции находятся в среднем на глубине до 1000 м. Также установлено, что все ТВВН располагаются в палеозойских отложениях, и с увеличением во зраста р и ц уменьшаются, а максимальные значения р и ц наблюдаются в среднем в отложениях нижней перми.
Работа выполнена при поддержке гранта РФФИ «Обь» (проект М> 05-05-98009).
Табл. 4. Физико-химические свойства ТВВН в карбонатных и терригенных коллекторах.
Литература
Лнтониади Д. Г., Валуйский А.А., Гарушев А.Р. Состояние добычи нефти методами повышения нефтеизвлечения в общем объеме мировой добычи. Нефтяное хозяйство. № 1. 1999. 16-23.
Веревкин К.И., Дияшев Р.Н. Классификация углеводородов при выборе методов их добычи. Нефтяное хозяйство. № 3, 1982. 31-34.
Гаврилов В.II. Концепция продления «нефтяной эры» России. Геология нефти и газа. № 1. 2005. 53-59.
Джавадян А.Д., Гавура В.Е., Сафронов В.И. Проблемы разработки месторождений с высоковязкими нефтями и пути их решения. Нефтяное хозяйство. № 6. 1998. 12-18.
научно-технический журнал
1(24)2008 Георесурсы ШЫЖ^.
ft, №
ш
16 сентября 2007 г. после тяже-лой болезни ушла от нас профессор кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета Московского государственного университета, доктор геолого-минералогических наук Ольга Константиновна Баженова.
Ольга Константиновна была незаурядным, талантливым, широко эрудированным и необыкновенно доброжелательным человеком. После окончания университета она несколько лет проработала в Камчатском территориальном геологическом управлении, а затем навсегда связала свою жизнь с Московским университетом. В 1969— 1971 гг. училась в очной аспирантуре, затем защитила кан-дидатсстю (1971) и докторскую (1994) диссертации, прошла путь от младшего научного сотрудника до профессора.
O.K. Баженова была крупным ученым в области нефтяной геологии, выдающимся педагогом, подготовившим десятки специалистов в области поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений. На ее становление как ученого, организатора научных исследований, преподавателя оказали влияние выдающиеся ученые - профессора геологического факультета И.О. Брод. Н.Б. Вассое-вич, В.Б. Оленин, Ю.К. Бурлин, Б. А. Соколов и др.
Научные интересы O.K. Баженовой были связаны с геологией и геохимией нефти и газа. Концептуальный уровень ее исследований был посвящен разработке общей теории нефтегазообразования. На примере глинисто-кремнистых толщ окраинно-континентальных бассейнов она разработала раннекатагенетическую модель нефтеобразования, что послужило теоретической основой для оценки перспектив нефтеносности малых глубин в бассейнах складчатых областей и древних платформ. Региональные исследования она осуществляла для различных объектов: кайнозойских (бассейны Сахалина и Камчатки, Чукотка, Дальневосточные акватории), мезозойско-кайнозойских (Кавказско-Скифский регион), докембрийских отложений (Восточно-Европейс-кая и Сибирская платформы). Результаты этих исследований нашли отражение в 4 монографиях (в соавторстве), статьях, докладах на всесоюзных и международных конгрессах
Ольга Константиновна Баженова
(18.06.1938-16.09.2007)
и конференциях, более 200 трудов O.K. Баженовой опубликовано в российской и зарубежной печати.
На геологическом факультете Московского университета O.K. Баженова читала курсы лекций: "Структурная геология и геологическое картирование", "Геология и геохимия горючих ископаемых", "Модели нефтегазообразования" и др.: много лет работала преподавателем на Крымской геологической практике. Руководила курсовыми, дипломными, магистерскими работами. Под ее руководством защищено несколько кандидатских диссертаций. Она является автором 3 учебных пособий и соавтором учебника "Теология и геохимия нефти и газа", вошедшем в серию "Классический университетский учебник", которые широко использу ются в учебных заведениях России и СНГ.
Ольга Константиновна - академик РАЕН, соросовский профессор, ведущий специалист в области геологии и геохимии нефти и органического вещества, признанный и широко известный в России и за рубежом.
В течение многих лет она была ученым секретарем секции "Происхождение нефти и геохимия осадочных бассейнов" Научного совета РАН по проблемам нефти и газа, членом Европейской ассоциации органической геохимии (EAOG) (1995) и Европейской ассоциации геофизиков и геоинженеров (EAGE), президиума секции УМО университетов России по классическому геологическому образованию, председателем ГАК по геологии (Сыктывкар).
В 2007 г. за научные и педагогические заслуги O.K. Баженовой было присвоено почетное звание "Заслуженный профессор МГУ", ее труды неоднократно отмечались почетными знаками отраслевых министерств.
Геологический факультет МГУ, геологическая наука, сотрудники, студенты и аспиранты кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых понесли тяжелую утрату. Имя O.K. Баженовой надолго сохранится в памяти ее многочисленных учеников и соратников, в ее научных трудах.
Дорохин В.П., Палий А.О. Состояние и перспективы добычи тяжелых и битуминозных нефтей в мире. Нефтепромысловое дело. № 5. 2004. 47-50.
Запивалов Н.П. Геолого-технологические особенности освоения трудноизвлекаемых запасов. Нефтяное хозяйство. № 6. 2005. 57-59.
Максутов Р., Орлов Г., Осипов А. Освоение запасов высоковязких нефтей в России. Технологии ТЭК. № 6. 2005. 36-40.
Муляк В.В., Чертенков М.В. Технология освоения залежей высоковязких нефтей (краткий обзор). Нефтепромысловое бело. № 1. 2006. 15-20.
Муслимов Р.Х. Нетрадиционные залежи нефти - существенный потенциал дальнейшего развития старых нефтедобывающих районов. Георесурсы. № 5. 2005. 2-8.
Назьев В. Остаточные, но не второстепенные. Нефтегазовая вертикаль. № 3. 2000. 21-22.
Полищук Ю.М., Ященко И.Г., Ан В.В., Козин Е.С. База данных по составу и физико-химическим свойствам нефти и газа (БД
нефти и газа). Офиц. бюллетень Росс, агентства по патентам... № 3. 2001. 340-341. Роспатент, свид. № 2001620067 от 16.05.2001.
Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Геостатистический анализ распределения нефтей по их физико-химическим свойствам. Геоинформатика. № 2. 2004. 18-28.
Полищук Ю.М., Ященко И Г. Физико-химические свойства нефтей: статистический анализ пространственных и временных изменений. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «Гео». 2004.
Скороваров Ю Н , Требин Г.Ф., Капырин Ю.В. Свойства высоковязких нефтей месторождений СССР. Геология нефти и газа. № 2. 1985. 24-27.
Татьянина О.С., Губайдуллина Ф.Р Исследование причин вязкости продукции скважин НГДУ «Нурлатнефть». Интервал. № 2. 2006. 27-30.
Халимов Э.М. Концепция дифференцированной ставки налога на добычу полезных ископаемых. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. № 11. 2004. 44-50.
^НП |— научно-технический журнал
ШШк Георесурсы lu^oos
