Геохимические показатели формирования залежей жидких углеводородов :На примере Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна тема диссертации и автореферата по ВАК 04.00.17, доктор геолого-минералогических наук Чистякова, Нелли Федоровна

Диссертация и автореферат на тему «Геохимические показатели формирования залежей жидких углеводородов :На примере Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна». disserCat — научная электронная библиотека.
Автореферат
Диссертация
Артикул: 66711
Год: 
1999
Автор научной работы: 
Чистякова, Нелли Федоровна
Ученая cтепень: 
доктор геолого-минералогических наук
Место защиты диссертации: 
Тюмень
Код cпециальности ВАК: 
04.00.17
Специальность: 
Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений
Количество cтраниц: 
361

Оглавление диссертации доктор геолого-минералогических наук Чистякова, Нелли Федоровна

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ИСТОРИЯ ИЗУЧЕННОСТИ И МЕТОДИКА ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ.

1.1. История изученности геохимии рассеянного органического вещества пород, нефтей, конденсатов и подземных вод.

1.2. Исходные данные и обработка первичного материала.

Выводы.

ГЛАВА 2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ЮРСКО-МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА.

2.1. Тектонические особенности платформенного чехла.

2.2. Гидрогеологическая модель.

2.3. Нефтегазоносность и нефтегазоносные комплексы мезозойского чехла.'.

2.4. Ловушки углеводородов.

2.4.1. Антиклинальные ловушки.

2.4.2. Неантиклинальные ловушки.

2.5. Нефтегазогеологическое районирование юрско-меловых отложений.

Выводы.

ГЛАВА 3. ГЕОФЛЮИДАЛЬНАЯ СИСТЕМА МЕЗОЗОЙСКОГО ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА.

3.1. Водная компонента геофлюидальной системы. Особенности ионно-солевого состава и пространственное размещение подземных вод юрско-меловых отложений.

3.1.1. Гидрогеохимическая характеристика отдельных залежей углеводородов.

3.1.2. Поровые растворы.

3.1.3. Водорастворенные газы.

3.1.4. Воднорастворенное органическое вещество. Закономерности изменения алкановых углеводородов до С35 в аквабитумоидах юрско-меловых отложений.

3.1.5. Типизация подземных вод - как отражение этапов формирования залежей жидких углеводородов и стадии их зрелости.lj

3.2. Углеводородная компонента геофлюидальной системы. Особенности изменения углеводородов нефтей и конденсатов юрско-меловых отложений Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.

3.2.1. Особенности изменения биомаркеров алкановой структуры до С35 в нефтях и конденсатах Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна по данным газожидкостной хроматографии.

3.3. Термобарическая характеристика юрско-меловых отложений.

3.3.1. Геотемпературное поле.

3.3.1.1. Геохимический аспект формирования геотемпературных аномалий в разрезе и на площади мезозойских отложений.

3.3.2. Флюидодинамическое поле.

3.3.2.1. Гидродинамическое изучение приконтурных и подошвенных вод залежей углеводородов в связи с условиями их формирования.

Выводы.2(1Ц~

ГЛАВА 4. ГЕОХИМИЯ БИТУМОИДОВ РАССЕЯННОГО ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА ПОРОД ЮРСКО МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ.

4.1. Природные углеводородные системы. Геохимические показатели прогноза фазового состояния углеводородных систем, генерируемых нефтегазопродуцирующими породами.'.

4.2. Закономерности пространственного распределения и геохимическая информативность биомаркеров алкановой стркутуры до С35 в битумоидах пород Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (по данным газожидкостной хроматографии).

4.2.1. Н-алканы до С35.2&Ъ

4.2.2. Изопреноиды С13-20.

4.2.3. Особенности распределения н-алканов до С35 и изопреноидов С13.20 по разрезу и площади мощных глинистых толщ, отдельных месторождений.

4.2.4. Особенности изменения алкановых углеводородов до С35 в поровом пространстве глинистых пород (открытые и закрытые поры).

4.3. Геохимические показатели формирования сверхгидростатического порового давления.

Выводы.

ГЛАВА 5. ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ В МЕЗОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА.

5.1. Геохимические особенности миграции углеводородов в осадочном чехле Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.

5.2. Геолого-геохимические условия формирования залежей жидких углеводородов в юрско-меловых отложениях Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.

5.3. Некоторые аспекты саморегуляции осадочного чехла ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна в связи с формированием в нем залежей углеводородов.

Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) На тему "Геохимические показатели формирования залежей жидких углеводородов"

Формирование промышленных скоплений нефтяных углеводородов представляет собой один из сложнейших природных процессов, происходящих в недрах Земли. Решение ее основных вопросов в данной работе связано с изучением геолого-геохимических особенностей геофлюидальной системы юрско-меловых отложений Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.

Актуальность данной работы обусловлена повышением эффективности прогнозирования неантиклинальных ловушек на основе изучения динамически изменяющихся химических и физических показателей геофлюидальной системы, в недрах которой на стадии катагенеза образуются залежи углеводородного сырья.

Цель: выявление геолого-геохимических условий формирования залежей углеводородов и прогноз фазового состояния углеводородных систем, генерируемых органическим веществом на стадии катагенеза в мезозойских отложениях Западно-Сибирской плиты.

Основные задачи работы:

1. Формирование представлений о геофлюидальной системе мезозойских отложений Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна с позиции взаимодействия динамически развивающихся химических и физических показателей на ПКз-МК^з стадиях катагенеза, отражающих переход от гидрогеологического бассейна стадии диагенеза к нефтегазоносному бассейну стадии катагенеза.

2. Изучение механизма формирования геохимического облика подземных вод ПКз-МК^з зон катагенеза с типизацией гидрогеохимических обстано-вок, отражающих стадии зрелости и этапы формирования залежей углеводородного сырья (молодая залежь с начальным, продолжающимся, завершающимся (завершившимся) этапами; зрелая залежь; разрушающаяся залежь).

3. Обоснование количественных критериев прогноза фазового состояния природных углеводородных систем, генерируемых нефтегазоматеринскими глинистыми породами на ПКз-МК^з стадиях катагенеза, основанного на газо-хроматографическом анализе индивидуального состава алканов до С35, выделенных из битумоидов пород.

4. Анализ особенностей современного температурного и геодинамического полей на ГЖ3-МК1.3 стадиях катагенеза, в чехле молодой платформы, проявляющихся в формировании аномалий, трассирующих пути перемещения новообразованных водных и углеводородных флюидов в ловушки в связи с формированием в них залежей углеводородного сырья.

5. Выявление причин современной зональности распределения нефтей и конденсатов в разрезе и на площади мезозойских отложений ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна.

Научная новизна работы: Впервые по единой методике с помощью метода газожидкостной хроматографии исследован и проанализирован индивидуальный состав биомаркеров алкановой структуры до С35 в битумоидах пород, аквабитумоидах, нефтях и конденсатах, позволивший подтвердить выявленную ранее сингенетичноеть нефтей и конденсатов с одновозрастным рассеянным органическим веществом.

На основе использования количественного соотношения индивидуальных алканов до С35, выделенных из битумоидов пород, впервые разработаны критерии прогноза фазового состояния природных углеводородных систем, генерируемых нефтегазоматеринскими породами на ПК3-МК1.3 стадиях катагенеза в юрско-меловых осадочных отложениях Западно-Сибирской плиты

Изучение пространственных особенностей геохимического облика подземных вод зоны катагенеза, выражающихся в определенных закономерностях изменения минерализации и коэффициента метаморфизма приконтурных, подошвенных и законтурных вод, позволило автору впервые выделить пять типов гидрогеохимических обстановок, отражающих следующие этапы формирования залежей углеводородного сырья и стадии их зрелости: молодая залежь с начальным, продолжающимся и завершающимся (завершившимся) этапами; зрелая залежь; разрушающаяся залежь.

Установлено, что процессы преобразования керогена любого типа на стадиях диа- и катагенеза сопровождаются выделением свободной энергии Гиб-бса, причем интенсивность преобразования керогена арконового типа выше, чем алинового.

Впервые показано, что аномалии современных температур и давлений, отражающие стремление физических показателей геофлюидальной системы к новому упорядоченному состоянию на стадии катагенеза, совпадающие с зонами инверсионными гидрогеохимическими зонами - водами пониженной минерализации гидрокарбонатно-натриевого типа элизионного генезиса, трассируют пути перемещения новообразованных на этой стадии литогенеза возрожденных вод и природных углеводородных систем различного фазового состояния из глинистых пород в ловушки и являются следствием процесса генерации углеводородов и формирования их скоплений, а не причиной. Чем больше степень отклонения равновесия химических и физических показателей от фоновых значений, тем интенсивнее в данной зоне протекают процессы перехода гидрогеологического бассейна зоны диагенеза в нефтегазоносный бассейн зоны катагенеза.

Впервые рассмотрены геохимические факторы формирования сверхгидростатических поровых давлений в той их части, которая связана с алкановыми углеводородами до С35, проявляющиеся в сочетании наиболее высоких концентраций н-алканов и изопреноидов С13.20 в закрытых порах по сравнению с открытыми, а в последних по сравнению с открытыми порами других глин в разрезе месторождения в сочетании с высокой и аномально-высокой степенью термической зрелости и превращенности органического вещества пород (по данным графиков Коннана-Кассоу) в разрезе и на площади мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты. Последнее подтверждается очень низкими намного меньше 1) значениями отношения п/ф, причем в закрытых порах они еще меньше, чем в открытых.

Определен типичный вид кривых молекулярно-массового распределения нефтей в зависимости от степени их термической зрелости. Наличие в одном пласте нефтей и конденсатов различной степени термической зрелости при большом разбросе значений отношения п/ф отражает многократное поступление углеводородов в одну ловушку, генерированных на различных стадиях катагенеза. Алкановые углеводороды до С35 нефтей и конденсатов, погрузившиеся вместе с ловушками на большие глубины, не испытывают заметных изменений, сохраняя степень термической зрелости той стадии катагенеза, на которой они образовались.

Практическая значимость работы заключается в возможности использования типизации природных гидрогеохимических обстановок для оценки этапов формирования и стадии зрелости залежей углеводородного сырья по первым пробам подземных вод в малоизученных бассейнах, в определение первоочередных объектов для разведки. Количественные критерии индивидуального состава н-алканов до С35 и изопреноидов С13.20, выделенных из биту-моидов пород, могут быть использованы в прогнозе фазового состояния природных углеводородных систем, генерируемых нефтегазопродуцирующими породами на ПК3-МК1.3 стадиях катагенеза. На этой основе возможна дифференциация зон и интервалов генерации нефтегазовых, газонефтяных и газовых систем. По кривым молекулярно-массового распределения (ММР) алканов до С35 возможен прогноз состава нефтей и конденсатов, генерированных на различных стадиях катагенеза рассеянным органическим веществом определенной химической структуры. Геохимические характеристики битумоидов пород, выраженные ММР н-алканов до С35 в совокупности со степенью термической зрелости и значениями отношения п/ф позволяют осуществлять прогноз интервалов и зон со сверхгидростатическим поровым давлением. По совокупности гидрогеохимических и термобарических показателей геофлюидальной системы возможна реконструкция условий и направлений массопереноса углеводородов, мигрирующих из нефтегазопродуцирующих пород в ловушки. Научные разработки автора являются методической основой для существенной модернизации геохимических методов поисков и разведки залежей углеводородного сырья, комплексирования их с геофизическими методами.

Основные защищаемые положения.

1. Установлено, что гидрогеохимические показатели, выраженные закономерным изменением общей минерализации и коэффициентом метаморфизма подземных вод, отражают этапы формирования залежей жидких углеводородов и стадии их зрелости.

2. Количественный состав алкановых углеводородов до С35 битумоидов глинистых пород стадии катагенеза - критерий прогноза фазового состояния природных углеводородных систем, генерируемых нефтегазопродуцирующими породами на ПК3-МК1.3 стадиях катагенеза.

3. Формирование сверхгидростатических поровых давлений в толще высокобитуминозных глинистых пород - процесс многостадийный и на ПК3-МК1. з стадиях катагенеза он отражает реализацию нефтегазоматеринского потенциала пород. Геохимические факторы этого процесса в той их части, которая связана с алкановыми углеводородами, проявляются в том, что наиболее высокие их концентрации в закрытых порах сочетаются с аномально-высокой и высокой степенью термической зрелости.

Апробация работы и публикации. Автором опубликовано свыше 80 научных работ, из них по теме диссертации 63, в том числе монография (в соавторстве), переизданная Ассоциацией геологов-нефтяников США. Н.Ф. Чистякова является соавтором шести и ответственным исполнителем трех научно-исследовательских отчетов по договорам. Апробация отдельных положений работы осуществлялась также в выступлениях на Межведомственном совещании по проблемам региональной гидрогеохимии (Ленинград, 1979), Всесоюзном совещании по подземным водам Востока (Иркутск, 1982), юбилейных Губкинских чтениях (Москва, 1981), IV Всесоюзном семинаре «Осадочные бассейны и их нефтегазоносность» (Москва, 1981), научно-технических конференциях «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 1980, 1981, 1983, 1987, 1989, 1993), XI, XIV Губкинских чтениях (Москва, 1989), Всесоюзных совещаниях (Москва, 1988, Саратов, 1987), Всероссийском совещании (Томск, 1993), Всесоюзной конференции (Москва, 1988), на региональных научно-практических конференциях (Красноярск, 1984, Уренгой, 1992), на республиканской конференции (Пермь, 1980).

Фактический материал. Диссертация базируется на результатах личных многолетних (с 1976 года) лабораторных исследований. С 1992 года по настоящее время неоценимую помощь в исследованиях оказывает зав лаборатории «Геохимия и геология нефти и газа» кафедры «Геология нефти и газа» ТюмГНГУ Крамнюк Л.Ф.

Работа проводилась сначала под руководством проф. В.М. Матусевича и проходила в тесном контакте с кафедрой «Гидрогеология и инженерная геология», затем под руководством проф. М.Я. Рудкевича, первое время в лаборатории студенческого научного центра ТИИ, а затем на кафедре «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений». Практически на всех этапах исследований в этой работе активно участвовали студенты старших курсов специальности 0805 «Геология нефти и газа» ТюмГНГУ.

Для решения поставленных задач выполнен большой объем геохимических исследований рассеянного органического вещества пород, нефтей, конденсатов, аквабитумоидов по более чем 270 месторождениям ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна. Кроме собственных аналитических данных привлекались также результаты аналитических работ, выполненных в лаборатории «Геохимии» ГАНГ, а, лабораториях физики пласта, гидрогеологии, хроматографической лаборатории Центральной лаборатории Тюменьгеологии, опубликованные данные анализов ЗАПСИБНИГНИ, СНИ

ИГГИМС а, ВНИГНИ, ВНИГРИ. В диссертации использованы некоторые материалы совместных исследований с A.C. Гаджи-Касумовым. Завершению работы способствовали творческие контакты автора с учеными, коллегами по работе.

В момент завершения работы автор вспоминает с глубокой признательностью проф. А.Э. Конторовича и светлой памяти профессоров Н.Б. Вас-соевича и М.Я. Рудкевича, при активном содействии которых была начата и продолжена эта работа.

Автор выражает искреннюю благодарность научному консультанту проф. В.М. Матусевичу, член-корреспонденту РАН И.И. Нестерову, профессорам A.C. Гаджи-Касумову, В.В. Семеновичу, Е.А. Барс, А.Н. Гусевой, В.А. Чахмахчеву, В.А. Ефимову за постоянные научные консультации, доброжелательную критику и поддержку в период работы над диссертацией. Автор признателен также проф. Ф.З. Хафизову и A.M. Брехунцову за предоставленный фактический материал -образцы горных пород, проб нефтей, конденсатов, подземных вод, доц. М.Н. Сидорову и проф. Е.М. Максимову за ценные советы и критические замечания.

Оформлению работы содействовали сотрудники ТюмГНГУ М.Г. Шо-ния, В.П. Смирнова, И.С. Харац, студентка ГН-94-1 Ю.А. Комягина.

Всем названным товарищам автор выражает искреннюю признательность и благодарность.

Объем работы. Работа, выполненная на кафедре «Геология нефти и газа» ТюмГНГУ, состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 210 страницах текста и содержит 101 рисунок, 12 таблиц и список литературы 237 наименований работ отечественных и зарубежных авторов.

Заключение диссертации по теме "Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений", Чистякова, Нелли Федоровна

Выводы.

1. Анализ физико-химических и хроматографических характеристик би-тумоидов пород, нефтей и конденсатов мезозойских отложений ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна подтверждает дифференциацию их состава на путях латерально-ступенчатой миграции по проницаемым породам в направлении от нефтегазогенерирующих толщ к ловушкам. Геохимические показатели миграции алкановых углеводородов Сз-зз в битумоидах пород отражаются на облике кривых ММР, величинах п/ф. Общий облик кривых ММР н-алканов С5.35 в нефтях, конденсатах и битумоидах пород отражает генетическое родство последних и сингенетичных с ними нефтей и конденсатов при обязательном равенстве степени термической зрелости, п/ф в нефтях и конденсатах всегда больше, чем в битумоидах пород.

2. Водно-углеводородные компоненты, образовавшиеся в толще высокобитуминозных глинистых пород на стадиях катагенеза, перемещаются в ловушки в соответствии с принципом дифференциального улавливания. В условиях Рпл < Рнас, когда компоненты природной углеводородной нефтегазовой системы переходят из нефтегазоматеринской породы в проницаемые алеврито-песчаные резервуары, из нее выделяются сначала наименее растворимые в жидких углеводородах газообразные компоненты с преобладанием метана, которые устремляются в гипсометрически наиболее высокие, удаленные от нефтегазоматеринской породы, ловушки. Новообразованным водно-углеводородным флюидам энергетически выгодно двигаться в группе связанных между собой ловушек в наиболее гипсометрически высокую ловушку. Затем из нефтегазовой смеси выделяются более легкие, средние, а затем и тяжелые жидкие углеводороды с нафтеновой , ароматической и алкановой структурами, занимающие поочередно следующие ловушки. В результате ловушки, расположенные ближе к нефтегазоматеринской породе, будут заполненые наиболее тяжелыми нефтями с попутными газами. Подобная дифференциация состава компонентов нефтегазовой системы наблюдается в юрско-меловых отложениях центральных-районов Западно-Сибирской плиты. Вторичная миграция компонентов газонефтяной системы в условиях Рпл<Рнас сопровождается выделением из нее сначала наименее растворимых в газах тяжелых, а затем средних и легких жидких углеводородов с ароматической, нафтеновой и алкановой структурами. В результате в ловушках, расположенных на удалении от зон генерации, будут накапливаться тяжелые нефти с растворенными в них жирными газами, а в ловушках, приближенных к нефтегазоматеринским породам - более легкие нефти или конденсаты с менее жирными газами, что и фиксируется в разрезе мезозойского осадочного чехла северных и арктических нефтегазоносных районов. Каждая новая порция углеводородов, генерируемая в толще неф-тегазоматеринских пород на больших глубинах, продвигает углеводороды ранней генерации от центра нефтегазоносного бассейна к его периферии. В центральных нефтегазоносных районах Западно-Сибирской плиты фиксируется наложение особенностей дифференциального улавливания обоих разновидностей. Вхождение юрско-меловых отложений этих районов в интервалы МК2,з стадии катагенеза сопровождается более глубоким преобразованием рассеянного органического вещества существенно сапропелевого типа, при котором увеличивается образование газообразных соединений, что приводит к генерации газонефтяной системы углеводородов. В результате в нижних горизонтах осадочного чехла Салымского и Красноленинского нефтегазоносных районов, где сегодня фиксируются температурные аномалии, формируются залежи более преобразованных нефтей легкой плотности с высокой газонасыщенностью. По нашему мнению, типы нефтей и конденсатов, выделенные М.Я. Рудкевичем и др. (1988), отражают различные этапы генера- ции углеводородов, обусловленные сменой градации катагенеза.

В реальных условиях в юрско-меловых отложениях имеет место аддитивное накопление углеводородов различной генерации в ловушках при формировании их залежей на стадиях ПК3-МК1.3. В структурно-литологических и лито-лого-стратиграфических ловушках, расположенных в непосредственной близости к нефтегазогенерирующим породам, адсорбируются углеводороды всех генераций: от ПКз до МК1.3, что приводит к наиболее сложному составу углеводородных флюидов и широкому разбросу их физико-химических характеристик в невыдержанных по фильтрационно-емкостным свойствам коллекторах. Это отражает непрерывно-прерывистый процесс генерации и многократность этапов эмиграции углеводородов различной генерации в ловушки и их аккумуляцию в них. Данный вывод подтверждается наличием нескольких палео-ВНК на крупных нефтяных месторождениях: Усть-Балыкское, Зап.-Сургутское и др. (Ю.В. Щепеткин, 1970). Кроме преобладающей латерально-ступенчатой миграции углеводороды поступают в отдельные ловушки в результате вертикальной нисходящей миграции. Последняя фиксируется при формировании залежей углеводородов в пластах, непосредственно перекрываемых высокобитуминозными глинистыми толщами типа ханты-мансийской свиты, чеускинской пачки и др., залегающими в верхней части каждого нефтегазоносного комплекса. Выделение жидких углеводородов в свободное состояние происходит в ловушках, насыщенных хлоркальциевыми седиментационными водами, в результате смешения их с водами гидрокарбонатно-натриевого типа элизионного генезиса, переносящими растворенные в них углеводороды. Жидкие углеводороды в высокоминерализованных водах зоны диагенеза практически не растворяются, что приводит к выделению углеводородов, растворенных в литогенных водах, в фазовообособленное состояние. Таким образом, залежь углеводородов можно рассматривать как элемент, возникший в сложной природной системе осадочного чехла Земли и представляющий собой сложную форму неоднократного взаимодействия физических, химических и геологических полей.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Из вышеизложенного вытекают выводы о геолого-геохимических особенностях геофлюидальной системы мезозойского гидрогеологического бассейна Западной Сибири и показателях формирования залежей углеводородов в этих отложениях.

1. Формирование скоплений жидких углеводородов - нефтей и конденсатов в толще юрско-меловых отложений Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна происходит в широком временном интервале в результате поступательного непрерывно-прерывистого движения в разнотипные ловушки продуктов дифференциации природных углеводородных систем различного фазового состояния - нефтегазовой или газонефтяной, генерированных рассеянным органическим веществом нефтегазоматеринских глинистых пород на градациях ПК3-МК1.3 стадии катагенеза. Отражением данного процесса являются особенности химических и физических показателей геофлюидальной системы мезозойского осадочного чехла Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.

2. Геофлюидальная система Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна как совокупность физических и химических показателей, чутко реагирует на геологические процессы, происходящие в его недрах на стадии катагенеза. Будучи устойчивой к внешним кратковременным воздействиям, проявляющимся при испытании пробуренных скважин, водная компонента геофлюидальной системы - подземные воды, несколько изменяя химический состав и минерализацию, не изменяет своего генетического типа. Длительные, устойчивые, однонаправленные эволюционные изменения, происходящие в недрах осадочно-породного бассейна на катагенетической стадии на протяжении многих миллионов лет, отражаются в структуре химических и физических показателей природной геофлюидальной системы, в частности, в появлении во внутренних зонах бассейна маломинерализованных вод гидрокарбонатно-натриевого типа элизионного генезиса. Зародившаяся в недрах мезозойского гидрогеологического бассейна и сохранившая в определенных его частях остаточные элементы, характерные для прежней равновесной системы диагенетического этапа литогенеза, которые формируют региональный фон, в настоящее время она характеризуется физическими и химическими аномалиями, осложняющими региональный фон и отражающими неуравновешенное состояние «переходного периода» от осадочно-породного бассейна стадии диагенеза к нефтегазоносному бассейну стадии катагенеза.

Подземные воды юрско-меловых отложений представляют собой сложную по составу компоненту природной геофлюидальной системы, состоящую из маломинерализованных возрожденных вод гидрокарбонатно-натриевого типа элизионного генезиса и седиментационных высокоминерализованных талас-согенных вод хлоркальциевого типа, насыщающих поровое пространство тер-ригенных пород. Если талассогенные воды, заполняющие поровое пространство коллекторов, попали в них на стадии диагенеза в результате перераспределения реликтовых седиментационных вод морского палеобассейна между уплотняющимися илами-глинами и песками-песчаниками, то образование литогенных вод связано с более глубокими процессами преобразования минерального скелета глинистых пород, обогащенных рассеянным органическим веществом, на стадии катагенеза. Эти возрожденные воды выделяются из кристаллической решетки монтмориллонита при трансформации его в гидрослюду. Они обогащены НСОз" и Б042 ионами. Сульфат-ионы выделяются, видимо, при разрушении закрытых пор глинистых пород, обогащенных рассеянным органическим веществом, в процессе реализации ими нефтегазоматеринского потенциала, на что указывают результаты анализа поровых растворов, отжатых из пород различного литологического состава под высокими давлениями. Гидрокарбонат-ион образуется в больших количествах в ходе преобразования рассеянного органического вещества и углеводородов нефтей и конденсатов.

Химический состав подземных вод отражает этапы формирования залежей углеводородов, происходящего в водной среде. Направленность изменения минерализации и генетических типов подошвенных, приконтурных и законтурных вод явились основой гидрогеохимической типизации. Впервые выделено пять типов гидрогеохимических обстановок, отражающих три стадии зрелости залежей углеводородов: молодая, зрелая, разрушающаяся. Молодая залежь характеризуется тремя этапами формирования - начальный, продолжающийся, завершившийся. Полигенные воды, присутствующие в одном пласте, указывают на наличие неустановившегося подвижного равновесия разнотипных вод хлор-кальциевого и гидрокарбонатно-натриевого типов, перемещающихся в ловушках в различных направлениях при формировании залежей углеводородов на стадии катагенеза.

3. Сопряженно с процессом преобразования минерального скелета глин на стадии катагенеза происходит преобразование другой составной компоненты этих же глинистых пород - дисперсно-рассеянного в них органического вещества. В результате термокаталитических преобразований на градациях ПК3-МК1.3 из рассеянного органического вещества образуются жидкие, твердые и газообразные углеводороды алкановой, нафтеновой и ароматической структуры, формирующие природные системы различного фазового состояния: нефтегазовую, газонефтяную, газовую, выделяющиеся в изолированное поровое пространство глинистых нефтегазоматеринских пород вместе с возрожденными водами, способные растворяться в них и друг в друге. Так на стадии катагенеза появляется углеводородная компонента геофлюидальной системы.

4. Термодинамические расчеты, проведенные автором показали, что процессы преобразования рассеянного органического вещества сапропелевого и гумусового типов даже при 25° С происходят самопроизвольно с выделением свободной энергии Гиббса, причем интенсивность преобразования арконового керогена выше, чем алинового. Термическое расширение новообразованных на стадии катагенеза водно-углеводородных флюидов, превышающее в десятки и сотни раз изменение объема твердой фазы вмещающих глинистых пород приводит к увеличению внутрипорового давления, возникшего из-за невозможности равномерного оттока этих флюидов и формированию сверхгидростатического порового давления. По данным газожидкостной хроматографии впервые выявлены геохимические показатели формирования СГПоД: значительное повышение общего содержания н- и изоалканов до С35 в закрытых порах по сравнению с открытыми порами, а в последних - по сравнению с открытыми порами других глин в разрезе месторождения в сочетании с высокой и аномально-высокой степенью термической зрелости и превращенности алкановых углеводородов. Последнее подтверждается очень низкими (намного меньше 1) значениями п/ф.

5. Сверхгидростатическое поровое давление формируется в высокобитуминозных нефтегазоматеринских породах в несколько этапов. Первый - диаге-нетический, на котором высокое содержание рассеянного органического вещества, создающее высокую степень закрытости поровой системы глин, приводит к неравномерному их уплотнению, в результате чего из них не могут полностью отжаться свободные гравитационные воды. Второй этап - катагенетический -период реализации нефтегазоматеринскими породами своего потенциала, когда, выделяющиеся при фундаментальной перестройке керогена в свободное фазовое состояние в закрытое поровое пространство неравномерно уплотненных на стадии диагенеза глин углеводородные и водные флюиды, подвергшиеся термическому расширению в десятки и сотни раз, также не могут равномерно выйти из этих пород в коллекторы. Зоны СГПоД пространственно совпадают с зонами геотемпературных и гидрогеохимических аномалий.

6. Геотемпературные аномалии отражают масштабы генерации углеводородов, являясь мерой преобразования рассеянного органического вещества, а барические, в форме сверхгидростатического порового, а затем и пластового давлений, генетически связанные с первыми, отражают пути миграции водно-углеводородных флюидов из зон их генерации в ловушки и трассируют, как и температуры, пути их миграции на этапах формирования залежей углеводородов, являясь следствием, а не причиной генерации углеводородов из рассеянного органического вещества на стадии катагенеза. Чем больше степень отклонения равновесных химических и физических показателей от фоновых значений стадии диагенеза, тем интенсивнее в данной зоне протекают процессы перехода седиментационного бассейна стадии диагенеза в нефтегазоносный бассейн стадии катагенеза.

7. На картах приведенных давлений отдельных залежей углеводородов отмечена приуроченность пьезомаксимумов к крыльям ловушек с I, 2, 3 типами гидрогеохимических обстановок или к зонам погружения, разделяющим соседние ловушки, где распространены воды гидрокарбонатно-натриевого типа эли-зионного генезиса и температурные аномалии. Таким образом, ловушки I, II, III порядков являются областями разгрузки водно-углеводородных флюидов, движущихся в наиболее погруженных зонах седиментационного бассейна на стадии катагенеза от нефтегазопродуцирующих пород в проницаемые породы.

8. Фазовое состояние природных углеводородных систем в той их части, которая связана с алкановыми углеводородами, контролируется соотношением легких (н-С 14-21) и тяжелых (Н-С25-31) акановых компонентов. В направлении от центральных к северным и арктическим нефтегазоносным районам увеличивается содержание существенно гумусовых компонентов, что приводит к широкому распространению (70% и более) смешанных типов исходного рассеянного органического вещества. При содержании Н-С14-21 40-45% и Н-С25-31 5560% битумоиды пород генерируют компоненты нефтегазовой системы, а при содержании легких алкановых углеводородов не менее 50-80% в глинистых породах генерируется природная газонефтяная система. Как показывают данные газожидкостной хроматографии на ддиннопламенной градации углефикации преобладающие в количественном отношении природные газонефтянные системы продуцируются предпочтительно за счет гумусового и смешанного типов рассеянного органического вещества, а на газовой градации углефикации - в основном за счет преимуществвенно сапропелевого и смешанного типов. Это позволяет прогнозировать групповой состав самих природных углеводородных систем и образовавшихся из них углеводородных флюидов. В составе последних, образовавшихся из гумусового типа, будут преобладать типичные для него углеводороды ароматической структуры, а генерированные сапропелевым типом рассеянного органического вещества будут обогащены углеводородами ал-кановой структуры. Нефтегазовая система, как и газонефтяная, генерируется за счет всех типов исходного рассеянного органического вещества с различной степенью термической зрелости в широком возрастном диапазоне. Чередование интервалов с различным фазовым состоянием углеводородных систем, генерируемых битумоидами в разрезе однофациальных, одновозрастных глинистых толщ, отражает неоднородность и сложность состава исходного рассеянного органического вещества, фоссилизированного на стадии диагенеза, когда различные его компоненты генерируют углеводороды различного фазового состояния.

9. Тип исходного рассеянного органического вещества отражается на характере кривых ММР н-алканов, имеющих типичные максимумы. Рассчитанные впервые автором геохимические коэффициенты Кл и Кт позволяют дифференцировать битумоиды пород по их способности генерировать природные углеводородные системы определенного фазового состояния и являются количественным критерием этого прогноза. Граничные значения Кл и Кт для природных нефтегазовых углеводородных систем: Кл = 0,55-4,0, Кт > 0,7. При генерации битумоидами пород газонефтяной системы углеводородов Кл > 4,0, а Кт = 0. Геохимическими критериями генерации компонентов газовой системы углеводородов в настоящее время являются Кл=Кт=0. Анализ изменения Кл и Кт в совокупности с литолого-фациальными условиями соответствующих зон мезозойского чехла позволил автору выделить в разрезе отдельных нефтегазоносных комплексов Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна нефтега-зопродуцирующие интервалы с учетом определенного фазового состояния углеводородных систем, образующихся в настоящее время или в недавнем прошлом и интервалы, в которых битумоиды исчерпали свой нефтяной потенциал и сегодня продуцируют газообразные углеводородные системы.

10. Пространственное несовпадение ареолов разнотипных водорастворен-ных газов, границ полигенных вод, температурных и барических аномалий, как и ранее выявленных М.Я. Рудкевичем и др. зон распространения нефтей и конденсатов различных типов, подтипов, классов, подклассов в разновозрастных стратиграфических подразделениях подтверждают независимость каждого нефтегазоносного комплекса в отношении генерации, миграции, аккумуляции и консервации углеводородов и отражают господство внутрирезервуарной миграции жидких и газообразных углеводородов в них. Алкановые углеводороды ранней генерации с низкой и умеренной степенью термической зрелости характеризуются наиболее высокими значениями п/ф >1, а более преобразованные, с высокой и аномально-высокой степенями термической зрелости - низкими значениями п/ф <1. Самые низкие значения п/ф и даже его отсутствие в настоящее время характерны для битумоидов пород, генерирующих природную газовую систему углеводородов.

11. По площади одновозрастных нефтегазоносных комплексов и в вертикальном разрезе центральных и северных нефтегазоносных районов при переходе от зон генерации нефтегазовых систем к зонам генерации газонефтяных систем максимум изоалканов смещается в более легкую область от ьСю, 1-С19 до 1-С15, 1-С14. В битумоидах низкой степени термической зрелости отдельных северных нефтегазоносных районов наиболее легкие ьС^- ьС^ отсутствуют. В 75% проб с аномально-высокой степенью термической зрелости битумоидов, генерирующих газовые системы, отсутствуют ьС^, ьСго, а значения п/ф самые низкие - 0,38. Данные породы в настоящеее время исчерпали свой нефтемате-ринский потенциал.

12. В 70% закрытых пор алкановые углеводороды более преобразованы, чем в открытых порах. В них п/ф меньше, чем в открытых порах, а на кривых ММР фиксируется облегчение максимума по сравнению с открытыми порами. Различие содержаний алкановых углеводородов до С35 и степени термической преобразованности между закрытыми и открытыми порами отражает преобладание генерации или эмиграции алкановых углеводородов из глинистых пород. Когда интенсивность генерации алкановых углеводородов в закрытых порах соизмерима с их эмиграцией в открытые поры геохимические характеристики в открытой и закрытой поровых системах выравниваются.

13. Изменения плотности нефтей и конденсатов в контурах отдельных залежей - следствие совместного действия гравитационных факторов, фильтра-ционно-емкостных свойств вмещающих их пород и этапов формирования углеводородных скоплений. Первый четко проявляется в залежах пластово-сводового типа, в которых фильтрационно-емкостные свойства изменяются по пласту незначительно. Второй доминирует в литолого-стартиграфических и структурно-литологических ловушках со значительным изменением фильтрационно-емкостных свойств. В случае продолжающегося формирования залежей во всех типах ловушек наиболее легкие нефти и конденсаты зафиксированы в крыльевых скважинах, приближенных к нефтегазогенерирующим породам. Зоны наиболее легких нефтей и конденсатов контактируют с маломинерализованными водами гидрокарбонатно-натриевого типа элизионного генезиса.

14. Данные хроматографического анализа показывают, что типичный облик кривых ММР нефтей и конденсатов аномально-высокой и высокой степени термической зрелости - одно, или бимодальная кривая с максимумом н-алканов С7.10, изоалканов - С14-15, наиболее низкими значениями п/ф <1, а низкой и умеренной степенью термической зрелости - одно или бимодальная кривая с максимумом н-алканов более Сю, изоалканов - преимущественно С2о,19, с более высокими значениями п/ф >1. В нефтях юрско-меловых отложений при переходе от центральных к северным нефтегазоносным районам исчезает ьСго и растет степень термической зрелости углеводородных флюидов.

Наличие в одном пласте нефтей и конденсатов различной степени термической зрелости, с большим разбросом значений п/ф и физико-химических свойств отражает многократное поступление углеводородов, генерированных на различных стадиях катагенеза, в одну ловушку. Алкановые углеводороды до С35 нефтей и конденсатов, погрузившихся вместе с ловушками на большие глубины, не испытывают заметных изменений, сохраняя степень термической зрелости той стадии катагенеза, на которой они образовались.

15. Углеводородные компоненты природных углеводородных систем, образовавшиеся в толще высокобитуминозных глинистых пород на стадии катагенеза, перемещаются в ловушки в соответствии с принципом дифференциального улавливания, но с особенностями, характеризующими углеводородные системы различного фазового состояния. В условиях Рпл < Рнас, когда компоненты различной структуры нефтегазовой системы переходят из нефтегазомате-ринской породы в проницаемые породы-коллекторы, из нее выделяются сначала наименее растворимые в жидких углеводородах газообразные соединения с преобладанием метана, которые устремляются в гипсометрически наиболее высокие ловушки, удаленные от продуцирующих пород. Затем из смеси выделяются легкие, средние и тяжелые жидкие углеводороды ароматической, нафтеновой и алкановой структуры, занимающие поочередно следующие природные резервуары. В результате ловушки, расположенные ближе к нефтегазо-материнской породе, будут заполнены более тяжелыми нефтями с попутными жирными газами. Подобная дифференциация состава компонентов нефтегазовой системы наблюдается в юрско-меловых отложениях центральных районов.

Вторичная миграция компонентов газонефтяной системы в этих же условиях сопровождается выделением из нее сначала наименее растворимых в газах тяжелых, средних и легких жидких углеводородов ароматической, нафтеновой и алкановой структур. В результате в ловушки, расположенные на удалении от зон генерации будут накапливаться тяжелые нефти с растворенными в них жирными газами, а в ловушках, приближенных к газонефтегенерирующим породам - более легкие нефти или конденсаты с менее жирными газами, что и фиксируется в юрско-меловых отложениях газонефтяного суббассейна северных и арктических нефтегазоносных районов. Новые порции углеводородов, генерируемые в толще нефтегазоматеринских пород по мере нарастания катагенеза, продвигают углеводороды ранней генерации от центра к переферии обоих суббассейнов.

16. В структурно-литологических и литолого-стратиграфических ловушках, расположенных в непосредственной близости к нефтегазогенерирующей породе адсорбируются углеводороды всех генераций: от ПК3 до МК^з, что приводит к наиболее сложному составу углеводородов и широкому разбросу физико-химических характеристик углеводородных и неуглеводородных компонентов в этих невыдержанных по фильтрационно-емкостным свойствам коллекторах. Это отражает непрерывно-прерывистый процесс генерации, многократность этапов эмиграции и аккумуляции углеводородов различной генерации в ловушках. Данный вывод подтверждается наличием нескольких палео-ВНК на крупных нефтяных месторождениях: Усть-Балыкское, БСь БС2-3, Зап.Сургутского БС1 и др. (Ю.В. Щепеткин, 1970).

Кроме латерально-ступенчатой восходящей миграции углеводороды поступают в ловушку в ходе вертикальной нисходящей миграции. Последнее фиксируется при формировании залежей углеводородов в пластах, перекрываемых высокобитуминозными глинистыми толщами ханты-мансийской свиты, чеускинской пачки и др.

Выделение в свободную фазу жидких углеводородов растворенных в маломинерализованных водах гидрокарбонатно-натриевого типа элизионного генезиса происходит в ловушке в результате «высаливания», имеющем место при смешении вод зоны катагенеза с талассогенными высокоминерализованными водами зоны диагенеза хлоркальциевого типа, в которых жидкие углеводороды любой структуры растворяются незначительно.

17. Показано, что геохимические показатели дифференциации природных углеводородных систем различного фазового состояния в клиноформных ловушках на примере алкановых углеводородов Св-зз, отражающие перемещение их по порово-трещинному пространству юрско-меловых отложений, заключаются в облегчении максимума н- и изоалканов на кривых ММР и пониженных значениях п/ф в фондоформной части клиноформ по сравнению с ун-даформной в том случае, когда имеет место генерация и эмиграция компонентов газонефтяной углеводородной системы. Общий облик кривых ММР н-алканов С5-35 в битумоидах пород, нефтях и конденсатах отражает генетическое родство битумоидов пород и сингенетичных им нефтей и конденсатов при непременном единстве степени термической зрелости тех и других, а п/ф в нефтях и конденсатах всегда больше, чем в сингенетичных им битумоидах пород. Геохимические показатели формирования залежей жидких углеводородов на стадии катагенеза фиксируются в аномалиях химических и физических показателей геофлюидальной системы мезозойских отложений.

18. Аномалии химических показателей наблюдаются в водной и углеводородной компонентах: подземных водах, нефтях, конденсатах, битумоидах пород. Генетически связаны с ними изменения физических показателей - температуры и давления. Находясь в состоянии термодинамического неравновесия, обусловленного длительным и устойчивым погружением осадочно-породного бассейна на элизионном этапе его развития, химические и физические показатели геофлюидальной системы стремятся к саморегуляции. Активность, являющаяся важным свойством саморегулирующейся системы, обеспечивает ей способность противостоять внешним факторам, что и определяет дальнейшее развитие этой системы. Стремление к упорядочению отношений между минеральными частицами и остатками биомолекул в седиментационном бассейне на стадии диагенеза приводит к образованию в толще осадков геологической формы материи - керогена, входящему в структуру новообразованных на этой стадии горных пород. Изменение структуры химических и физических показателей геофлюидальной системы на стадии катагенеза, проявляющееся в деструкции керогена, трансформации минерального скелета глин, приводящее к появлению новых водно-углеводородных компонентов, не существоваших ранее, обусловлено образованием в новых геологических условиях термодинамически более устойчивых компонентов. Это, в свою очередь, вызывает сопряженные изменения физических полей: температурного и барического. Особенностью новой геофлюидальной системы стадии катагенеза является наличие неуравновешенных химических и физических показателей, отражающих современное формирование залежей углеводородов. Сверхгидростатическое поровое давление, будучи вызвано реализацией нефтегазоматеринского потенциала глинистых пород, представляющее совокупность процессов, сменяющих друг друга в определенной последовательности в толще единого нефтегазоносного бассейна в зоне катагенеза, как и аномалии температурного поля , отражает неустановившееся равновесие углеводородной системы «нефтегазоматеринская порода -нефтегазосодержащая порода». СГПоД, как сила, созидающая внутреннее энергетическое напряжение, приводит к автогидронефтеразрывам, обеспечивая первичную и вторичную миграцию углеводородов. При переходе из глин в коллекторы сверхгидростатическое поровое давление становится сверхгидростатическим пластовым давлением.

Под влиянием градиентов давлений, температур и концентраций, стремясь к термодинамическому и химическому равновесию, компоненты водно-углеводородной геофлюидальной системы осадочно-породного бассейна в зоне катагенеза начинают перемещаться от областей высоких градиентов в зоны меньших градиентов. Миграция дисперсно-рассеянных на огромной нефтес-борной территории, растворенных в литогенных водах и углеводородных газах компонентов протонефти, приводит к их накоплению в ловушках, занимающих меньший объем. Изменение физических полей в ловушках вызывает новое изменение химического поля геофлюидальной системы в них. Попав в новые термобарические и химические условия, растворенные в возрожденных водах углеводородные компоненты выделяются в свободную фазу, формируя залежь нефти, конденсата. Таким образом, залежь углеводородов можно рассматривать как элемент, возникший в сложной природной системе осадочного чехла Земли и представляющий собой сложную форму неоднократного взаимодействия физических, химических и геологических показателей.

19. Следовательно, на каждом отдельном этапе саморегуляция системы осадочного чехла Земли, применительно к захороненным в нем остаткам животного и растительного происхождения, как часть универсальности явления саморегуляции всей Земли на протяжении геологической истории ее развития, сопровождается необратимыми изменениями физических и химических показателей. Залежи углеводородов и их месторождения формируются лишь на тех этапах геологического развития сложной природной системы осадочного чехла Земли и в тех его зона, где неупорядоченные элементы этой системы, а именно - новообразованные на стадии катагенеза химические поля - в форме водно-углеводородной геофлюидальной системы с характерным для нее состоянием физических полей, начинают в определенном закономерном порядке стремиться к направленному упорядочению в рамках единого осадочно-породного бассейна - нефтегазоносного бассейна. Сформировавшиеся залежи углеводородов и их месторождения представляют собой равновесные на стадии катагенеза, устойчивые системы, которые могут сохраняться в недрах на протяжении очень длительного геологического времени.

Список литературы диссертационного исследования доктор геолого-минералогических наук Чистякова, Нелли Федоровна, 1999 год

1. Акрамходжаев A.M., Бабадаглы В.А., Джумагулов А.Д. Геология и методы изучения нефтегазоносности древних дельт.- М.: Недра.- 1986.

2. Акрамходжаев A.M. Органическое вещество основной источник нефти. Томск, ФАН.- 1973.

3. Акрамходжаев A.M., Вассоевич Н.Б. Современное состояние проблемы неф-тематеринских отложений терригенного типа./ В кн.: Состояние и задачи сов. геологии. Т.111. М.-1970 (YIII Всес. литолог. совещ.)

4. Архангельский АД. Условия образования нефти на Северном Кавказе. М.: Изд-во Сев. нефт. промышленности. 1927.- с. 3-179.

5. Аспекты генетических связей нефтей и органического вещества пород./ Под рук. H.A. Еременко, С.П. Максимова.- М.: Наука, 1986-134с.

6. Аширов К.Б. Условия формирования нефтяных месторождений Куйбышевского Поволжья.- Гипровостокнефть, Куйбышев, вып.2, 1959, с. 102-117.

7. Барс Е.А. Водорастворимые органические вещества осадочной толщи.- М.: Недра.- 1990.

8. Бейкер Э. Геохимическая оценка миграции нефти. М.: Недра, 1970.

9. Белецкая С.Н. Первичная миграция нефти. М.: Недра.- 1990.

10. П.Белоконь Т.В. Распределение металлопорфиринов в нефтях различных нефтегазоносных регионов // Геохимия.- 1987.- N 6.- с. 877-889.

11. Белоконь Т.В. Распределение и состав металлопорфиринов нефтей нефтега-зоматеринских бассейнов мира // Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья: Обзор / МГП «Геоинформмарк».-М.: 1992.- 67с.

12. Белоконь Т.В., Фрик М.Г. применение биомаркеров в нефтегазовой геоло-гии.-М., 1993 . // Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья: Обзор / АО «Геоинформмарк» Вып. 9., 47с.

13. Н.Бембель P.M. Высокоразрешающая объемная сейсморазведка. СОАН Новосибирск: Наука.- 1991.- 157с.

14. Бензотиофены-высокоинформативные показатели катагенеза углеводородных систем. / Авт. A.B. Чахмахчев, Т.Л. Виноградова, З.Г. Агафонова, Г.Н. Гордадзе, В.А. Чахмахчев // Геология нефти и газа,- 1995.-N 7.- с. 32-38.

15. Богородская Л.И., Конторович А.Э., Липницкая Л.Ф. Высокомолекулярные углеводороды рассеянного органического вещества (на примере юрских отложений Западно-Сибирской плиты). Тр. СНИИГГИМС, 1966, выл. 47, с. 132-155.

16. Богородская Л.И., Фомичев A.C. Рассеянное органическое вещество в юрских отложениях Березово-Казымского района. / Сб. Вопросы литологии и геохимии Сибири. Тр. СНИИГГИМСа, Серия Литология и геохимия. Вып. 46.

17. Бордовский O.K. Органическое вещество морских и океанических осадков на стадии раннего диагенеза. М.: Наука, 1974.

18. Бордовский O.K. Процессы накопления и преобразования органического вещества в современных морских и океанических осадках.- Вып.: генезис нефти и газа, М.: Недра, 1967, с. 22-32.

19. Ботнева Т.А. Генетические основы классификации нефтей. М.: Недра, 1987.-196-198с.

20. Ботнева Т.А., Панкина Р.Г. Генетические типы нефтей и их связь с OB пород. // Аспекты генетич. связей нефтей и OB пород. М.: Недра, 1986.- с. 1924.

21. Бочкарев B.C., Федоров Ю.Н. Палеобатиметрия Западно-Сибирского бассейна на конец времени накопления баженовской свиты // Строение и нефте-газоносность баженитов Западной Сибири. Тюмень.- 1985.- с. 35-41.

22. Брей Е.Е., Эванс Е.Д. Распределение нормальных парафинов как ключ к распознованию материнских отложений./ В сб.: Симпозиум по химическим подходам к опознованию материнских пород нефти. Л., Гостоптехиздат 1962.- с. 7-25.

23. Брей Е.Е., Эванс У. Углеводороды в нефтематеринских отложениях. Вып.: Органическая геохимия. Вып. 1, М.: Недра,- 1967, с. 174-193.

24. Бреннеман Н.К., Смит Н.В. Химическое сходство нефтей и нефтематеринских пород.-/Вып.: Распространение нефтей. М., 1961, с. 583-601.

25. Брод И.О., Еременко H.A. Основы геологии нефти и газа. М.: Гостехиздат. 1957.

26. Будников В.И., Конторович А.Э. Зависимость состава нефтей от степени по-стдиагенетического изменения пород и метаморфизма углей. /Геология нефти и газа N8, 1965.

27. Бурова Е.Г. Особенности углеводородного состава нефтей и битумоидов Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области // Геохимическое изучение процессов миграции углеводородных систем.- М.: наука 1985.- с. 58-67.

28. Буш Д.А. Стратиграфические ловушки в песчаниках. Методика исследова-ния.-М., Мир, 1977.

29. Вассоевич Н.Б., Лейфман И.Е. Об оценке нефтематеринского потенциала // Доклад АН СССР, Серия Геология, 1977, т. 234, N 4, с. 884-887.

30. Вассоевич Н.Б. Образование нефти в терригенных отложениях (на примере чокракско-караганских слоев Терского передового прогиба)./ В сб. Вопросы образования нефти. Тр. ВНИГРИ, вып. 122. Л., Гостоптехиздат, 1958.

31. Вассоевич Н.Б. О нефтематеринских отложениях сев.-вост. Кавк./Вып.: происхождение нефти., М.:1955, с. 15-35.

32. Вассоевич Н.Б. Понятие о возрасте нефти в связи со стадийностью процесса ее образования.- Сов. геол. 1976, N 2, с. 16-27.

33. Вассоевич Н.Б. Стадии развития нефтематеринских отложений терригенно-го типа./ В сб. Происхождение нефти. М., Госгеолтехиздат, 1955.

34. Вассоевич Н.Б., Соколов В.А., Конюхов А.И. Литолого-геохимические характеристики нефтегазоносных глубокопогруженных горизонтов./ Изв.вузов. Геология и разведка, 1976. N 7, с. 55-61.

35. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти. Известия АН СССР сер.: Геология, 1976 N 16 с. 137-143.

36. Вебер В.В. Накопление и преобразование органического вещества в современных и юрских осадках. М.: Гостоптехиздат, 1980, 243с.

37. Вебер В.В. Диагенетическая стадия образования нефти и газа. М.: Недра 1976.

38. Вебер В.В. Преобразование органического вещества морских осадков. М.: Гостоптехиздат, 1956.

39. Вельте Д.Х. Генезис углеводородов в осадочных породах./ В кн.: Органическая геохимия, М., 1970. С. 140-150.41 .Вернадский В.И. Очерки геохимии. М.: ГОНТИ, 1934.

40. Восьмой международный конгресс по органической геохимии. Тезисы докладов т. I, II. М., Наука, 1977.

41. Высоцкий В.Н., Сидоренко А.И. Конкреционная цикличность нефтегазоносных формаций / Советская геология, 1987, N 1, с. 15-24.

42. Вышемирский B.C. Геологические условия метаморфизма углей и нефтей. Изд-во Саратовского университета 1963. 377с.

43. Галимов Э.М., Поляков В.Б. О термодинамически упорядоченном распределении изотопов углерода в биогенных геохимических системах // Геохимия.-1990.-N9.- с. 1232-1240.

44. Галимов Э.М., Фрик М.Г. Экспериментальное изучение влияния алканов нефти и органического вещества пород // Геохимия- 1986.- N 3.- с. 355-361.

45. Генезис и миграция нефти в Западно-Канадском осадочном бассейне (провинция Альберта). Изучение геохимических и геотермических условий. М.- 1980.

46. Геодинамическая модель процессов формирования скопления углеводородов (на примере Вилюйско-Приверхоянского осадочного бассейна: / А.Н. Дмитриевский, Ю.В. Самсонов и др. М.: Недра, 1992.- 150с.

47. Геология нефти и газа Западной Сибири./ Авт. А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. М.: Недра, 1975, 678с.

48. Геология и геохимия природных горючих газов. / Справочник.- М.: Недра,-1990.

49. Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирской низменности-новой нефтяной базы СССР. / Новосибирск, изд-во СО АН СССР, 1963, 201с. // Авт.: Ф.Г. Гурари, В.П. Казаринов и др., под ред. H.H. Ростовцева.

50. Геология СССР (под ред. H.H. Ростовцева). М,: Недра, 1964, т. 44.

51. Геологическое строение и нефтегазоносность Западно-Сибирской низменности, Труды ЗапСибНИГНИ, вып. 1, (под ред. H.H. Ростовцева, М.: Недра 1965.

52. Геолого-геохимические условия размещения жидких и газообразных углеводородов в мезозойских отложениях Западной Сибири./// Авт.: И.И. Нестеров, A.B. Рыльков, Н.Х. Кулахметов и др. -// Тр. ЗапСибНИГНИ, Тюмень, вып. 138, 1977, с. 3-10.

53. Геолого-геохимические условия формирования зон нефте-и газонакопления в мезозойских отложениях Западной Сибири. // Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 166, Тюмень, 1981.

54. Геохимия мезозойских отложений нефтегазоносных бассейнов Сибири. -/ Тр. СНИИГГИМСа, 1971, вып. 118 //Авт.: А.Э. Конторович, И.Д. Поляков, П.А. Трушков и др.

55. Геохимия нефтей и битумоидов верхнеюрских и нижнемеловых отложений Тюменской области./ Тр. ЗапСибНИГНИ, 1970, вып. 34, 214с. //Авт.: Г.Ф. Григорьева, В.М. Матусевич, И.И. Нестеров и др.

56. Геохимия юрских и нижнемеловых отложений Западно-Сибирской низменности.: Наука, 1971, 251с. // Авт.: А.Э. Конторович, E.JI. Берман, Л.И. Богородская и др.

57. Геохимические особенности процессов нефте-и газообразования в отложениях баженовской свиты Западно-Сибирской низменности / С.Г. Неручев, Е.А. Рогозина, П.А. Зелинченко, П.А. Трушков. // Изв. АН СССР. Серия ео-логия, 1980, N2, с. 5-16.

58. Геохимические особенности поровых растворов горных пород. М.: Недра, 1983.

59. Героут В. Изопреноиды как природные вещества с многообразными функциями // Успехи химии.- 1989.- т. 58.- Вып. 10. с. 1763-1774.

60. Гидион В.Я. Прогнозирование геологического разреза неокомских толщ по конфигурации сейсмических отражений. / Локальный прогноз нефтегазонос-ности Западно-Сибирской геосинеклизы // Тр. ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1989,- с. 99-196.

61. Гидион В.Я. Сейсмостратиграфическая характеристика неокомских отложений Среднего Приобья. / Геофизические методы при обосновании объектов нефтепоисковых работ в центральных районах Западной Сибири // Тр. ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1988,- с. 56-61.

62. Гидрогеохимические поиски месторождений полезных ископаемых // Сборник научных трудов.- Новосибирск: Наука, CO.- 1990.

63. Главная фаза нефтеобразования. / Н.Б. Вассоевич, Ю.И. Корчагина, Н.В. Лопатин, В.В. Чернышов // Вестник МГУ, Серия IY. Геология, 1969, N 6.-с. 3-27.

64. Гогоненков Г.Н., Михайлов Ю.А. Сейсмостратиграфические подразделения нефтегазоносных толщ Западной Сибири // Геология нефти и газа, 1983. N 7.- с. 49-56.

65. Гончаров И.В. Геохимия нефтей Западной Сибири.- М.: Недра, 1987,- 181с.

66. Горская А.И. Исследование четвертичных и современных осадков различных фаций.- // Битумообразование в современных и четвертичных осадках и генезис нефти. М., 1960, с. 191-221.

67. Геолого-геохимические условия формирования зон нефте-и газонакопления в мезозойских отложениях Западной Сибири. // Труды ЗапСибНИГНИ, вып. 166. Тюмень.-1981.

68. Губкин И.М. Учение о нефти. М.: ОНТИ, 1937.

69. Гурари Ф.Г. Геология и нефтегазоносность мезозойских и кайнозойских отложений южной и центральной частей Западно-Сибирской низменности.-/ Автореферат канд. дисс. Новосибирск, 1962.

70. Гурари Ф.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности Обь-Иртышского междуречья. // Тр. СНИШТИМСа, вып. 3. Л.: Гостоптехиздат, 1959.

71. Гурари Ф.Г. Доманикиты и их нефтегазоносность. / Советская геология, 1981, N 11, с. 3-12.

72. Гурари Ф.Г., Запивалов Н.П., Нестеров И.И. Характеристика нефтегазосо-держащих толщ.// Геология СССР, т. 44, Западно-Сибирская низменность, ч. 2, М.: Недра, 1964.

73. Гурари Ф.Г., Конторович А.Э. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа. // Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 3, 1967.

74. Гурари Ф.Г., Конторович А.Э., Острый Г.Б. О роли дизъюнктивных нарушений в процессе формирования залежей нефти и газа в юрских и меловых отложениях Зап.-Сиб. низменности/ Геохимия нефти и газа, N 2, 1966.

75. Гурари Ф.Г., Конторович А.Э. и др. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа в свете представлений о биогенном генезисе нефти (на примере Западно-Сибирской низменности) / Сб.: Генезис нефти и газа. М.: Недра. 1967.

76. Гурари Ф.Г., Конторович А.Э., Фотиади Э.Э. Некоторые закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа в мезозойских отложениях Зап.-Сиб. низменности. / Геология и геофизика. N 1. 1967.

77. Гурари Ф.Г. К палеографии Западно-Сибирской низменности в юрско-неокомское время//Тр. СНИИГТИМСа, вып. 14, 1961.

78. Гурко H.H. Соотношение п/ф как индикатор миграции углеводородов в газовой фазе // Геохимия, 1985.- N 3.- с. 393-399.

79. Гурко H.H., Галишев М.А. Некоторые геохимические аспекты раздельного прогноза зон преимущественного нефте-и газоконденсатонакопления. // Геология нефти и газа.-1988. N 4.- с. 29-32.

80. Гурова Т.М., Казаринов В.П. Литология и палеогеография ЗападноСибирской низменности в связи с нефтегазоносностью. М.: 1965. Гостоптех-издат, 1962, 296с.

81. Гусева А.Н., Соболева Е.А. К вопросу о геохимических классификациях нефтей. // Вестник МГУ. Сер. геологическая . 1979, N 3.- с. 45-49.

82. Гусева А.Н., Лейфман И.Е. Генезис твердых углеводородов как подтверждение осадочно-миграционной теории природы нефти.// Вып.: Современные проблемы геологии и геохимии горючих ископаемых. М.: Наука, 1973, с. 8893.

83. Гусева А.Н., Лейфман И.Е. Геохимические аспекты нефтеобразования // Научно-прикладные аспекты геохимии нефти и газа. Научн. Тр. ИГИРГИ.- М., 1991.- с. 3-8.

84. Давиташвили М.Ф. Эволюция условий накопления горючих ископаемых в связи с развитием органического мира. М.: Недра, 1971.

85. Давиташвили М.Ф. Нефтепроизводящие свиты и методы их диагностики. Л., Гостоптехиздат, 1963.

86. Добрянский А.Ф. Геохимия нефти. Ленгостоптехиздат, 1963.

87. Добрынин В.М. Проблемы коллектора нефти в битуминозных глинистых породах баженовской свиты./ Изд-во АН СССР, Сер.геология,- 1982.- N 3.- с. 120-127.

88. Дорочинская В.А., Степанов А.Н., Фадеев B.C. Геохимические факторы формирования состава реликтовых алканов Сп- С 20 в каустобиолитах.// Нефтехимия.- 1993.- т. 33.- N1.- с.9-18.

89. Дряхлова Е.А. Возможные нефтегазоносные свиты Ханты-Мансийской впадины Зап. Сибири , т.1 1959, Фонды НТГУ.

90. Дриц В.А., Коссовский А.Г. Глинистые минералы / Тр. АН СССР. Геология.-1990. Вып.446.

91. Егоров О.В. Термальные воды южной части Зап. Сибирской низменности // Информац. сборник ВСЕГЕИЫ 19, 1959.

92. Еременко H.A., Чилингар Г.В. Геология нефти и газа на рубеже веков,- М.: Наука, 1996.

93. Еременко H.A. Первичная аккумуляция в нефтематеринских породах. // Геология нефти и газа.- 1985.- N 2,- с. 14-18.

94. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Тепловое поле и нефтегазоносность молодых плит СССР.- М.: Недра, 1986.

95. Ю1.Еханин А.Е. Перспективы поиска залежей разного фазового состава в ниж-не-среднеюрском нефтегазоносном надкомплексе Западной Сибири. // Геология нефти и газа. 1990. N 4.- с. 2-4.

96. Ю2.Жабрев Д.В., Ларская Е.С. Нефтематеринские свиты Западного Предкавказья.// Тр. ВНИГНИ, Л., вып. 5, 1966, с. 19-29.

97. Зелинский Н.Д. Олеиновая и пальмитиновая кислоты как материнское вещество нефти. //В кн.: Избранные труды. Т. 1. М., 1941, с. 50-60.

98. Ю4.0нищук Т.М., Наумов А.Л., Векслер Л.А. Корреляция продуктивных пластов нижнего мела в Среднеюской НТО. // Геология нефти и газа 1977. N 6. с. 32-37.

99. Зорькин Л.М. Об использовании температур подземных вод для оценки перспектив газоконденсатности на примере Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. // Новости нефтяной и газовой техники. Геология, N 8, ГОСИНТИ,М., 1961.

100. Зорькин Л.М., Стадник Е.В., Сошников В.К. Гидрохимические показатели оценки перспектив нефтегазоносности локальных структур. М.: Недра, 1974.

101. Зуева И.Н. Генетические типы органического вещества и нефтей Западной Якутии ( по данным ИК- и УВ- спектроскопии)./ Автореферат дис. канд. геол.-мин. наук.- Л., ВНИГРИ, 1984.- 18с.

102. Иванцова В.В., Неручин H.H., Беляева Л.Н. Факторы, влияющие на состав нефтей Западной Сибири. // Пути эволюции органического вещества в земной коре. Л.: Изд. ВНИГРИ, 1984,- с. 104-110.

103. Иванцова В.В., Черников К.А. Результаты изучения рассеянного органического вещества и битумов Западно-Сибирской плиты./ В кн.: Сравнительный анализ нефтегазовой тектоники Западной Сибири и Туранско-Скифской плиты. М.: Недра, 1983.

104. Ю.Изопреноидные структуры в нефтях / М.Н. Красавченко, Ал.А. Петров, A.A. Михновская и др. // Нефтехимия, т. 1, 1969, N 5, с. 651-655.

105. Ш.Изосимова А.Н., Чалая О.Н. Реликтовые углеводороды в органическом веществе и нефтях Западной Якутии.- Новосибирск: Наука. 1989.- 127с.

106. Ильинская В.В. Генетическая связь углеводородов органического вещества пород и нефтей.- М.: Недра, 1985,- 160с.

107. И.Ильинская B.B. Основные теоретические положения корреляции нефтей, конденсатов-ОВ пород-ВРОВ по составу углеводородов реликтового строения / Всес. конф. Тез. докл.- М., 1988, с, 4-8.

108. Ильинская В.В. Углеводороды органического вещества палеозойских пород Большого Донбасса. Тр. ВНИГНИ, вып.2, Недра, 1964.

109. Исследование нефтегазоносности разрезов баженовской свиты / И.И. Нестеров, Л.Г. Петросян, В.П. Сонич и др. М.: ВНИИГМС и ГРР,- 1988.- N 7,-57с.

110. Исследование органического вещества современных и ископаемых осадков. / Н.Б. Вассоевич, А.Н. Гусева, И.Е. Лейфман и др. М.: Наука, 1978.

111. Историко-генетический метод оценки перспектив нефтегазоносности / O.A. Польстер, Ю.А. Висковский, В.А. Николаенко и др. М.: Недра, 1984.

112. Казаринов В.П. Мезозойские и Кайнозойские отложения Западной Сибири. М.: Госкомиздат, 1958, 324с.

113. Казаринов В.П. Этажи нефтегазоносности в мезозойских осадках Сибири. / В сб. : Проблемы Сибирской нефти. Новосибирск, изд-во СО АН СССР, 1963.

114. Калинко М.К. Состояние и пути дальнейшего развития методов выявления генетических связей нефть и органическое вещество пород. // Аспекты генетических связей нефтей и органического вещества. М.: Наука, 1986, с. 6-10.

115. Карагодин Ю.Н., Нежданов A.A. Нокомский продуктивный комплекс Западной Сибири и актуальные задачи его изучения. / Геология нефти и газа, 1988. N10, с. 9-14.

116. Карагодин Ю.Н. Система понятий и терминов седиментационной цикличности. / Теоретические исследования по терминологии седиментационной цикличности.- Новосибирск, 1978, с. 7-52.

117. Каримов А.К. О вероятных количествах углеводородов, выделяющихся при карбонизации захороненного органического вещества. / Геология нефти и газа, N 12,1964.

118. Карцев A.A. Основы геохимии нефти и газа. М.: Недра, 1969.

119. Квенвольден К.А. Молекулярное распределение нормальных жирных кислот и алканов в некоторых нижнемеловых осадочных породах. / В кн: Органическая геохимия, вып. 2, М.: Недра, 1970, с. 93-104.

120. Клар Э. Полициклические углеводороды. М.: Химия, 1971, т. I-II, 1002 с.

121. Клубова Т.Т., Климушина Л.П., Медведева A.M. Особенности формирования залежей нефти в глинах баженовской свиты Западной Сибири.-// Труды ИГИРГИ,М., 1980. с. 128-147.

122. Клубова Т.Т. Роль глинистых минералов в преобразовании органического вещества и формирования порового пространства коллекторов. М.: Недра, 1985.

123. Коблова А.З., Фрик М.Г. Типы нефтей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. // Геологическое строение и нефтегазоносность северных и западных районов Волго-Уральской провинции. / Науч. Труды КамНПИКГС: Пермь, 1991.-с. 91-100.

124. Коломбо У. Происхождение нефти и ее эволюция. // В кн. Основные аспекты геохимии. М., 1970, с. 300-334.

125. Колганова М.М., Конторович А.Э. Некоторые черты геохимии ванадия и никеля в осадочных породах и нефтях. //В кн.: Геология нефтегазоносных районов Западно-Сибирской низменности. Новосибирск. Тр. СНИИГГИМС, вып. 47,1966, с. 184-197.

126. Конторович А.Э., Бабина Н.М., Богородская JI.T. и др. Нефтепроизводящие толщи и условия образования нефтей в мезозойских отложениях ЗападноСибирской низменности. JL: Недра, 1967.

127. Критерии прогноза нефтегазоносности провинции Сибири / Конторович А.Э., Богородская Л.И., Голышев С.П. и др. Тр. СНИИГГИМС. Вып. 283, Новосибирск, 1980, с. 86.

128. Конторович А.Э., Богородская Л.И., Липницкая Л.Ф. и др. Рассеянные углеводороды в юрских отложениях Западно-Сибирской низменности. // ДАН СССР т. 162, N2, 1965.

129. Конторович А.Э. Геохимия юрских и нижнемеловых отложений ЗападноСибирской низменности в связи с их нефтегазоносностью. / Автореф. дис-серт. Новосибирск, 1964.

130. Конторович А.Э., Борисова Л.С. Состав асфальтенов как индикатор типа рассеянного органического вещества. // Геохимия, 1994.- N 11.- с. 1660-1967.

131. Конторович А.Э., Данилова В.П. Нефтеобразование в угленосных осадочных толщах (на примере мезозойских и палеозойских отложений юга Западной и Средней Сибири) / Тр. СНИИГГИМС, 1973. вып. 167, с. 73-82.

132. Конторович А.Э. Нефтепроизводящие толщи и условия образования нефти в мезозойских отложениях Западно- Сибирской низменности. Л.: недра, 1967.

133. Конторович А.Э. О методике экстракции битумоидов из пород. // Геология и геофизика, N 2,19с.

134. Конторович А.Э., Парпарова Г.М., Трушков П.А. Метаморфизм органического вещества и некоторые вопросы нефтегазоносности (на примере мезозойских отложений Западно- Сибирской низменности). / Геология и геофизика, 1967, N2, с. 16-29.

135. Конторович А.Э. и др. Рассеянные углеводороды в юрских отложениях Западно- Сибирской низменности. / ДАН СССР, т. 162, N 2. 1965.

136. Конторович А.Э., Рогозина Е.В. Масштабы образования углеводородных газов в мезозойских отложениях Западно- Сибирской низменности. /В кн.:

137. Геология и нефтегазоносность юго-востока Западно-Сибирской плиты. Новосибирск, 1967, Тр. СНИИГГИМС, вып. 65, с. 13-25.

138. Конторович А.Э., Трофимук A.A. Литогенез и нефтеобразование. // В кн.: Горючие ископаемые. М., 1976, с. 73-83.

139. Конторович А.Э. Химический состав осадочных пород Западно-Сибирской плиты. ДАН СССР, т. 163, N 4, 1965.

140. Корнев В.А. Прослеживание наклонных отражающих границ в низах неокома Среднего Приобья и их геологическая интерпретация. / Тр. ЗапСиб-НИГНИ, вып. 132, Тюмень, 1978. С. 105-112.

141. Корчагина Ю.И. Органическое вещество осадочных пород в процессе катагенеза. /В кн.: Современные проблемы геологии и геохимии горючих ископаемых. М., 1973, с. 52-61.

142. К разработке генетической классификации рассеянного органического вещества. / Успенский В.А. и др. // Вопросы образования нефти. Тр. ВНИГРИ, вып. 122. Л.: Гостоптехиздат.- 1958.

143. Креме А.Я., Вассерман Б.Я., Матвиевская Н.Д. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа. М.: Недра, 1974.

144. Кругликов Н.М. Гидрогеология северо-западного борта Западно Сибирского артезианского бассейна. Л.: Недра, 1964.

145. Кругликов Н.М. К вопросу о геотермической роли движения подземных вод. /Тр. ВНИГРИ. вып 20 Геол. сб. N 8, 1963.

146. Крылов H.A. Геологические критерии выделения нефтегазопроизводящих свит. Обзорная информация Сер.: Нефтегазовая геология и геофизика, М., ВНИИОЭНГ, 1979.

147. Курсин C.B., Наумов A.A., Онищук Т.М. Особенности строения отложений баженовской свиты Среднего Приобья // Проблемы нефти и газа Тюмени. Тюмень, 1984 / Тр. ЗапСибНИГНИ, Новая серия, вып. 61.-е. 6-9.

148. Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Геотермия нефтегазоносных областей Западной Сибири.- М.: Недра, 1987.

149. Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Определение глубинного теплового потока в сложных геотермических условиях. // Известия АН СССР. Серия геологич.-1986.-Nll.-c. 121-127.

150. Курчиков А.Р. Гидрогеотермические критерии нефтегазоносности. М.: Недра 1992,-231с.

151. Куликов П.К. и др. Тектоника фундамента Западно-Сибирской плиты. // Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 1. Л.: Недра, 1965.

152. Маврицкий Б.Ф. О геотермических условиях Западно-Сибирского артезианского бассейна. ДАН СССР, т. 129, N 5, 1959.

153. Маркевич В,П, Особенности геологического строения и перспективы неф-тегазоносности Западно-Сибирской низменности. Проблемы Сибирской нефти. М.: Изд. АН СССР, 1963.

154. Максимов С.П. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа. М.: Недра, 1964.

155. Максимов С.П., Ларская Е.С., Сухова А.Н. О формировании Оренбургского газоконденсатного месторождения.- Геология нефти и газа. 1976, N 11, с. 1122.

156. Максимов С.П., Чахмахчев В.А., Большаков Ю.Я, Геохимические аспекты принципа дифференциального улавливания нефти, газа и конденсата месторождения. / Геология нефти и газа. 1976, N 3, с. 37-46.

157. Мейншейн У.Г. Значение углеводородов в осадках и нефтях. (Пер. М.Ф. Двали) / В кн.: симпозиум по химическим подходам к опознаванию материнских пород нефти. Л.: Гостоптехиздат, 1962, с. 75-82.

158. Мелик-Пашаев B.C., Степанов А.И., Терещенко Ю.А. О природе аномально высоких пластовых давлений в юрских отложениях Салымского месторождения. / Геология нефти и газа. 1979. N 7, с.25-28.

159. Месежников М.С. К биостратиграфии верхнеюрско-неокомских отложений Западной Сибири: баженовская свита и ее аналоги // Палеогеография и биостратиграфия юры и мела Сибири. М.: Наука.- 1983.- с. 32-46.

160. Мирчинк М.Ф., Бакиров A.A. Современное состояние проблемы происхождения нефти и основные задачи дальнейших исследований. / В кн.: Происхождение нефти. Гостоптехиздат, 1955.

161. Мкртчан О.М. О новой модели строения и формирования баженовской свиты Западной Сибири // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение.1984.-N7.-с. 1-7.

162. Мкртчан О.М., Белкин Н.М., Дегтев В.А. Сейсмогеологическое обоснование единой схемы корреляции продуктивных шельфовых пластов неокома Среднего Приобья // Советская геология, 1985.- N 11.- с. 115-122.

163. Мкртчан О.М., Филина С.И. Особенности строения пласта ЮС2 Западной Сибири и размещение в нем залежей нефти и газа // Геология нефти и газа.1985,-N3.- с. 48-54.

164. Москвин В.И. О некоторых явлениях, сопутствующих нефтеобразованию в баженовской свите Западной Сибири. // Геология и геофизика, 1983, N 11. с. 27-32.

165. Наумов A.JI., Биншток М.М., Оншцук Т.М. О принципах выделения основных подразделений региональных стратиграфических схем-свит / Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 121, Тюмень, 1977. с. 80-82.

166. Наумов А.Л., Онищук Т.М, Биншток М.М. Об особенностях формирования разреза неокомских отложений Среднего Приобья. Тюмень, 1977. Тр. ТИИ, вып. 64, с. 39-46.

167. Наумов А.Л., Хафизов Ф.З. Новый вид литодогических ловушек в неокомских отложениях Западной Сибири. / Геология нефти и газа. 1986. N 6, с 3135.

168. Нежданов A.A. Зоны аномальных разрезов баженовского горизонта Западной Сибири // Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири. Тюмень.- 1985.-с. 27-35.

169. Нежданов A.A. Маркирующие горизонты в продуктивных отложениях мезозоя Западной Сибири. / Тюмень, Тр. ЗапСибНИГНИ 1984.- с. 97-106.

170. Нежданов A.A. Сейсмогеологический прогноз и картирование неантиклинальных ловушек нефти и газа в Западной Сибири. М., 1992.- 99с. (ч.1) / Разведочная геофизика: Обзор / МГП «Геоинформмары».

171. Нежданов A.A., Огибенин В.В., Комиссаренко Р.К. Новые данные о строении нижне-, среднеюрских отложений Тюменской области. Нефтегазоносность отложений северных районов Зап.Сибири. Тюмень, / Тр. ЗапСибНИГНИ, 1986. с. 32-40.

172. Нежданов A.A., Огибенин В.В. Материалы к региональной стратиграфической схеме нижне-средней юры Зап.Сибири. / Биостратиграфия мезозоя Зап. Сибири. Тр. ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1987, 17-26.

173. Немченко H.H., Ровенская A.C. Гиршгорн Л.Ш. Прогноз фазового состояния углеводородов на больших глубинах в Западной Сибири. / Геология нефти и газа, 1989.- Nile. 2-8.

174. Неручев С.Г., Вассоевич, Лопатин Н.В. О шкале катагенеза в связи с неф-теобразованием. / В кн.: Международный геологический конгресс. XXY сессия. Доклады советских геологов. Горючие ископаемые,- М.: Наука, 1976,-с. 47-62.

175. Неручев С.Г. Катагенез рассеянного органического вещества пород и генерация нефти и газа в процессе погружения осадков. / Докл. АН СССР, сер. Геология, 1970, т. 194, N 5, с. 1186-1189.

176. Неручев С.Г. К изучению главной фазы нефтеобразования. / В кн.: Современные проблемы геологии и геохимии горючих ископаемых. М.: Наука, 1973, с. 43-49.

177. Неручев С.Г., Ковачева Е.А. О влиянии геологических условий на величину нефтеотдачи материнских пород. / ДАН СССР, т. 162, N 4, 1965.

178. Неручев С.Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти. М.Гостоптехиздат, 1969.

179. Неручев С.Г., Рогозшга Е.А., Чистяков В.Б. Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. Новосибирск. Наука, 1991.- с. 45.

180. Неручев С.Г. Уран и жизнь в истории Земли. JI., Недра, 1982, 206с.

181. Нестеров И.И., Бочкарев B.C. Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. Новосибирск: Наука, 1991.-е. 110.

182. Нестеров И.И. Критерии прогнозов нефтегазоносности. М.: Недра, 1969, 30с.

183. Нестеров И.И. Нефтегазоносность глинистых битуминоидных пород // Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири. / Тр. ЗапСиб-НИГНИ.- 1985.-е. 3-18.

184. Нестеров И. И. Нефтегазоносность битуминоидных глин баженовской свиты Западной Сибири. // Сов. геология .- 1980.- N 10.- с. 26-29.

185. Нестеров И.И., Соколовский А.П. Современные представления о природе аномально высоких пластовых давлений. / Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 132, с. 119-123.

186. Нестеров И.И., Шпильман В.И. Теория нефтегазонакопления. М.: Недра, 1987.

187. Нефтегазообразование в отложениях доманикового типа / под ред. С.Г. Не-ручева. Л.: Недра, 1986, 247с.

188. Николаева Е.В. Схема миграции УВ из баженовской свиты и перспективы нефтегазоносности мезозойских отложений Сургутского нефтегазоносного района // М.: ВНИИОЭНГ.- 1990.- N 10.- с.1-7.

189. Никонов В.Ф., Громова Г.Л. Геохимические исследования кернового материала, вод и газов в западной части Зап.Сиб. низменности. Тюмень, 1959. Фонды ТТГУ.

190. Органическая геохимия мезозойских нефтегазоносных отложений Сибири. / Авт.: А.Э. Конторович, И.Д. Полякова, О.Ф. Стасова и др. М.: Недра, 1974-1992.-N 10 с.190.

191. Основы генетической классификации битумов. / Авт. В.А. Успенский, O.A. Радченко, А. Э. Конторович, И.Д. Полякова, О.Ф. Стасова и др. Л.: Недра, 1964, 267.

192. Основные факторы, контролирующие размещение перспективных ловушек в резервуарах нижнего мела. / В.И. Шпильман, Г.И. Плавник, Л.Г. Судат и др. // Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 144, Тюмень, 1979, с. 100-109.

193. Особенности накопления и преобразования органического вещества в до-каменноугольных отложениях Русской платформы. / Е.С. Ларская, К.Ф. Родионова и др. М.: Недра 1974.

194. Особенности палеогеотермического режима мезо-кайнозойских отложений севера Западной Сибири / H.H. Немченко, И.И. Нестеров, А.Г. Потеряев, A.B. Рыльков. // В кн.: Проблемы нефти и газа Тюмени. Тюмень, 1973, с. 3-7.

195. Палеогеотермические критерии размещения нефтяных залежей. / И.И. Ам-мосов, В.И. Горшков, Н.П. Гречникова, Г.С. Калмыков. М., Недра, 1977.

196. Палеогеотермические критерии распределения нефти и газа в осадочном чехле Западно-Сибирской плиты. / В.И. Горшков, Т.П. Волкова, Г.Л. Горбенко, Г.В. Амплеева. // Изв. АН СССР. Сер. Геологич. 1986, N 3, с. 115-122.

197. Палеоклиматы Сибири в меловом и палеогеновом периодах. / A.B. Голь-берт, К.Н. Григорьева, JI.JI. Ильенок и др. М.: Недра, 1977.

198. Палеоландшафты Западной Сибири в юре, мелу и палеогене. / Авт.: A.B. Гольдберт, О.Г. Маркова, И.Д. Полякова и др. М.: Наука, 1968, с. 150.

199. Перозио Г.Н. Об эпигенетических изменениях в терригенных породах мезозоя центральной части Зап.Сиб. низменности. // Тр. СНИИГГИМС, вып. 17, 1961.

200. Перспективы нефтегазоносности неокомских отложений Тюменской области. / Авт.: H.H. Нестеров, В.И. Шпильман, Г.Н. Плавник, Л.Г. Судат. // Геология нефти и газа, 1985. N 4. с. 8-13.

201. Петров A.A., Арефьев O.A. Биомаркеры и геохимия процессов нефтеобра-зования (обзор). // Геохимия.- 1990.-N 5.

202. Петров A.A., Пунанов В.Г. Генетическая типизация нефтей // Аспекты генетических связей нефтей и органического вещества пород. М.: Наука, 1986.-с. 24-29.

203. Петров A.A. Состав биомаркеров и геохимические показатели процессов нефтеобразования // Геология нефти и газа.- 1985.-N 10.- с. 29-33.

204. Петров A.A. Химия алканов. М. Наука, 1974.

205. Полиядерные ароматические углеводороды рассеянного органического вещества. / Авт.: А.Э. Конторович, Н.М. Бабина, В.П. Данилова и др. // Геология и геофизика, 1973, N 9, с. 64-91.

206. Превращение нефтей в природе / П.Ф. Андреев и др. Гостоптехиздат.-1958.

207. Превращение органического вещества в мезо-и апокатагенезе / А.Э. Конторович, И.Д. Полякова, М.М. Колчанова, E.H. Соболева // Сов. геология.-1988. N7.

208. Проблемы геологии и геохимии нефти и газа / A.A. Геодекян, A.A. Карцев, Н.В. Лопатин, В .Я. Троцюк. // Изв. РАН Сер. геол.- 1992.- N З.-с. 135-136.

209. Пунанов В.Г., Чахмахчев В.А. Геохимические проблемы оценки нефтегазоносности. М.: ИГИГРИ, 1989.- с. 102.

210. Пунанова С.А. Металлопорфириновые комплексы и их использование при геохимических исследованиях / Научно-прикладные аспекты геохимии нефти и газа. //Научн. Тр. ИГИГРИ.- М., 1991.- с. 129-135.

211. Радченко O.A. Вопросы геохимии порфиринов нефтей ДАН СССР, т. 34, N 3, 1961.

212. Радченко O.A. К вопросу о механизме нефтеобразования. / Докл. АН СССР, т. 182,N 1, 1968, с. 193-196.

213. Радченко O.A. Об особенностях химического преобразования органического вещества различного генетического типа в процессе углефикации (всвязи с проблемой образования нефти). // Химия твердого топлива 1969, N 1, с. 65-66.

214. Разработать критерии и методику поисков сложнопостроенных ловушек, перспективных на нефть и газ на севере Тюменской области / Авт.: М.Я. Рудкевич, JI.C. Озеранская, Н.Ф. Чистякова, М.Н. Сидоров. Тюмень, 1990. 390с.

215. Рогозина Е.А. Газовые компоненты рассеянного органического вещества и их связь с типами органического вещества. Автореф. диссерт. Л., 1965.

216. Рогозина Е.А., Шапиро А.И. Газовые и низкокипящие компоненты рассеянного органического вещества пород и их генерация. // Труды Всес. нефт. НИИГРИ, 1972, вып. 310, с. 66-85.

217. Родионова К.Ф. О методах исследования битуминозных веществ //Тр. ВНИГНИ, М.: вып. 27, 1960, с. 89-99.

218. Родионова К.Ф. О преобразовании жировых веществ микробами нефти и глубоководных илов Черного моря. / Автореф. дис. на соиск. уч. степ, к.х.н. М.: НГУ АН СССР, 1939.

219. Родионова К.Ф. Органическое вещество и нефтематеринские породы девона Волго-Уральской нефтегазоносной области. М.: Недра, 1967.

220. Родионова К.Ф. О значении фациальных условий для нефтеобразования. //Тр. ВНИГНИ, вып. 2, Сб. Геология, 1959.

221. Романкевич Е.А. Геохимия органического вещества в океане. М.: Наука, 1977.- 202с.

222. Ронов А.Б. Химическое строение земной коры и геохимический баланс главных элементов.- М.: Наука.-1990.

223. Ростовцев H.H. Опыт составления прогнозных карт на нефть и газ для территории Зап. Сиб. низменности. // Инф. Сб. ВСЕГЕИ, N 2, Гостоптехиздат, 1955.

224. Ростовцев H.H. Условия формирования газовых залежей в Березовском районе Зап.Сиб. низменности. // Тр. СНИИГГИМСа, вып. 17, Л.: Гостоптехиздат, 1961.

225. Рудаков Г.В., Никонов В.Ф. Современное состояние теории глубинного происхождения нефти и пути ее дальнейшего развития. / Сов. геология, N 3, 1966.

226. Рудкевич М.Я., Озеранская Н.Ф., Чистякова Н.Ф. и др. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна. М.: Недра, 1988. Переиздано США, Ассоциация геологов-нефтяников. / Сб. трудов «Новейшие достижения нефтяной геологии и геофизики". Т.2, 1993.

227. Рудкевич М.Я., Корнев В.А., Нежданов A.A. Формирование неантиклинальных и комбинированных ловушек в меловых отложениях ЗападноСибирской плиты и методика их поиска. // Геология нефти и газа, 1984, N 8. с. 17-23.

228. Рудкевич М.Я. Тектоника Западно-Сибирской плиты и ее районирование по перспективам нефтегазоносности. М.: Недра, 1969, 289с.

229. Руководство по анализу битумоидов и рассеянного органического вещества горных пород. Л., Недра, 1960.

230. Саркисян С.Г., Процветалова Т.Н. Палеография Западно-Сибирской низменности в раннемеловую эпоху. М.: Наука, 1968, 80с.

231. Сафонова Г.И. Катагенетические изменения нефтей в залежах. М., Недра, 1974.

232. Сверчков Т.П. Особенности распространения нефти в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности в связи с условиями ее образования. // В сб. «Материалы по современной нефтяной геологии». Л.: Гостоп-техиздат, 1962.

233. Сверчков Г.П. Формирование нефтяных и газовых залежей в северозападной части Зап.Сиб. низменности. // Геология нефти, 1958 N6.

234. Сейсмогеологическое изучение клиноформных отложений Среднего При-обья. / О.М. Мкртчан, И.Л. Гребнева, В.П. Игошкин и др. М.: Наука, 1990.

235. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири // О.М. Мкртчан, Л.Л. Трусов, Н.М. Белкин и др. М.: Недра.- 1987.- 126с.

236. Сидоренков А.И. Фациально-палеогеографическая классификация ловушек выклинивания мезозоя Западной Сибири. // ТР. ЗапСибНИГНИ. Вып. 132, Тюмень, 1978, с. 7-14.

237. Сидоров М.Н., Чистякова Н.Ф. Распределение запасов жидких и газообразных углеводородов в осадочном чехле Западно-Сибирского НГБ // Геология нефти и газа, 1996, N1.-0. 38-42.

238. Симоненко В.Ф. О возможном участии аномальной воды глин в процессах миграции углеводородов. // Геология нефти и газа. 1974, N 2.- с.37-42.

239. Скоробогатов В.А. Методика реконструкции палеогеотермических режимов осадочных комплексов нефтегазоносных областей. // В кн.: Проблемы нефти и газа Тюмени, Тюмень, 1978, с. 10-14.

240. Словарь по геологии нефти и газа.- Л.: Недра, 1988- 679с.

241. Смит Г.В. Исследование по проблемам происхождения нефти. // В кн.: Углеводороды в современных осадках. М., 1956.

242. Соколов В.А., Бестужев М.А., Тихомолова Т.В. Химический состав нефтей и природных газов в связи с их происхождением. М.: Недра, 1972.

243. Соколов В.А. Очерки генезиса нефти. М.-Л.: Гостоптехиздат, 1948.

244. Соколов В.А. Образование и миграция нефти и газа. М.: Недра, 1965.

245. Соколов В.А. Процессы образования и миграции нефти и газа. М., Недра, 1965.

246. Соколовский А.П. Процессы седиментации как основа локального прогноза нефтегазоносности в Западной Сибири // Тр.ЗапСибНИГНИ « Локальный прогноз нефтегазоносности Западно-Сибирской геосинеклизы».- Тюмень. 1989, с. 148-155.

247. Справочник по геологии нефти и газа / Под ред. H.A. Еременко.-М.: Недра, 1984.

248. Справочное руководство гидрогеолога, т. 1 / В.М. Максимов, В.Д. Бабушкин, H.H. Веригин и др. Л.: Недра, 1979.- 512с.

249. Ставицкий Т.П. Геотермические условия Зап.Сиб. низменности // Геология СССР, т. 44, ч.2, М.: Недра, 1964.

250. Страхов Н.М. Некоторые данные по вопросу о миграции битумоидов. // Изв. АН СССР, отд. математич. и естеств. наук, 1936, N 2-3. с. 23-33.

251. Страхов Н.М. Основы теории литогенеза, т. 1,2. М.: Изд. АН СССР, 1960, 1961.

252. Сторожев А.Д. Условия формирования залежи нефти в баженовской свите Салымского месторождения. / Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 166. Тюмень.- 1981.-с. 66-73.

253. Сурков B.C., Смирнов Л.В., Жеро О.Г. Раннемезозойский рифтогенез и его влияние на структуру литосферы Западно-Сибирской плиты // Геология и геофизика.- 1987.- N 9.- с. 3-11.

254. Сурков B.C., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты.-Л.: Недра, 1981.

255. Теодорович Г.И. Минералого-геохимические черты вероятных нефтепро-изводягцих и рассеянно-битуминозных свит. // Геохимия, петрография и минералогия осадочных образований. М.: 1963.-е. 86-101.

256. Теодорович Г.И. Минералы осадочных пород как показатель физико-химической обстановки. // В кн.: Вопросы минералогии и петрографии. М.: 1940, с. 19-29.

257. Тепловой поток Сибири. // Геология и геофизика.- 1982.- N 1.- с. 42-51.

258. Термодинамические аспекты в генерации углеводородов / Авт.: И.И. Нестеров, Г.Ф. Григорьева и др. // Модели нетфтегазообразования.-М., 1992, с. 98-103.

259. Торгованова В.В. и др, Воды и газы палеозойских и мезозойских отложений Западной Сибири. // Тр. ВНИГРИ, вып. 159. Гостоптехиздат, 1960.

260. Траск П. Материнское вещество нефти. // Тр. XYII Международного конгресса. т. 4. М., 1940, с. 24-34.

261. Трофимук A.A., Конторович А.Э. Некоторые вопросы теории органического происхождения нефти и проблемы диагностики нефтепроизводящих толщ. //Геология и геофизика. N 12, 1965. с. 3-14.

262. Трофимук А.А.Проблемы диагностики нефтематеринских свит. // Геология и геофизика, 1963 N 4, с. 116-122.

263. Ушатинский H.H., Гаврилова Л.М., Волкова Л.Н. Геохимия сложнопостро-енных месторождений нефти и газа. Тюмень / Тр. ЗапСибНИГНИ, 1988. с. 44.

264. Ушатинский H.H., Зарипов О.Г. Минералогические и геохимические показатели нефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты. Свердловск.- 1978 // Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 96. Свердловск,- 1978.-207с.

265. Успенский В.А. и др. Материалы и характеристики битуминологической изученности районов Сибири. Фонды ТТГУ, 1956.

266. Уивер Ч.Е. Роль глинистых минералов в осадках. // В кн.: Основные аспекты геохимии нефти. М., 1970, с. 44-82.

267. Хант Дж. Органическая геохимия морской среды. М.: Недра, 1973.

268. Хэллем Э. Интерпретация фаций и стратиграфическая последовательность. М.: Мир, 1983.-318с.

269. Чахмахчев В.А. и др. Возможная роль диффузии в изменении состава легких углеводородов в нефти при миграции. // Геология нефти и газа, 1976. N7, с. 37-42.

270. Чахмахчев В.А. Геохимия углеводородов и проблемы раздельного прогнозирования нефтегазоносности. // Геохимические проблемы оценки нефтегазоносности. -М., ИГИРГИ, 1989,-с. 5-21.

271. ЗОО.Чахмахчев В.А. Геохимия процессов миграции углеводородных систем. М.: Недра.- 1983.-231с.

272. ЗОГЧахмахчев В.А. О достоверности методов геохимической корреляции наф-тидов по их углеводородному составу. // Научно-прикладные аспекты геохимии нефти и газа/Науч. тр. ИГИРГИ.- М., 1991. с. 9-19.

273. Черников К.А., Запивалов Н.П. К вопросу о выделении нефтематеринских пород в разрезе мезо-кайнозоя Западно-Сибирской низменности. // Вестник Зап.Сибири и Новосибирского геол. управлений N 2, 1958.

274. Чистяков В.Б. Прасолов Э.М., Травникова Л.Г. Бассейны черносланцевой седиментации и связанные с ними полезные ископаемые. / Международный симпозиум. Тез.докл. т. 1, Новосибирск, 1991, с. 177.

275. Чистякова Н.Ф., Беган О. Изменение гидрогазогеохимических характеристик с глубиной на примере ряда площадей юга Тюменской области./ Меж-вуз. сб. « Проблемы освоения нефтяных ресурсов Западной Сибири», Тюмень, 1992, с. 65-70.

276. Чистякова Н.Ф., Гарипов О.М., Кобылинский C.B. Гидрогеохимия Талибского месторождения. / Межвузовский сб. научных трудов « Гидрогеологические и инженерно-геологические условия освоения Западной Сиби-ри.Тюмень, 1991, с. 40-48.

277. ЗОб.Чистякова Н.Ф. Гидрогеохимические особенности Бованенковского нефте-газоконденсатного месторождения / Межвузовский сб. « Проблемы освоения нефтяных ресурсов Зап, Сибири», Тюмень, 1992, с. 41-50.

278. Чистякова Н.Ф. Гидрогеохимические критерии нефтегазоносности Ай-Пимского района / Межвуз. сб. « Гидрогеологические условия разработки месторождений нефти и газа», Тюмень, 1992, с. 19-56.

279. Чистякова Н.Ф. Рудкевич М.Я. Гидрогеохимические показатели условий формирования залежей углеводородов ( на примере Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна) / Геология нефти и газа, 1993, N 5.-е. 29-39.

280. Чистякова Н.Ф., Малых А.Г., Третьяков В.К. Условия накопления песчаников и нефтеносность отложений викуловской свиты центральной части Мансийской синеклизы / Геология нефти и газа, 1994, N 1.-С.5-10.

281. З.Чистякова Н.Ф., Рудкевич М.Я. Нефтеносность базальных песчаников юры и доюрских отложений центральной части Мансийской синеклизы / Геология нефти и газа. 1993, N 12.-С.11-15.

282. Чистякова Н.Ф. Геохимический аспект миграции углеводородов ( на примере месторождений Пурского НТО Западно-Сибирского НГБ / Международная научно-техн. конф. «Нефть и газ Западной Сибири», Тюмень, 1996, т.1, с. 93-94.

283. П.Чистякова Н.Ф. Геохимический аспект миграции углеводородов (на примере месторождений Западной Сибири) / Юбилейная межвуз. научн. конф. «Нефть и газ-96», 1996, с. 15-16.

284. Чистякова Н.Ф., Матусевич В.М. Геохимические аспекты прогноза фазового состояния углеводородных систем (на примере Западно-Сибирского мега-бассейна) / Известия вузов. Нефть и газ, 1997. N3.-c. 4-14.

285. Чичуя Б.К. К вопросу изучения начального метаморфизма осадочных пород в связи с их нефтегазоносностью. // Азерб.нефтяное хоз-во. N 7, 1964.

286. Шиманский В.К. Пути построения генетической классификации // Генетическая классификация нефтей, газов, рассеянного органического вещества. Л: Изд. ВНИГРИ, 1981.-е. 8-10.

287. Шпильман К.А. О перспективах нефтегазоносности южной части Обь-Иртышского междуречья. // Нефтегазовая геология и геофизика. N 1, 1966.

288. Щепеткин Ю.В. О карбонатной цементации пород в зонах водонефтяных контактов //Сб. тр. ЗапСибНИГНИ, вып.34, Тюмень, 1970, с. 170-183.

289. Щепеткин Ю. В. Вторичное изменение осадочных пород в процессах формирования углеводородных скоплений // Геохимия процессов нефтегазооб-разования и нефтенакопления в мезозойских отложениях Западной Сибири. Тюмень./Труды ЗапСибНИГНИ.- 1986.-е. 58-72.

290. Щербаков A.C. Самоорганизация материи в неживой природе: философские аспекты синертетики. М.: МГУ, 1990.

291. Юркевич И.А. Исследования по методике фациально-геохимического изучения осадочных пород. / М.: Изд.АН СССР, 1958.-114с.

292. Юркевич И.А. К изучению фациально-геохимических закономерностей в толще мезо-кайнозойских отложений Зап.Сибирской низменности. // В сб. Геохимия каустобиолитов и их месторождений. Изд-во АН СССР, 1962.

293. Юркевич И.А. К вопросу о палеогеографии Приуральской части ЗападноСибирской низменности в мезозое. // ДАН СССР, T.III, N 4, 1956.

294. Юркевич И.А. Некоторые данные о дифференциации и перемещении органического материала в процессе его разложения. // В сб. накопление и преобразование органического вещества в современных морских осадках. Гос-топтехиздат, 1956.

295. Юркевич И.А. О нефтематеринских породах. // Сов.геология, N47. 1955.

296. Юркевич И.А. О нефтематеринских отложениях и перспективах нефтега-зоносности мезозойской толщи Западно-Сибирской низменности. // В сб.: Нефтегазоносность мезозойских отложений Западно-Сибирской низменности. М.: Наука, 1965.

297. Юркевич И.А. Фациально-геохимическая характеристика мезо-кайнозойских отложений Восточного Зауралья.-М.: Изд. АН СССР, 1959.-115с.

298. Якубсон З.В., Чахмахчев В.А. Определение генетической связи нефти с органическим веществом мезозойских отложений Восточного Прикавказья // Аспекты генетических связей нефти и органического вещества пород и вод. Л.: ВНИГРИ, 1980.-е. 154-170.

299. Ясович Г.С. Перспективы нефтегазоносности зон развития аномальных разрезов баженовской свиты Среднего Приобья. //Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 166, Тюмень, 1981, с.51-59.

300. Albrecht P., Ourisson J. Diagenes des hydrocarbures-Jeochtm et Cosmochin. Acta. 1969. Voj. 33, N1, p. 138.

301. Abelson H.Y. Convtrsion of biochemicals to kerogen and Reserchs in Jeochem-istry, 1967.

302. Bradlay John S. Abnormal Fornation Pressure / The American Association of petroleum Geoloqists Bulletin V. 59. N 6 (June 1975), p. 957-973.

303. Brey E.E., and Evans E. D. Distribution of Cosmochin. Acta, 1961, vol. 22, N 1, p. 2-15.

304. Brooks Y. D., Smith Y.W. The diagenesis of plant lipids duriny the formation of coal, petroleum and natural gas.- Cosmochin. Acta, 1967, vol. 31, N 12, p.2383-2997.

305. Blumer M. And Sheider W.D. Isoprenoids hydrocarbons in Bonilla I.V., Engel M.N. //Ogran. Feochem., 1986, v. 10, h. 181.

306. Blumen M. And Tomas D.W. Phytaduenes in Zooplankton.- Science. 1965, vol. 147, p. 1148.

307. Cooper Y.E. Fafty acids in recent and ancient sediments and petroleum reservoir noater.- Natur, 1962, vol.193,148276 -—571-594.

308. Cooper Y.E. and E.E. A positional role of fatty acids in petroleum formation.-Geohim et Cosmochim. Acta, 1963, vol. 27, h. 1183.

309. Connan Y., Casson A.M. Properties of gases and petroleum liguids from ter-estrial petroleum liguids derived from terestrial kerogen at varions maturation levels.- Geoch. At cosmoch. Acta, 1980, vol. 44, N1, p. 1-23.

310. Clark K.C. Iz. Saturated hydrocarlons in marine plants and sediments Marter's thesis. M.I.T.-W.H.O.I. Joint Program, 1966.

311. Dunton M.L., Hunt J.M. Distribution of lok molecular-weight hydrocovrbons in rectnt and ancient sediments. Bull. A.A.P.G, vol. 46. N 12, 1962.

312. Fabian H.I. Carbon- Ratio-theorie, geothermische Trefenstute und Frdgaslager-statten in Nordwest Deutshland. Erdol und Kohle, 8, N 3, Hamburg, 1955.

313. Fuller M.L. Relation of oil to carbon ratios of Pennsylvaniam coals in North Texas. Econ. Geology, 14, 1919.

314. Geochemicals Biomarkers/cd.by T.P. Jen, I.M. Moldowan.- Harwood Academic Publishers.-1988.- 439p.

315. Bent I.M. Distribution of hydrocarbons in sedimentary rocks.- Geochim. Et Cosmochim. Acte, 1961, vol.22, N 1, p. 842-877.

316. Bent I.M. Distribution of Carbon as hydrocarbons and Ashaltic Compounds in Sedimentary Rocks.-Bull. Amer. Assre. Petrol.Gcol., 1977. Januare, vol. 61. N 1, p. 897.

317. HerschR.E. et al. Ring analysis of hydrocarbons. J.Inst petrol. 36, 1950, 624.

318. Hoering I.S. The organic geochenistry of precambrion rocks.- Research in geochemistry. Ed.P.H. Abelson, 1967, vol. 2. .p. 202-230.

319. Hunt Iohn M. Generation and Migration of Petroleum from abnormally Pressured Fluid Compartments Reply / The American Association of Petroleum Geologists Bulletin v. 75. N 2 (February, 1991).

320. Hunt I.M. Iamieson G.W. Oil and organic matter in source rocks of petroleum, BAP. Bull. 40(3), p.336-338.358iver R. Ultrasonics-a rapid method for removing Soluble organic matterfrom sediments. Geochim et cosmochim acta, vol. 26, 1962.

321. Kenmgutt M.C. Brooks I.M. unusual normal alrans distributions in offs hore nen Gealand Sediments // Organic geochimistry.-1990,-vol.l5, N2.-p.193-197.

322. Kvenvolden K.A. , Claypool G.E. Origin of gasoline-range hidrocarbons and their migration busolution in carbon dioxide in norton basin, Alaska.-Bull. Amer. Assoc. Petrol. Geol. 1980, vol. 64. N7. p. 1078-1086.

323. Kvenvolder K.A., Simonett B.R.T. Kydrotermally derived petroleum, Examples from Guaymas basin, Gulf of California. Escanada Trough, North-East Pacific Ocean Amer. Assoc.of Petr. geolog. Bulletin.-1990.-vol. 74. N3. p.22-237.

324. Magara K. Possible Mimary migratron of oil globules. I. of Petrology, 1981, N1933, p.325-337.

325. Marwell I.R., Douglas A.G., Eglinton G., Mc Cormik A. The botryococcenes-hydrocarbons of novel shrecture from alga Botryococcus braumi Kutting. Phyto-chem, 7, 2157-2171, 1968.

326. Matusevich V.M., Myasnikova G.P., Chistyakova N.F. and other. Abnormal formation pressures in the West Siberian Megabasin. //£h {Jj?eotoc^Lta.L Qocit

327. PtbufeiMrv Qzosclettct. M,S, /99?.p.p. Z69-Z83,

328. NissenbaumA., Baldecker M.I., Kaplan I.K. Organic Geochemistry of Decol Sea sediments.- «Geochemica Cosmochimica Acta», 1972, vol.36, N7, p.709-727.

329. Berg. Seismic detection and evaluction of delta and turbidite sequences their application to exploration for the subile trap./ The American Association of Petroleum Geologists Bulletin. V.66. N9, 1982, p. 1271-1288.

330. Philippi G.T. The deep subsurface temperature controlled origin or the gasecus and gasolinerange hudrocarbons of petroleum. Geoch. of. colmochim, acta, 1975, vol.39, p.1353-1373.

331. Philippi G.T. On the depth, time and mechanism of petroleum generation. Geo-chim et cosmochim, acta, vol. 29, p. 1021-1049, 1965.

332. Teichmuler M., Teichmuler R. Geological Causes of Coalfication.- In «Coal Science», Washington, 1966, p.133-155.

333. Telnas D. B. Oil-oil correlation using multi variate technigues // Organic geochemistry.- 1986.- vol. 10.- p. 425-432.

334. Trask P.D. Proportion of organic matter converted into oil in Sanda Fe Springs field, California, NAPG Bull, 20, 245-257, 1936.

335. Thompson K. Light hudrocarbons in subsurface sediments.- —och at cosmoch. Acta, 1979, vol.43. N5. p.657-679.

336. Waples D. Geochemistry in exploration a new philosophy // Oil and gas Journal.-1984. Vol.40. nl.-p.200-202.

337. Waples Douglas W. Generation and Migration of Petroleum from Abnormally Pressured Fluid Compartments: Discussion / The American Association of Petroleum Geologists Bulletin v75, N2 (February 1991) p.326-327.

338. Welte D.H. Distribution of long chain n-paraf—and acids in sediments from the Persion Gulf- Geochim. Cosmochim. Acta, 1968, vol.32. N4. p.465.

339. Morton R.A., and Land L.S. Regional variations in formation water chemistry. Frio Formation (Oligocene), texas, Gulf coast: AAPG Bui., 1987.-v.71, p. 191-206.

340. Macpherson G. L. Regional variations in formation water chemistry: Major and Minor Elements, Frio Formation Fluid, Texas. AAPG Bulletin, v.76, N 5 (1992) p.740-757.

341. Toth Jozset, Maccagno M.D., Otto C. Jand Rostron B.I. Generation and Migration of Petroleum from Abnormally Pressured Fluid Compartments. AAPG Bui., v.75, N2 p.331-335.

342. ЛУ» 1998 г. г.Ханты-Мансийск

343. ПРИСУТСТВОВАЛИ: Члены НТС:

344. Змановский Н.И.- председатель Комитета, председатель НТС;

345. Рещиков Г.М. заместитель председателя; Лицкий В.П. - начальник отдела по нефти и газу;

346. Смирнов И.И.- начальник геологическогоотдела; Шилов Я.В. юрист

347. Рыльчикова С.Л. помощник председателя, секретарь

348. ПРИГЛАШЕННЫЕ: Н.Ф.Чистякова, доцент ТНГУ, к.г.-м. наук

349. СЛУШАЛИ: Сообщение Н.Ф.Чистяковой по докторской диссертации на тему: «Геохимические показатели формирования залезКеиУУ1з ( на примере Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна)».

350. В обсуждении работы приняли участие: Змановский Н.И., Рещиков Г.М., Лицкий В.П., Шилов Я.В., Смирнов И.И.

351. После обсуждения и обмена мнениями НТС ПОСТАНОВИЛ:

352. Доложенный материал отвечает требованиям, предъявляемым к докторским диссертациям.

353. Основные положения докторской диссертации опубликованы в печати.

354. Автореферат отражает содаржание диссертационной работы.

355. Работа, выполненная Н.Ф.Чис/яковой, имеет большое теоретическое и практическое зщй^йие при решении вопросов геологии нефти и газа, ' ' /

356. Председатель: ; * / А Н.И.Змановский

357. Секретарь: М / / / С. Л .Рыльчикова

Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания.
В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.

Автореферат
200 руб.
Диссертация
500 руб.
Артикул: 66711