Термолиз органического вещества доманиковых отложений в гидротермальных условиях в присутствии таллатов переходных металлов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Онищенко Ярослав Викторович

• Онищенко Ярослав Викторович
• кандидат наук
• 2025

Оглавление диссертации кандидат наук Онищенко Ярослав Викторович

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1. СЛАНЦЕВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ - ИСТОЧНИК УГЛЕВОДОРОДОВ

1.1 Объемы запасов в РФ, перечень свит, условия залегания

1.2 Нерастворимое органическое вещество (кероген)

1.3 Технологии освоения сланцевых отложений

1.3.1 Тепловые технологии добычи

1.4 Перспективы применения катализаторов, механизм функционирования катализаторов 37 Глава 2. ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

2.1 Объекты исследований

2.2 Методы исследований

2.2.1 Синтез катализатора акватермолиза

2.2.2 Водный пиролиз керогенсодержащей породы в реакторе-автоклаве

2.2.3 Хроматографический анализ газовой фазы

2.2.4 Определение группового химического состава битумоида (8АЯА-анализ)

2.2.5 Газовая хромато-масс-спектрометрия (ГХ-МС)

02.2.6 ИК-спектроскопия

2.2.7 МАЬБ1-спектроскопия смол и асфальтенов

2.2.8 Выделение керогена

2.2.9 13С ЯМР-спектроскопия в твердом теле

2.2.10 Мёссбауэровская спектроскопия

2.2.11 Элементный анализ

2.2.12 Пиролитическая газовая хромато-масс-спектрометрия

2.2.13 Рентгеноструктурный анализ

2.2.14 Рентгеновская компьютерная микротомография

2.2.15 Эксперимент VCT

2.2.16 Электронно-микроскопического анализа

Глава 3. ГИДРОТЕРМАЛЬНОЕ ПРЕВРАЩЕНИЕ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА ДОМАНИКОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ТАТАРСТАНА

3.1 Групповой состав битумоидов ^АЯА-анализ)

3.2 ГХ-МС фракции насыщенных углеводородов

3.3 МАЬБ1-спектроскопия

3.4 ИК-спектроскопия смол и асфальтенов битумоидов

Глава 4. ЛАБОРАТОРНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЗОНЫ ТЕХНОГЕННОЙ НЕФТЕГЕНЕРАЦИИ ПРИ ВЛАЖНОМ ВНУТРИПЛАСТОВОМ ГОРЕНИИ

Глава 5. ВЛИЯНИЕ СОЕДИНЕНИЙ ПЕРЕХОДНЫХ МЕТАЛЛОВ (№, Ее) НА ПРОЦЕСС ГЕНЕРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ

Глава 6. ТЕРМОКАТАЛИТИЧЕСКОЕ ПРЕОБРАЗОВАНИЕ КЕРОГЕНА БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ

Глава 7. ЛАБОРАТОРНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА ВНУТРИПЛАСТОВОЕ ГОРЕНИЕ НА УСТАНОВКЕ УСТ

ВЫВОДЫ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

127

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Термолиз органического вещества доманиковых отложений в гидротермальных условиях в присутствии таллатов переходных металлов»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. В отечественной и в большей степени зарубежной информации по вопросам изучения и добычи альтернативных источников углеводородного сырья, широко обсуждается тема сланцевых газов и нефти. Доманиковые карбонатно-кремнистые отложения Волго-Уральского бассейна, Баженовской свиты и Тимано-Печорского региона рассматриваются в качестве перспективного источника углеводородного сырья. Доманиковые карбонатно-кремнистые отложения Волго-Уральского бассейна рассматриваются в качестве нетрадиционного объекта нефтедобычи. Во многих районах исследуемого региона доказана их продуктивность, однако, вопросы, связанные с перспективами нефтедобычи, остаются нераскрытыми. Всестороннее изучение такого объекта обусловлено необходимостью создания эффективных технологий освоения.

Основной углеводородный потенциал таких запасов может быть реализован только при условии термического преобразования нерастворимого органического вещества (керогена) в результате десорбции углеводородов с поверхности керогеновых включений и деструкции самого керогена с образованием синтетической нефти. Кроме того, деструкция керогена приводит к повышению проницаемости сланцевой породы. В числе наиболее перспективных технологий рассматривается внутрипластовое горение, основанное на интенсивном окислении части органического вещества с генерацией тепла в пласте и другие технологии, основанные на создании в пласте термобарических условий, обеспечивающих термодеструкцию керогена с образованием синтетической нефти.

Актуальны исследования закономерностей химического преобразования органического вещества доманиковых отложений в гидротермальных условиях и возможности каталитической интенсификации такого процесса. В ряде отечественных работ представлены результаты исследований в качестве катализаторов природных полиметаллических руд в процессе термокаталитического гидрогенолиза горючих сланцев. Доказано применение нанесенных сульфидных №Мо-катализаторов при проведении процесса гидроконверсии горючих сланцев. Зафиксировано снижение содержания серы, ароматических углеводородов и олефинов, увеличение доли светлых фракций. Катализатор на основе смеси кварца, оксидов щелочных металлов и пирита используется в производстве тиофена при термическом разложении органического вещества. В данной работе исследовано влияние нанодисперсных оксидов и сульфидов переходных металлов, сформированных из органорастворимых прекурсоров на процесс деструктивного гидрирования керогена с образованием синтетической нефти. Отдельно изучена

трансформация природного пирита, являющего, как и продукты его преобразования, катализатором деструктивных гидрогенизационных процессов.

Указанные исследования необходимы для создания теоретического фундамента для разработки технических решений по освоению масштабных керогенсодержащих отложений Волго-Уральского бассейна и подобных формаций.

Работа выполнена в НИЛ «Внутрипластовое горение» КФУ при частичной финансовой поддержке Программы British Petroleum по поддержки студентов и аспирантов 2004-2019 гг.; договора НИОКР с Институтом «ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть»: «Исследование процесса внутрипластовой деструктуризации керогена доманиковой породы под влиянием гидротермальных факторов (температура, вода, водород). Разработка методов каталитического преобразования СВН в пластовых условиях с целью снижения их вязкости» (2015-2016 гг.).; договора НИОКР с ПАО «Татнефть»: «Изучение процессов преобразования и вытеснения органического вещества из доманиковых отложений у условиях сверхкритических диоксида углерода и воды» (2022-2023 гг.).

Цель работы: установление закономерностей преобразования органического вещества доманиковой породы при гидротермальном воздействии в широком температурном интервале, в том числе в присутствии каталитических комплексов на основе таллатов кобальта, никеля и железа, и формулирование технического решения по освоению доманиковых отложений Волго-Уральского региона.

Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие задачи:

- оптимизировать методы выделения керогена образцов доманиковых пород Волго-Уральского региона, отличающихся высоким содержанием кремнезема;

- определить физико-химические характеристики образующихся в результате деструкции керогена подвижных углеводородов в широком температурном интервале гидротермального воздействия;

- установить условия гидротермального воздействия, обеспечивающие максимальную степень конверсии керогена в синтетическую нефть;

- предложить каталитические комплексы для интенсификации процессов преобразования нерастворимого органического вещества;

- сформулировать техническое решение по освоению доманиковых отложений Волго-Уральского бассейна.

Научная новизна:

• установлен состав образующейся синтетической нефти из доманиковой породы при гидротермальном воздействии в интервале температур 200-500 °С. При условиях, обеспечивающих максимальную степень конверсии керогена, синтетическая нефть

содержит 15,4 мас.% насыщенных углеводородов, 22,6 мас.% ароматических углеводородов и 62,0 мас.% смолисто-асфальтеновых веществ;

• зафиксировано явление интенсификации преобразования минерального пирита в оксиды железа, в первую очередь магнетит, в присутствии таллата кобальта в гидротермальных условиях в составе породы баженовских отложений;

• впервые изучен процесс каталитической интенсификации генерации углеводородов при деструкции керогена в присутствии образующихся in situ оксидов переходных металлов. Установлено, что каталитический комплекс на основе таллата никеля при температуре 300°С обеспечивает снижение содержания асфальтенов в синтетической нефти с 27,6 мас.% до 19,7 мас.%.

Теоретическая значимость заключается в научном обосновании конверсии керогена в составе доманиковой породы в синтетическую нефть в гидротермальных условиях и возможность применения каталитических композиций для интенсификации этого процесса.

Материалы диссертационной работы использованы в курсе лекций для бакалавров и магистров по направлению «Нефтегазовое дело».

Практическая значимость. Получены новые данные о составе органического вещества малоизученной доманиковой формации. Установлена взаимосвязь между минеральным составом, содержанием и составом синтетической нефти, параметрами нерастворимого органического вещества (керогена) и интенсивностью генерации синтетической нефти доманиковых пород Волго-Уральской нефтегазоносной провинции на примере образцов пород Ромашкинского месторождения, семилукский горизонт. Адаптирована методика выделения керогена посредством растворения минерального скелета с учетом особенностей минерального состава доманиковых отложений. Исследован процесс внутрипластовой деструкции керогена под влиянием гидротермальных условий (температура, вода, давление, металлы переходной валентности). Протестированы в качестве катализаторов органорастворимые соединения кобальта, никеля и железа; наноразмерный магнетит. Полученные результаты послужили основанием для формулирования технических решений для освоения доманиковых отложений.

Методология и методы исследования. Лабораторное моделирование термического преобразования ОВ проведено в реакторе-автоклаве объём 500 мл (Рагг Instruments, США). На первом этапе проведено моделирование пиролитического фронта в интервале температур 200-500°С и установлена температура начала деструкции керогена с образованием подвижных углеводородов, а также температура, при которой происходит максимальная генерация подвижных углеводородов. На втором этапе проведен ряд экспериментов с целью изучения влияния продолжительности термического воздействия

на образец породы. На третьем этапе рассмотрено влияние катализаторов на выход и состав продуктов деструкции ОВ. Для оценки состава и степени зрелости исходного ОВ (экстракт и кероген) и после гидротермального воздействия были использованы методы: определение группового состава экстрактов по методу SARA-анализ, элементный анализ концентрата керогена и экстракта, ГХ/МС анализ фракций экстракта проведен на приборе Хроматэк-Кристалл 5000.2 («Хроматэк», г. Йошкар-Ола, Россия) с масс-спектрометрическим детектором 214.2.840.083-10 (источник ионов ADVIS), МАЛДИ масс-спектрометрия, твердотельная 13С ЯМР-спектроскопия, двумерная 13C и 1H ЯМР спектроскопия, рамановская спектроскопия, ИК-спектроскопия и элементный анализ, рентгеноструктурный анализ породы. Пористость породы после проведения гидротермальной обработки кубических выпилов породы определена по данным томографии с использованием микро и нанофокусной исследовательской рентгеновской системы General Electric V|tome|X S 240 (Германия). Основные положения, выносимые на защиту:

• результаты исследования преобразования нерастворимого органического вещества (керогена) и степень его конверсии в синтетическую нефть в гидротермальных условиях в присутствии органорастворимых соединений кобальта, никеля и железа;

• результаты исследования состава и структуры нерастворимого органического вещества, определяющие повышение проницаемости сланцевой породы;

• состав и физико-химические свойства синтетической нефти, образующейся в результате деструктивного гидрирования керогена;

• результаты фильтрационного эксперимента, моделирующего лабораторного моделирования процессов термического воздействия на доманиковые отложения с данными о составе органического вещества, минерального скелета образцов пород и состав газообразных продуктов;

• техническое решение по термолизу керогена с целью генерации синтетической нефти непосредственно в пласте на стадии освоения доманиковых отложений.

Степень достоверности. Достоверность результатов исследования обеспечена использованием современного оборудования и подтверждена анализом научно-технической литературы.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы изложены в 6 статьях, опубликованных в ведущих рецензируемых научных изданиях, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертаций, и 6 тезисах докладов конференций различного уровня: Девятая международная конференция «Химия нефти и газа» (Томск, 2015); Международный научный симпозиум имени академика М. А. Усова

«Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2016); Международный семинар-конференция «ThEOR-2016» (Казань, 2016); Международная школа-конференция "Материалы и технологии XXI века" (Казань, 2016); Российской нефтегазовой технической конференции и выставка SPE (24-26 октября 2016, г. Москва); 17th International Multidisciplinary Scientific GeoConference SGEM 2017 (Albena, Bulgaria, 2017); 17th International Multidisciplinary Scientific GeoConference SGEM 2017 (Vienna, Austria, 2017); The 20th International conference on Petroleum behavior and fouling PetroPhase 2019 (Kanazawa, Japan, 2019). Хозяйственный договор с «ТатНИПИнефть»: «Исследование процесса внутрипластовой деструктуризации керогена доманиковой породы под влиянием гидротермальных факторов (температура, вода, водород). Разработка методов каталитического преобразования СВН в пластовых условиях с целью снижения их вязкости» (2015-2016 гг.).

Глава 1. СЛАНЦЕВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ - ИСТОЧНИК УГЛЕВОДОРОДОВ

В настоящее запасы традиционной легкодоступной нефти снижаются и для обеспечения растущих потребностей цивилизации в энергии, нефтедобывающая отрасль все больше переключает свое внимание на неконвенциональные углеводороды. Сланцевая революция в США в начале XXI века стимулировала нефтегазовую отрасль к запуску соответствующих программ по эксплуатации сланцевой нефти и газа [ 1]. Горючие сланцы используются как энергетическое и технологическое сырье в разных отраслях промышленности, фармацевтики, дорожном строительстве, топлива для котельных электростанций [2,3,4,5], так и в качестве нефтематеринских пород, способных генерировать углеводороды.

Горючие сланцы - это осадочные горные породы слоистого строения, в составе которых минеральные компоненты преобладают над содержанием органического вещества (ОВ), в состав которого входит битумоид и кероген, являющийся согласно осадочно-миграционной теории нефтегенерационным веществом. Углеводороды в сланцах в основном содержатся в микропорах органического вещества, образовавшихся в течение определенного геологического времени [ 1]. Его содержание может достигать 40 % [2,4,6,7,8]. В условиях анаэробной среды кероген может быть преобразован в нефть, газ и полукокс путем термического разложения при достижении температуры 500 °С [9]. Отличительные особенности горючих сланцев - низкая проницаемость (от 0.001-0.01 мД до 1 мД) и высокое содержание керогена, влияющие на решения технологических проблем, связанных с разработкой данных отложений [3,10,11].

Основанием для рассмотрения возможности использования сланцевых формаций в качестве потенциального объекта разработки служит пример американских компаний, извлекающих углеводороды из сходных по составу пород формации Баккен [12].

В Республике Татарстан ведутся поиски новых источников углеводородов, приуроченных к доманиковым карбонатно-кремнистым отложениям. Однако вовлечение их в разработку требует предварительного изучения, что осложняется в связи с сильно дифференцированным минеральным составом, слабой литолого-петрофизической изученностью, отсутствием необходимых технологий по разработке подобных объектов, а также необходимостью выработки новых методов защиты окружающей среды [13].

Разработка таких отложений возможна лишь подземным способом, для чего повышенного внимания требует их литолого-петрофизико-геохимическое изучение, так как добыча углеводородов в данном случае не может быть основана на традиционных технологиях.

1.1 Объемы запасов в РФ, перечень свит, условия залегания

По данным управления энергетической информации Международного энергетического агентства (МЭА), технически извлекаемые запасы сланцевой нефти в мире достигают 345 млрд баррелей. Самые крупные запасы нефти из низкопроницаемых коллекторов имеются в России — 75 млрд баррелей [14].

В числе нефтегазоматеринских формаций России отмечают следующие (рис. 1.1) [2,15,16]:

- баженовская свита (Западно-Сибирский бассейн);

- доманиковая формация (Тимано-Печорский и Волго-Уральский осадочные бассейны);

- куонамская свита (Сибирская платформа);

- хадумская свита, хадумский горизонт (Предкавказье).

Рисунок 1.1 - Схема распространения основных нефтематеринских сланцевых формаций

России [17,18,19]

Баженовская свита была впервые выделена Ф.Г. Гурари в 1959 г. (рис. 1.2). В ней сконцентрирована большая часть горючих сланцев России, содержащих как твёрдое органическое вещество (кероген) с различной степенью зрелости, так и жидкую легкую нефть в низкопроницаемом глинистом коллекторе и газ [18,20].

Ряд исследователей считают нефть баженовской свиты автохтонной, что подтверждается ее геохимическими характеристиками [21]. В нефти баженовской свиты значительно отличается от нефтей соседних месторождений показатель Рг/РЬ. Также в составе органического вещества баженовской свиты увеличивается содержание углеводородов при увеличении температуры пласта и катагенетического преобразования.

Высокое содержание ОВ обусловлено исключением протекания процессов окисления связанной с сингенетичным кремнеземом липидной части на стадии диагенеза [22]. Площадь баженовской формации составляет более 1 млн км2 [23]. На территории провинции размещаются Тюменская, Томская, Омская, Новосибирская, Свердловская, Челябинская, Курганская области. Алтайский и Красноярский края [24,25].

»_•

Рисунок 1.2 - Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция

Залежи в основном приурочены к отложениям верхней юры. Глубина залегания от 600 м у границ распространения до максимальных глубин 3500 - 3800 м при толщине 1 - 80 м [2,26]. Породы баженовской свиты обогащены органическим веществом (до 40 мас.%) и имеют сильно дифференцированный минеральный состав: кварц (10-40 %), карбонаты (5-60 %), глины (10-60 %), кероген (до 40 %), пирит. Карбонатный материал и кремнистые отложения по данным автора [26] в основном биогенного происхождения. По

прогнозным оценкам объем геологических запасов углеводородов в баженовской свите достигает 18 - 60 млрд т [27,28].

Среднее значение TOC (total organic carbon) баженовской свиты составляет 5,1 % и достигает максимального значения до 35 % в центральной части бассейна (рис. 1.3) [29].

Рисунок 1.3 - Карта распределения общего содержания органического углерода в

баженовской свите [29]

Наиболее термически зрелое ОВ (Яс = 0,70-0,87 % и Tmax = 120-125 °C) находится в центральных и северных участках свиты, но на периферии, в районах, обедненных ОВ, оно

имеет низкие значения термической зрелости (Яо ~ 0,5) [29]. При создании и применении технологий, воздействующих на месторождения баженовской свиты должны учитываться следующие факторы: сложный состав отложений, низкая проницаемость и высокий нефтегенерационный потенциал керогена.

В статье [30] авторы приводят сравнительную оценку применения на Пальяновской площади (баженовская свита) наклонно-направленных скважин (ННС) с ГРП и горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (ГС с МсГРП). Средний дебит нефти двух горизонтальных скважин за первые 6 месяцев эксплуатации в 2 раза выше, чем по ННС (рис. 1.4).

Рисунок 1.4 - Динамика средних дебитов жидкости и обводненности по ННС и ГС

Несмотря на увеличение дебита жидкости ГС по сравнению с ННС в 2,6 раза и дебита нефти в 1,7 раза, экономические расчеты показали, что для окупаемости одной скважины ГС с МсГРП необходимо отобрать 30 тыс. т нефти и коммерческая эффективность данной технологии до конца не подтверждена. В работе [28,31] приведены данные по внедрению и реализации ОАО «РИТЭК» на участке Средне-Назымского месторождения в Приобской части баженовской свиты нового термогазового метода увеличения нефтеотдачи (внутрипластовое горение) (рис. 1.4).

Рисунок 1. 4 - Технологическая схема термогазового воздействия на породы

баженовской свиты [28]

Данный метод предусматривает закачку кислородсодержащей смеси в отложения с высокими пластовыми давлением и температурой, инициирующей окислительные процессы ОВ и горение, в главную очередь керогена, который является топливом вышеуказанных процессов, однако, в работе [32] в качестве недостатка данного метода приведено неосуществимость контроля движения фронта горения.

Технология внутрипластовое горение в 2016 г. в качестве экспериментального проекта реализуется в верхней части структуры месторождения высоковязкой нефти Чичимене (Колумбия) [33]. Необходимые условия для самовоспламенения, а именно: значительная глубина отложений до 2743,2 м и высокая температура пласта 93 °С являются гарантией успешного применения данного метода на практике.

Доманиковая свита является первой научно признанной сланцевой формацией [34]. Она распространена в восточной части Восточно-Европейской платформы в пределах Тимано-Печорского и Волго-Уральского нефтегазоносных бассейнов (рис. 1.5). В первом зона их развития имеет 1000 км в длину при ширине 250 - 300 км, во втором — свыше 1000 км при ширине 700 - 800 км.

Доманиковые осадки накапливались в обширном эпиконтинентальном бассейне со слабо расчлененным рельефом в, собственно, доманиковое время с переходом к условиям менее расчлененного рельефа дна в последующие эпохи позднего девона и раннего карбона. Относительно глубоководные, выдержанные на обширной территории условия осадконакопления, характерные для доманикового времени, в более поздние эпохи продолжают существовать во впадинных зонах формирующейся Камско-Кинельской

системы некомпенсированных депрессий востока Русской платформы [35]. Образование доманиковых отложений приурочено к этапам тектонической активизации, эндогенной флюидизации, обусловившей развитие бассейнов некомпенсированного типа. Предполагается, что глубины формирования толщ составляли до 300 - 400 м [36].

Рисунок 1.5 - Схема развития доманиковых отложений в Волго-Уральском и Тимано-

Печорском бассейнах [37]

Свита сложена глинисто-карбонатными породами девонского возраста (тёмные битуминозные сланцы, переслаивающиеся с тёмными битуминозными известняками) [24,38,39]. Наиболее крупные месторождения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции отличаются неглубоким залеганием промышленных нефтеносных горизонтов (до 2,5 тыс. м) [40].

Доманиковая свита является нефтематеринской толщей, в которой распределение доманикитов ^орг > 5 %) и доманикоидамов ^орг < 5 %) дифференцированно по толщине разреза нефтематеринских пород с преобладанием первых (60 %). Максимальное содержание органического углерода (до 12,5 %) характерно для черных кремнисто-карбонатных пород Камско-Бельской впадины и Муханово-Ероховского прогиба [41]. Образовавшаяся нефть и газ частично мигрировали во вмещающие породы, частично остались в доманике. В связи с этим всю толщу доманика можно рассматривать как единую неструктурную залежь углеводородов, сосредоточенных в коллекторах с низкой пористостью и проницаемостью [42]. Иной отличительной чертой доманиковых отложений является преобладание в составе пород керогена II типа, способного генерировать жидкие углеводороды на ранних стадиях катагенеза, и реже распространен II/III тип [42,43]. На территории доманиковой свиты выявлено около 10 месторождений нефти, с технически извлекаемыми ресурсами нефти в количестве 898 млн т. Однако, вследствие неравномерного распределения органического вещества по площади формации и мощности отложений, перспективность нефтегазоностности провинции на отдельных участках различна, и добыча не ведется (рис 1.6) [44].

Рисунок 1.6 - Структурно-тектоническая карта центральной части Волго-Уральского бассейна с нефтепроявлениями в пределах ВУФ [44]

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция относится к промышленно освоенным районам нефтедобычи (рис. 1.7) с ухудшающейся структурой остаточных запасов нефти. Республика Татарстан, территориально относящаяся к В-УНГП, является одним из старейших и самым главным нефтегазодобывающим районом Волго-Уральской провинции [45].

Рисунок 1.7 - Обзорная карта месторождений Республики Татарстан [46]

Одним из крупнейших предприятий по добыче нефти в Республике Татарстан является ПАО «Татнефть», с годовой добычей 81 % от общей добычи республики. В 2010 - 2020 гг. добыча нефти повышается за счет увеличения нефтеотдачи пластов, открытия новых месторождений, а также вовлечения в разработку доманиковых отложений в объеме 45 млн т (рис. 1.8) при дифференцированном подходе к каждому объекту [46,47].

Рисунок 1.8 - Динамика компенсации годовой добычи в ПАО «Татнефть» приростом

запасов нефти [47]

Один из примеров индивидуального подхода к геологическому объекту является кислотный многозонный гидроразрыв пласта (ГРП), примененный на Ново-Бавлинской площади Бавлинского нефтяного месторождения, описанный в работе [48]. По результатам выполненных работ выявлено превосходство горизонтальных скважин с многоступенчатым ГРП над вертикальными с кислотным гидроразрывом [48].

Другим примером является изменение режима ГРП с целю создания максимально длинной трещины и хорошей проводимости искусственной трещины, что позволило увеличить дебит нефти до 10 т/сут [49].

1.2 Нерастворимое органическое вещество (кероген)

Термин «кероген» ввел английский профессор Крум-Броун в 1912 г для органического вещества глинистых отложений Шотландии.

Наиболее исчерпывающее определение керогена - расположенное в нефтеносных сланцах органическое соединение со сложной полимерной структурой, нерастворимое в кислотах и органических растворителях, представлено в работах [50-55], но по данным Дж. Ханта [56,57] кероген присутствует во всех разновидностях осадочных пород.

Образование керогена из остатков растительных и животных организмов проходит через ряд этапов [58]. На первом этапе происходит биохимическое разложение менее устойчивых микросоединений, слагающих ткани организмов, таких как белки и углеводы. Остаточный скелет захороненного в толщах породы ОВ формируется в основном из лигнина и липида. На следующем этапе протекает процесс поликонденсации, в результате

которого образуются фульвовые и гуминовые кислоты [58]. Образованный в результате поликонденсации метастабильный геополимер находится в породах, погруженных на небольшие глубины, и, следовательно, на незрелый кероген воздействуют невысокие температуры и давление [59]. Завершающий этап образования керогена происходит на стадии диагенеза. С увеличением глубины захоронения органического остатка, в области анаэробной среды и минимального содержания воды в остаточном органическом материале снижается доля гидролизуемых компонентов, и он приобретает поликонденсированную структуру, что приводит к переходу в твердое состояние и повышение устойчивости к биохимическим и термобарическим условиям, возникающим в пласте [58].

Для всех трех типов базовыми элементами в составе керогена являются углерод, определяющий теплоту сгорания (34 МДж/кг) [60] и водород, далее по содержанию следует кислород и в наименьших количествах присутствуют сера и азот, но с увеличением степени зрелости керогена в составе преобладает углерод при незначительном содержании гетероэлементов [51,61,62]. Отношение H/C зависит от типа ОВ и степени преобразованности в ходе протекания биохимических процессов.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Онищенко Ярослав Викторович, 2025 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Yang Yongfei. Adsorption behaviors of shale oil in kerogen slit by molecular simulation / Yongfei Yang, Jie Liu, Jun Yao, Jianlong Kou, Zheng Li, Tianhao Wu, Kai Zhang, Lei Zhang, Hai Sun // Chemical Engineering Journal. - 387 (2020). - 9 p.

2. Аверьянова, А.Ю. Нефтегазовые системы доманикового типа Тимано-Печорского осадочного бассейна / А.Ю. Аверьянова // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2016. - Т. 11. - № 1. - 30 с.

3. Юсупова, И.Ф. Влияние повышенных концентраций органического вещества на свойства пород / И.Ф. Юсупова, Н.П. Фадеева, Т.А. Шарданова // Георесурсы. -2019. - Т. 21. - № 2. - С. 183-189.

4. Сланцы горючие [Электорнный ресурс]. - Режим доступа: https://neftegaz.ru/tech-library/ngk/147751-slantsy-goryuchie/, свободный. - Текст: электронный.

5. Арутюнов, Т.В. Технология добычи, переработки и обогащения энергитического сырья Республики Коми. Основные свойства горючих сланцев и промышленное значение минеральной части горючих сланцев / Т.В. Арутюнов // НАУКА. ТЕХНИКА. ТЕХНОЛОГИИ (политехнический вестник). - 2017. - № 4. - С. 100-124.

6. Розанов, А.Н. Горючие сланцы Европейской части С.С.С.Р. (Объяснительная записка к карте распространения залежей горючих сланцев в Европейской части С.С.С.Р. в масштабе 150 в. в дюйме.) / А.Н. Розанов // Геологический комитет. Материалы по общей и прикладной геологии. - 1927. - Вып. 73. - 60 с.

7. Баженова, О.К. Геология и геохимия нефти и газа: Учебник / О.К. Баженова, Ю.К. Бурлин, Б.А. Соколов, В.Е. Хаин. - М.: Издательство Московского университета, 2012. - 432 с., ил. - (Классический университетский учебник).

8. Дубарь, Г.П. Анализ сланценосности России и сопредельных государств / Г.П. Дубарь // Записки Санкт-Петербургского горного института. - 1993. - Т. 137. - С. 122-133.

9. Ma, Yue. The mechanism and kinetics of oil shale pyrolysis in the presence of water / Yue Ma, Shuyuan Li // Carbon Resources Conversion. - 1 (2018). - PP. 160-164.

10. Шустер, В.Л. Нетрадиционные трудноизвлекаемые ресурсы нефти и газа: проблемы освоения и экологии / В.Л. Шустер, С.А. Пунанова // Экспозиция Нефть Газ. - 2018. - № 3 (63). - С.14-17.

11. Ступакова, А.В. К оценке ресурсов и запасов сланцевой нефти / А.В. Ступакова, Г.А. Калмыков, Н.П. Фадеева, А.Х. Богомолов, Т.А. Кирюхина, Н.И. Коробова, В.В.

Мальцев, Н.В. Пронина, Р.С. Сауткин, А.А. Суслова, Т.А. Шарданова // Вестник Московского университета. Серия 4. Геология. - 2015. - № 3. - С. 3-10.

12. Прищепа, О.М. Нефтегазоносные отложения доманикового типа - резерв поддержания добычи углеводородов в промышленно освоенных районах / О.М. Прищепа, О.Ю. Аверьянова, А.М. Жарков // Георесурсы. - 2013. - №4(54). - С. 1822.

13. Юрова, М.П. Особенности разработки сланцевых углеводородов США (на примере формаций Баккен, Игл Форд, Барнетт, Хайнесвилл, Файеттевилл, Марцеллус) / М.П. Юрова // Георесурсы. - 2016. - Т. 18. - № 1. - С. 38-45.

14. Революционеры США [Электорнный ресурс]. - Режим доступа: https://www.cdu.ru/tek_russia/issue/2022/2/991/, свободный. - Текст: электронный.

15. Ступакова, А.В. Критерии нефтегазоносности осадочного бассейна / А.В. Ступакова, А.А Поляков, Н.А. Малышев, Р.С. Сауткин, В.Е. Вержбицкий, Д.К. Комиссаров, В.В. Волянская, С.В. осипов, М.А. Большакова, А.А. Суслова, А.Г. Калмыков, К.А. Ситар, М.Е. Воронин, М.Ю. Карпушин, А.В. Мордасова, Н.И. Коробова // Георесурсы. - 2023. - Т. 25. - № 2. - С. 5-21.

16. Аверьянова, О.Ю. Нефтегазовые системы доманикового типа Тимано-Печорского осадочного бассейна / О.Ю. Аверьянова // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2016. - Т. 11. - № 1. С. 1-30.

17. Экономика «сланцевой» нефтедобычи [Электорнный ресурс]. - Режим доступа: https://magazine.neftegaz.ru/articles/rynok/652069-ekonomika-slantsevoy-neftedobychi/. свободный. - Текст: электронный.

18. Хартуков, Е.А. «Сланцевая нефть» в России: сегодня и завтра / Е.А. Хартуков // Сфера. Нефть и газ. - 2020. - Вып. 3-4. - № 77. - С. 104-111.

19. Аверьянова, А.Ю. Нефтегазовые системы сланцевых материнских формаций: диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук: 25.00.12 / Аверьянова Оксана Юрьевна. - Санкт-Петербург, 2015. - 226 с.

20. Панарин, А.Т. Сибирская нефть баженом прирастать будет / А.Т. Панарин, А.В. Фомин // Инновации в разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений. Материалы Международной научно-практической конференции, посвященной 100-летию со дня рождения В.Д. Шашина, 7-8 сентября 2016. - Т. 1. - 300 с.

21. Дорофеева, Т.В. Коллекторы нефти баженовской свиты Западной Сибири / Т.В. Дорофеева, С.Г. Краснов, Б.А. Лебедев, Г.В. Петрова, Б.В. Позиненко. Под ред. Т.В. Дорофеевой. - Л.: Недра. - 1983. - 131 с.

22. Хамидуллин, Р.А. Фильтрационно-емкостные свойства пород баженовской свиты / Р.А. Хамидуллин, Г.А. Калмыков, Д.В. Корост, Н.С. Балушкина, А.И. Бакай // Вестн. моск. ун-та. Сер. 4. Геология. - 2013. - № 5. - С. 57-64.

23. Прищепа, О.М. Нефть и газ низкопроницаемых сланцевых толщ - резерв сырьевой базы углеводородов России / О.М. Прищепа, О.Ю. Аверьянова, А.А. Ильинский, Д.Морариу; под ред. О.М. Прищепы. - СПб.:ФГУП «ВНИГРИ». - 2014. - 323 с.

24. Бакиров, Э.А. Геология нефти и газа: Учебник для вузов / Э.А. Бакиров, В.И. Ермолкин, В.И. Ларин и др.; под ред. Э.А. Бакирова. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1990. 240 с.: ил.

25. Красноярова, Н.А. Геохимия органического вещества нижней юры Западной Сибири: диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук: 25.00.09 / Красноярова Наталья Алексеевна. - Томск, 2007.

- 135 с.

26. Эдер, В.Г. Особенности формирования баженовской свиты при переходе от юры к мелу в центральной части Западной Сибири / В.Г. Эдер, А.Г. Замирайлова, Ю.Н. Занин, Е.М. Хабаров, П.А. Ян // Литосфера. - 2015. - № 3. - С. 17-32.

27. Технологии освоения трудноизвлекаемых углеводородов [Электорнный ресурс]. -Режим доступа: https://minenergo.gov.ru/node/14095, свободный. - Текст: электронный.

28. Алекперов, В.Ю. Новый отечественный способ разработки месторождений баженовской свиты (часть 1) / В.Ю. Алекперов, В.И. Грайфер, Н.М. Николаев, В.Б. Карпов, В.И. Кокорев, Р.Г. Нургалиев, А.П. Палий, А.А. Боксерман, В.А. Клинчев, А.В. Фомкин // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 12. - С. 100-105.

29. Uimishek, G. Petrolium geology and resources of the west Siberian basin, Russia / G. Ulmishek // U.S. Geological Survey, Reston Virginia. - 2003. - 53 p.

30. Черевко, С.А. Первые результаты эксплуатации горизонтальных скважин с многостадийными гидроразрывами на баженовско-абалкском комплексе Пальяновской площади / С.А. Черевко, К.Е. Янин // Нефтепромысловое дело. - № 7.

- 2017. - С. 20-28.

31. Алекперов, В.Ю. Новый отечественный способ разработки месторождений баженовской свиты (часть 2) / В.Ю. Алекперов, В.И. Грайфер, Н.М. Николаев, В.Б. Карпов, В.И. Кокорев, Р.Г. Нургалиев, А.П. Палий, А.А. Боксерман, В.А. Клинчев, А.В. Фомкин // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 1. - С. 50-53.

32. Алексеев, Ю.В. Перспективы применения термохимических методов воздействия при разработке залежей баженовской свиты / Ю.В. Алексеев, А.А. Ерофеев, А.А.

Пачежерцев, А.С. Меретин, Р.Н. Никитин // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 10. - С. 93-97.

33. Garcha-Duarte, H. A. Anticipating operation issues for the field pilot test of air injection in Chichimene / Hugo Alejandro Garcha-Duarte, Eider Niz-Velsbsquez // Инновации в разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений. Материалы Международной научно-практической конференции, посвященной 100-летию со дня рождения В.Д. Шашина, 7-8 сентября 2016. - Т. 1. - 300 с.

34. Цветков, Л.Д. Сланцевая нефть России / Л.Д. Цветков, Н.Л. Цветкова // Вести газовой науки. - 2013. - № 5 (16). - С. 219-230.

35. Орлова, А.Ю. Геохимия органического вещества отложений карбонатного девона Южно-Татарского свода / А.Ю. Орлова, Р.С. Хисамов, В.Г. Базаревская, Е.Н Полудеткина // Георесурсы. - 2021. - № 2 (23). - С. 87-98.

36. Родионова, К.Ф. Геохимия органического вещества и нефтематеринские породы фанерозоя / К.Ф. Родионова, С.П. Максимов. - М.: Недра. - 1981. - 367 с.

37. Кирюхина, Т.А. Доманиковые отложения Тимано-Печорского и Волго-Уральского бассейнов / Т.А. Кирюхина, Н.П. Фадеева, А.В. Ступакова, Е.Н Полудеткина, Р.С. Сауткин // Геология нефти и газа. - 2013. - № 3. - С. 76-87.

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

39. Муслимов, Р.Х. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений / Р.Х. Муслимов - В 2-х томах. - Т.1. - Казань.: «Фэн» Академии наук РТ. - 2007. - 316 с.

40. Каламкаров, Л.В. Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран / Л.В. Каламкаров - 2-е изд., испр. и перераб. - М.: «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - 2005. - 570 с.

41. Ступакова, А.В. Поисковые критерии нефти и газа в доманиковых отложениях Волго-Уральского бассейна / А.В. Ступакова, Н.П. Фадеева, Г.А. Калмыков, А.Х. Богомолов, Т.А. Кирюхина, Н.И. Коробова, Т.А. Шарданова, А.А. Суслова, Р.С. Сауткин, Е.Н. Полудеткина, Е.В. Козлова, Д.В. Митронов, Ф.В. Коркоц // Георесурсы. - 2015. - 2(61). - С. 77-86.

42. Шарданова, Т.А. Емкостное пространство пород высокоуглеродистой формации (на примере доманиковой толщи Южно-Татарского свода) / Т.А. Шарданова, Н.П. Фадеева, Р.А. Хамидуллин, А.Н. Хомяк // Георесурсы. - 2017. - Спецвыпуск. Ч. 1. -С. 125-132.

43. Фадеева, Н.П. Генерационный потенциал пород доманикой формации Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна / Н.П. Фадеева, Е,В. Козлова, Е.Н,

Полудеткина, Т.А. Шарданова, Н.В. Пронина, А.В. Ступакова, Г.А. Калмыков, А.Н. Хомяк // Вестник Московского университета. - 2015. - Серия 4. - № 6. - С. 44-52.

44. Карпушин, М.Ю. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности доманикоидной высокоуглеродистой формации центральной части Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна / М.Ю. Карпушин, А.В. Ступакова, А.П. Завьялова, А.А. Суслова, В.В. Чупахина, К.А. Радченко // Георесурсы. - 2022. - Т. 24. - № 2. - С. 129-138.

45. Хисамов, Р.С. Геолого-разведочные работы в Республике Татарстан: ретроспектива и перспективы / Р.С. Хисамов, Н.С. Гатиятуллин, Е.А. Тарасов, С.Е. Войтович, В.Б. Либерман // Георесурсы. - 2011. - 1(37). - С. 27-32.

46. Хисамов, Р.С. Перспективы нефтеносности доманиковых отложений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / Р.С. Хисамов, В.Г. Базаревская, Т.И. Тарасова, Н.А. Бадуртдинова, О.Г. Гибадуллина // Нефтяное хозяйство. - 2017. - №6. - С. 10-14.

47. Хисамов, Р.С. Воспроизводство запасов и сырьевая база ПАО «Татнефть» / Р.С. Хисамов, В.Г. Базаревская, Л.А. Галлямова, А.М. Тимирова // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. Сборник статей. - 2021. - Вып. LXXXIX. - С. 8-13.

48. Хисамов, Р.С. Многозонный кислотный гидроразрыв доманиковых отложений на бавлинском нефтяном месторождении / Р.С. Хисамов, Н.А. Назимов, Р.Г. Ханнанов. В.Б. Подавалов, В.Г. Базаревская, О.В. Салимов // Геология нефти и газа. - 2017. - № 3. - С. 84-91.

49. Хусаинов, Р.Ф. Разработка залежей низкопроницаемых доманиковых коллекторов с применением массированного гидроразрыва пластов на примере НГДУ «Альметьевнефть» / Р.Ф. Хусаинов, Н.А. Назимов, Н.Ф. Гумаров, Б.Г. Ганиев, М.В. Швыденко, Р.Ш. Абсалямов // Георесурсы. - 2015. - Т. 2. - № 4 (63). - С. 14-17.

50. Эглинтон, Дж. Органическая геохимия / Дж. Эглинтон, М. Т. Дж. Мерфи; пер. с англ. Л., «Недра». - 1974. - 487 с.

51. Тиссо, Б. Образование и распространение нефти / Б. Тиссо, Д. Вельте; пер. с англ. А.И. Конюхова, Г.В. Семерниковой, В.В. Чернышева; под ред. Н.Б. Вассоевича, Р.Б. Сейфуль-Мулюкова. - М.: Мир, 1981. - 504 с.

52. Vandenbroucke, M. Kerogen: from types to Models of chemical structure / M. Vandenbroucke // Oil & gas science and technology - rev. IFP. - 2003. - V. 58. - № 2. -P. 243-269.

53. Vandenbroucke, M. Kerogen origin, evolution and structure / M. Vandenbroucke, C. Largeau // Organic geochemistry. - 2007. - V. 38. - P.719-833.

54. Богородская Л.И., Конторович А.Э., Ларичев А.И. Кероген: Методы изучения, геохимическая интерпретация - Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2005. - 254 с.

55. Вассоевич, Н.Б. Избранные труды. Геохимия органического вещества и происхождение нефти / Н.Б. Вассоевич. М.: Наука. - 1986. - 368 с.

56. Хант, Дж. М. Геохимия и герлогия нефти и газа. М.: Мир. - 1982. - 706 с.

57. Гордадзе Г.Н. Исследование строения бензольных, спирто-бензольных смол и керогена органического вещества пород (на примере пород баженовской свиты северной части Гыданского полуострова) / Г.Н. Гордадзе, М.В. Гируц, А.Р. Пошибаева, В.В. Пошибаев, А.А. Гаянова, А.В. Постников, О.В. Постникова // Нефтехимия. - 2019. - Т. 59. - № 6. - Вып. 1. - С. 618-631.

58. Столбова, Н.Ф. Развитие представлений об особенностях углеродистых отложений доманикового типа / Н.Ф. Столбова // Известия Томского политехнического университета. - 2002. - Т. 305. - № 8. - С. 83-90.

59. Бурдельная, Н.С. Моделирование химической структуры керогена и ее трансформации при катагенезе средневолжских и доманиковых углеродистых пород Восточно-Европейской платформы: диссертация на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук: 25.00.09 / Бурдельная Надежда Степановна. - Сыктывкар, 2017. - 328 с.

60. Стрижакова, Ю.А. Развитие и совершенствование переработки горючих сланцев с получением химических продуктов и компонентов моторных топлив: автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук: 02.00.13, 07.00.10 / Стрижакова Юлия Александровна. - Уфа, 2017. - 48 с. - ил. - Библиогр. - с. 48.

61. Бурдельная, Н.С. Изменения состава битумоида и химической структуры керогена при гидротермальном воздействии на породу / Н.С. Бурдельная, Д.А. Бушнев, М.В. Мокеев // Геохимия. - 2013. - № 9. - С. 819-833.

62. Конторович, А.Э. Геохимия и катагенетические превращения керогена баженовского горизонта / А.Э. Конторович, Л.И. Богородская, Л.С. Борисова, Л.М. Бурштейн, З.Р. Исмагилов, О.С. Ефимова, Е.А. Костырева, Н.М. Лемина, С.В. Рыжкова, С.А. Созинов, А.Н. Фомин, В.Р. Лившиц // Геохимия. - 2019. - Т. 64. - №. 6. - С. 585-593.

63. Behar, F. Chemical modeling of kerogens / F. Behar, M. Vandenbroucke // Organic Geocmemistry. - 1987. - Vol. 11. - № 1. - PP. 15-24

64. Бижу-Дюваль Б. Седиментационная геология. - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2012. - 704 с.

65. Бушнев, Д.А. Химическая структура керогена и услогвия его формирования / Д.А. Бушнев, Н.С. Бурдельная // Геология и геофизика. - 2009. - Т. 50. - № 7. - С. 822. -829.

66. van Kaam-Peters H.M.E. Characterization of an extremely organic sulphur-rich, 150 Ma old carbonaceous rock: palaeoenvironmental implications / H.M.E. van Kaam-Peters, J.S. Sinninghe Damste // Organic Geochemistry. - 1997. - Vol. 27. - PP. 371-397.

67. Gelin, F. Noval, resistant microalgal polyethers: An important sink of organic carbonin the marin environment? / F. Gelin, I. Boogers, A.A.M. Noordeloos, J.S. Sinninghe Damste, P.G. Hatcher, J.W. Leeuw // Geochem. Cosmochim. Acta. - 1996. - Vol. 60. - № 7. - PP. 1275-1280.

68. Бушнев, Д.А. Химическая структура керогена / Д.А. Бушнев, Н.С. Бурдельная // Вестник. - 2010. - № 9. С. 36-37.

69. Burlingame, A.L. Fatty acids derived from the Green River Formation oil shale by extractions and oxidations - a review. In: Schenck, P.A., Havenaar, I. (Eds.) / A.L. Burlingame, P.A. Haug, H.K. Schnoes, B.R. Simoneit // Advances in Organic Geochemistry, 1969. - 1968. - Pergamon Press, Oxford. - PP. 85-129.

70. Faulon, J.L. 3D chemical model for geological macromolecules / J.L. Faulon, M. Vandenbroucke, J.M. Drappier, F. Dehar, M. Romero // Advances in Organic Geochemistry. - 1990. - Vol. 16. - № 4-6. - РР. 981-993.

71. Бурденльная, Н.С. Фрагмент химической структуры II и II-S типов керогена верхнеюрских и верхнедевонских отложений Восточно-Европейской платформы / Н.С. Бурдельная, Д.А. Бушнев // Геохимия. - 2010. - № 5. - С. 525-537.

72. Behar, F. Thermal cracking of kerogen in open an closed systems: determination of kinetic parametrs and stoichiometric coefficients for oil and gas generation / F. Behar, M. Vandenbroucke, Y. Tang, F. Marquis, J. Espitalie // Organic Geochemistry. - 1997. - Vol. 26. - № 5/6. - РР. 321-339.

73. Behar, F. Artificial maturation of a Type I kerogen in closed system: Mass balance and kinetic modeling / F. Behar, S. Roy, D. Jarvie // Organic Geochemistry. - 2010. - № 41. -РР. 1235-1247.

74. Behar, F. Role of NSO compounds during primary cracking of a Type II kerogen and a Type III lignite / F. Behar, F. Lorant, M. Lewan // Organic Geochemistry. - 2009. - V. 39. - P. 1-22.

75. Бурдельная, Н.С. Экспериментальное моделирование катагенеза средневолжского горючего сланца / Н.С. Бурдельная, Д.А. Бушнев, М.В. Мокеев // Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. - 2012. - № 11. - С. 18 - 22.

76. Bushnev, D.A. Modeling of oil generation by Domanik carbonaceous shale / D.A. Bushnev, N.S. Burdelnaya. // Petroleum Chemistry. - 2013. - V. 53. - № 3. - P. 145-151.

77. Бушнев, Д.А. Результаты 13С ЯМР- и ИК-спектроскопии керогена верхнедевонских доманикитов Тимано-Печорского бассейна / Д.А. Бушнев, Н.С. Бурдельная, М.В. Мокеев // Геохимия. - 2019. - Т. 64. - № 11. - С. 1146-1157.

78. Burdelnaya, N. Experimental study of kerogen maturation by solid-state 13C NMR spectroscopy. / N. Burdelnaya, D. Bushnev M. Mokeev, A. Dobrodumov // Fuel. - 2014.

- V. 118. - P. 308-315.

79. Наши нетрадиционные месторождения [Электорнный ресурс]. - Режим доступа: https://www.cdu.ru/tek_russia/issue/2020/4/744/, свободный. - Текст: электронный.

80. Грушевенко, Д. Нефть сланцевых плеев - новый вызов энергетическому рынку? / Д. Грушевенко, Е. Грушевенко // Информационно-аналитический обзор. Под редакцией: А. Макарова, Т. Митровой, В. Кулагина. - 2012. - 50 с.

81. Сургучев, М.Л. Извлечение углеводородов из битуминозных песков и горючих сланцев шахтным способом / М.Л. Сургучев, Г.Г. Вахитов, И.П. Эпик, В.Н. Машин, Е.И. Гуров, В.П. Табаков // XI Мировой нефтяной конгресс. Горючие сланцы (Oil shale). - 1984. - Лондон. - С. 199-208.

82. Эпик И.П. Современное состояние мировых ресурсов горючих сланцев и проекты их использования. - Изв. АН ЭССР. Геол., 1982, 31, № 2, 42-55.

83. Стрижакова, Ю.А. Технология переработки горючих сланцев: этапы становления и перспективы развития / Ю.А., Стрижакова, Т.В. Усова, А.С. Малиновский // Химия и химическая технология. - 2007. - Т. 50. - вып. 6. - С. 9-14.

84. Згуро, А. Химические технологии. Учебное пособие для химико-технологических специальностей профессиональных центров / А. Згуро, Григорьева Л., Чекрыжов С., Бородина И. - Йыхви. - 2012. - 376 с.

85. Зюба, О.А. Обзор современных термических методов переработки горючих сланцев и экологические аспекты их применения / О.А. Зюба, О.Н. Глущенко // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2012. - Т. 7. - № 4. - С. 1 -10.

86. Сидорова, Л.П. Сланцевый газ и сланцевая нефть. Получение и экологический ущерб / Л.П. Сидорова, Е.Е. Султанбекова, Е.Е. Стригунова. - Екатеринбург. - 2016.

- 174 с.

87. Бурцев, И.Н. Нетрадиционные источники углеводородного сырья арктической зоны европейского северо-востока России как основа развития новых отраслей промышленности / И.Н. Бурцев, Д.А. Бушнев, О.С. Котик, Д.В. Кузьмин, Д.О. Машин. И.Г. Бурцева // Известия Коми научного центра УрО РАН. - 2015. - Вып. 3(23). - С. 71-78.

88. Бурже Ж., Сурио П, Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. Пер. с франц. - М.: Недра, 1989. - 422 с.

89. Липаев, А.А. Разработка месторождений тяжелых нефтей и природных битумов / А.А. Липаев // - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований. - 2013. - 484 с.

90. Туманян, Б.П. Акватермолиз нефтей и природных битумов: химизм процесса, катализаторы, перспективы промышленной реализации / Б.П. Туманян, Н.Н. Петрухина, Г.П. Каюкова, Д.К. Нургалиев, Л.Е. Фосс, Г.В. Романов // Успехи химии. - 2015. - 84 (11). - С. 1145-1175.

91. Гордадзе, Г.Н. Органическая геохимия углеводородов. В 2-х кн. / Г.Н. Гордадзе, М.В. Гируц, В.Н. Кошелев. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - 2012. - Книга 1. - 392 с.

92. Г.П. Каюкова, Г.В. Романов, Р.Г. Лукьянова, Н.С. Шарипова. Органическая геохимия осадочной тощи и финдамента территории Татарстана. - М.: ГЕОС, 487 с., ил.

93. Стрижакова, Ю.А. Каталитическая конверсия кашпирских горючих сланцев / Ю.А. Стрижакова, Т.В. Усова, А.М. Козлов, А.Л. Лапидус, Э.М. Мовсумадзе // Нефтепереработка и нефтехимия. - 2010. - № 8. - С. 3-8.

94. Каюкова, Г.П. Превращения углеводородов тяжелой нефти ашальчинского месторождения в условиях каталитического акватермолиза / Г.П. Каюкова, Л.Е. Фосс, Д.А. Феоктистов, А.В. Вахин, Н.Н. Петрухина, Г.В. Романов // Нефтехимия. -2017. - Т. 57. - № 4. - С. 394-402.

95. Каюкова, Г.П. Преобразования тяжелой нефти ы углекислотной среде с использованием природного катализатора - дисульфида железа / Г.П. Каюкова, Д.А. Феоктистов, А.В. Вахин, И.П. Косачев, Г.В. Романов, А.Н. Михайлова, Р.С. Хисамов // Нефтяное хозяйство. - 2017. - № 4. - С. 100-102.

96. Кривонос, О.И. Конверсия сапропеля на СоМо/АЬ03-катализаторе в среде сверхкритического этанола / О.И. Кривонос, Е.Н. Терехова, А.В. Бабенко, А.Б. Арбузов, О Б. Бельская // Нефтехимия. - 2021. - Т. 61. - № 2. - С. 157-165.

97. Кузнецов Б.Н. Катализ химических превращений угля и биомассы. Новосибирск: Наука, 1990. 298 с.

98. Каирбеков, Ж.К. Термокаталитический гидрогенолиз горючих сланцев / Ж.К. Каирбеков, В.С. Емельянова, А.С. Малолетнев, Б.Б. Байжомартов // Вестник КазНУ. Серия химическая. - 2012. - № 4 (68). - С. 119-125.

99. Хайдарова, А.Р. Изучение структурно-фазовых превращений железосодержащего катализатора методом мёссбауэровской спектроскопии (часть 1) / А.Р. Хайдарова, А.В. Пятаев, И.И. Мухаматдинов, Р.Д. Зарипова, А.В. Вахин // Журнал прикладной спектроскопии. - 2020. - Т. 87. -№ 4. - С. 623-627.

100. Мухаматдинов, И. И. Изучение структурно-фазовых превращений железосодержащего катализатора методом мёссбауэровской спектроскопии (часть 2) / И.И. Мухаматдинов, А.В. Пятаев, Р.Д. Зарипова, А.Р. Хайдарова, А.В. Вахин // Журнал прикладной спектроскопии. - 2021. - Т. 88. - № 1 - С. 104-108.

101. Galukhin, A.V. Catalytic Aquathermolysis of Heavy Oil with Iron Tris(acetylacetonate): Changes of Heavy Oil Composition and in Situ Formation of Magnetic Nanoparticles / A.V. Galukhin, A.A. Erokhin, Y.N. Osin, D.K. Nurgaliev // Energy & fuels. - 2015. - 29 (8). - Р. 4768 - 4773.

102. Galukhin, A.V. Influence of iron pentacarbonyl on catalytic aquathermolysis of heavy oil: Changes of oil's parameters and formation of magnetic nanoparticles / A.V. Galukhin, Erokhin, A.A., Gerasimov, A.V., Eskin, A.A., Nurgaliev, D.K. // SPE Russian Petroleum Technology Conference. - 2015. - Moscow - Code 117760. - PP. 10.

103. Isakov, D.R. Chemical and Technological Aspects of the Use of Catalysts During In-Situ Combustion for the Production of High-Viscosity Crude Oils and Natural Bitumens / D.R. Isakov, D.K. Nurgaliev, D.A. Shaposhnikov, B.M. Mingazov, Physico-Chemistry and Technology of Fuels and Oils. - V. 50. - I. 6. - 2015. - P. 541 - 546.

104. Кузнецов, Б.Н. Глубокая преработка бурых углей с получением жидких топлив и углеводородных материалов. - 2012. - Новосибирск. - Гео.

105. Yufeng, Y. Change of asphaltene and resin properties after catalytic aquatermolysis / Y. Yufeng, L. Shuyuan, D. Fuchen, Y. Hang // Petroleum science. - 2009. - № 6. - PP. 194-200.

106. Rosales, R. Theoretical modeling of molecular interactions of iron with asphaltenes from heavy crude oil / Journal of Molecular Catalysis A: Chemical // R. Rosales, I. Machin, S. Morella, G. Rivas, F. Ruette. - 2006. - V. 246. - PP. 146-153.

107. Kun, Ch. Laboratory experiments and field test of a difunctional catalyst for catalytic aquatermolysis of heavy oil / Ch. Kun, Ch. Yanling, Z. Xianmin, L. Jian // Energy and Fuels. - 2012. - T. 26. - PP. 1152-1159.

108. Петрухина, Н.Н. Регулирование превращений компонентов высоковязких нефтей при их подготовке к транспорту и переработке: дисс. на соискание ученой степени канд. тех. наук: 05.17.07 / Петрухина Наталья Николаевна. - М., 2014. - 205 с.

109. Panariti, N. Petroleum residue upgrading over nano dispersed catalysts. Part 1. Catalysts activity and selectivity / N. Panariti, A. Del Bianco, G. Del Piero et al. // Applied catalysis A: General. - 2000. - V/ 204. - P. 203-213.

110. Enkhsaruul, B. Cracking behavior of asphaltene in the presence of iron catalysts supported on mesoporous molecular sieve with different pore diameters / B. Enkhsaruul, O. Yasuo // Fuel. - 2003. - V. 82. - PP 1571-1577.

111. Aliev, F.A. In-situ heavy oil aquathermolysis in the presence of nanodispersed catalysts based on transition metals / F.A. Aliev, I.I. Mukhamadinov, S.A. Sitnov, M.R. Ziganshina, Y.V. Onishchenko, A.V. Sharifullin, A.V.Vakhin // Processes. - 2021, 9, 127. - 22 p.

112. Mukhamadinov, I.I. Transformation of resinous components of the ashalcha field oil during catalytic aquathermolysis in the presence of a cobalt-containing catalyst precursor / I.I. Mukhamadinov, I.Sh.S. Salih, I.Z. Rakhmatullin, N.N. Sviridenko, G.S. Pevneva, R.K. Sharma, A.V. Vakhin // Processes. - 2021, 11, 745. - 16 p.

113. Vakhin, A.V. Extra-heavy oil aquathermolysis using nickel-based catalyst: some aspects of in-situ transformation of catalyst precursor / A.V. Vakhin, F.A. Aliev, I.I. Mukhamatdinov, S.A. Sitnov, S.I. Kudryashov, I.S. Afanasiev, O.V. Petrashov, D.K. Nurgaliev // Processes. - 2021, 11, 189. - 22 p.

114. Байгильдин, Э.Р. Изучение влияния биметаллического катализатора на основе железа и кобальта на процесс акватермолиза при паротепловом воздействии на залежь сверхвязкой нефти / Э.Р. Байгильдин, С.А. Ситнов, А.В. Вахин, Д.К. Нургалиев // Экспозиция Нефть Газ. - 2021. - № 5. - С. 46-51.

115. Ермолкин, В.И. Геология и геохимия нефти и газа: Учебник для вузов. - 3-е стер. изд. / В.И. Ермолкин, Керимов В.Ю. - М.: ООО «Издательский дом Недра», 2016. - 460 с.

116. Бурцев, И.Н. Нетрадиционные источники углеводородного сырья арктической зоны европейского северо-востока России как основа развития новых отрослей промышленности. / И.Н. Бурцев, Д.А. Бушнев, О.С. Котик, Д.В. Кузьмин,

Д.О. Машин, И.Г. Бурцева // Известия Коми научного центра УрО РАН. - 2015. -Вып. 3. - № 23. - Сыктывкар. - С. 71-78.

117. Ступакова, А.В. Доманиковые отложения Волго-Уральского бассейна - типы разреза, условия формирования и перспективы нефтегазоносности. / А.В. Ступакова, Г.А. Калмыков, Н.И. Коробова, Н.П.Фадеева, Ю.А. Гатовский, А.А. Суслова, Р.С. Сауткин, Н.В. Пронина, М.А. Большакова, А.П. Завьялова, В.В. Чупахина, Н.Н. Петракова. А.А. Мифтахова // Георесурсы. - 2017. - Спецвыпуск. Ч. 1. - С. 112-114.

118. Патент № 2613557. Катализатор внутрипластового гидрокрекинга тяжелого углеводородного сырья и способ его применения: № 2015117727: заявл. 12.05.15: опубл. 17.03.17 / Ситнов С.А., Петровнина М.С., Онищенко Я.В., Феоктистов Д.А., Нургалиев Д.К.; заявитель ФГАОУ ВПО КФУ. - 2 с

119. Патент № 2659223. Катализатор деструктивного гидрирования тяжелого углеводородного сырья и способ его применения: № 2017139332: заявл. 13.11.17: опубл. 29.11.18 / Мухаматдинов И.И., Ситнов С.А., Феоктистов Д.А., Онищенко Я.В., Вахин А.В. заявитель: ООО "Каталитический акватермолиз". - 1 с.

120. Mukhamatdinov, I.I. Transformation of resinous components of the Ashalcha field oil during catalytic aquathermolysis in the presence of a cobalt-containing catalyst precursor / I.I. Mukhamatdinov, I.Sh.S. Salih, I.Z. Rakhmatullin, N.N. Sviridenko, G.S. Pevneva, R.K. Sharma, A.V. Vakhin // Catalysts. - 2021, 11, 745. - 16 p.

121. Гун Р.Б. Нефтяные битумы. / Р.Б. Гун - М.: Химия, 1973. - 432 с.

122. Чемоданов А.Е. Групповой состав нефти и методы его изучения / А.Е. Чемоданов, А.В. Вахин, С.А. Ситнов и др. - Изд-во Казан. ун-та, 2008. - 24 с.

123. В.А. Успенский, К.Ф. Родионова, А.И. Горская, А.П. Шишкова. Руководство по анализу битумов и рассеянного органического вещества горных пород (для лабораторий геологоразведочных организаций). Ленинград. - Изд-во: Недра, 1966.

124. Бушнев, Д.А. Геохимия органического вещества углеродистых толщ Восточно-Европейской платформы: диссертация на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук: 25.00.09, 25.00.12 / Бушнев Дмитрий Алексеевич. - Сыктывкар, 2007. - 255 с.

125. Onishchenko Y.V. Thermo-ctalytic destruction of kerogen in the presence of cobalt oxide nanoparticles and mineral pyrite / Y.V. Onishchenko, A.V. Vakhin, E.V. Voronina, D.K. Nurgaliev // Society of Petroleum Engineers. -SPE-181915-MS - 2016.

126. Чемоданов А.Е. Исследование доманиковых горных пород методом пиролитической газовой хроматомасс-спектрометрии / А.Е. Чемоданов, Б.И. Гареев, Г.А. Баталин, Р.С. Герасимов // Георесурсы. - 2019. - Т. 21. - № 1. - С. 71-76.

127. Sadikov, Kamil. A new, fast, and efficient method for evaluating the influence of catalysts on in-situ combustion process for heavy oil recovery / Kamil Sadikov, Chengdong Yuan, Seyed Saeed Mehrabi-Kalajahi, Mikhail A. Varfolomeev, and Sarvardzhon A. Talipov // Society of Petroleum Engineers. -SPE-193758-MS - 2018.

128. Yuan, Chengdong. Potential of copper-based oil soluble catalyst for improving efficiency of in-situ combustion process: catalytic combustion, catalytic in-situ oil upgrading, and increased oil recovery / Chengdong Yuan, Seyed Saeed Mehrabi-Kalajahi, Kamil Sadikov, Mikhail A. Varfolomeev, Dmitrii A. Emelianov, and Nikolay O. Rodionov, Kazan Federal University; Marat l. Amerkhanov, Tatneft oil company // Society of Petroleum Engineers. -SPE-198038-MS - 2019.

129. Вахин, А.В. Трансформация состава подвижных углеводородов доманиковых отложений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции при термическом воздействии. / А.В. Вахин, Я.В. Онищенко, Н.А. Назимов, Р.И. Кадыров // Химия и технология топлив и масел. - 2017. - №4. - С. 38-44.

130. Вахин, А.В. Термическое преобразование битумоида доманиковых отложений Татарстана / А.В. Вахин, Я.В. Онищенко, А.Е. Чемоданов, Л.М. Ситдикова, Д.К. Нургалиев // Нефтяное хозяйство. - 2016. - № 10. - С. 32-34.

131. Evdokimov, I.N. Bifurcated correlations of the properties of crude oils with their asphaltene content. / I.N. Evdokimov // Fuel. - 2005. - V. 84(1). - P. 13-28.

132. Gafurov, M.R. EPR study of spectra transformations of the intrinsic vanadyl-porphyrin complexes in heavy crude oils with temperature to probe the asphaltenes' aggregation. / M.R. Gafurov, M.A. Volodin, A.A. Rodionov, A.T. Sorokina, M.Yu. Dolomatov, A.V. Petrov, A.V. Vakhin, G.V. Mamin, S.B. Orlinskii // Journal of petroleum science and engineering. - 2018. - V. 166. - P. 363-368.

133. Serebrennikova, O.V. Hydrocarbon composition of the organic matter of peats in the south of Western Siberia / O.V. Serebrennikova, Yu.I. Preis, P.B. Kadychagov, E.V. Gulaya // Solid Fuel Chemistry. - 2010. - V. 44. - № 5. - P. 324-334.

134. Peters, K.E. The Biomarker Guide. Biomarkers and isotopes in petroleum exploration and Earth history / K.E. Peters, C.C. Walters, J.M. Molddowan. - Cambridge University Press. - 2005. V. 1. - 488 p.

135. Peters, K.E. The Biomarker Guide. Biomarkers and isotopes in petroleum exploration and Earth history / K.E. Peters, C.C. Walters, J.M. Molddowan. - Cambridge University Press. - 2005. V. 2. - 699 p.

136. Nurgalieva, N.G. Geochemical examination of the Middle-Upper Permian rocks, Volga river reference section / N.G. Nurgalieva, R.R. Khaziev, V.V. Silantiev, B.I. Gareev,

G.A. Batalin // ARPN Journal of Engineering and Applied Sciences. - 2016. - V. 11. № 19. - P. 11433-11444.

137. Agrawal, V. Molecular characterization of kerogen and its implications for determining hydrocarbon potential, organic matter sources and thermal maturity in Marcellus Shale / V. Agrawal, S. Sharma // Fuel. - 2018. - V. 228. - P. 429-437.

138. Dmitriev, D.E. Transformations of resins and asphaltenes during the thermal treatment of heavy oils / D.E. Dmitriev, A.K. Golovko // Petroleum Chemistry. - 2010. -V. 50. - № 2. - P.106-113.

139. Ананьев, В.В. Качественная оценка нефтематеринского потенциала семилукско-речицких отложений в пределах Татарстана / В.В. Ананьев // Георесурсы. - 2010. - Т. 35. - № 3. С. 30-33.

140. Зайдельсон, М.И. Формирование и нефтегазоносность доманикоидных формаций / М.И. Зайдельсон, С.Я. Вайнбаум, Н.А. Копрова и др. - М.: Наука, 1990. - 79 с.

141. Суриков, В.Т. Кислотное растворение кремния и его соединений для анализа методом масс-спектрометрии с индуктивно связанной плазмой / В.Т. Суриков // Аналитика и контроль. - 2008.- Т. 12. - № 3-4. - С. 93-100.

142. Onishchenko, Y.V. Thermo-ctalytic destruction of kerogen in the presence of cobalt oxide nanoparticles and mineral pyrite / Y.V. Onishchenko, A.V. Vakhin, E.V. Voronina, D.K. Nurgaliev // Society of Petroleum Engineers. -SPE-181915-MS - 2016.

143. Kuzmann, E. Critical review of analytical applications of Mossbauer spectroscopy illustrated by mineralogical and geological examples (IUPAC Technical Report) / E. Kuzmann, S. Nagy, A. Vertes // Pure and Applied Chemistry. - V. 75. - I. 6. - 2003. - PP. 801 - 858.

144. Васильева, Е.С. Применение метода мессбауэровской спектроскопии для анализа фазового состава наночастиц на основе железа / Е.С. Васильева, О.В. Толочко, В.Г. Семенов, В.С. Володин, D. Kim // Письма в журнал технической физики. - 2007. - № 1. - С. 81 - 87.

145. Барабанов, В.Ф. Современные физические методы в геохимии / В.Ф. Барабанов. - Л.: ЛГУ. - 1990. - 245 с.

146. Goya, G.F. Static and dynamic magnetic properties of spherical magnetite nanoparticles / G.F. Goya, T.S. Berquo, F.C. Fonseca, M.P. Morales // Journal of Applied. Physics. - 2003. - V. 94. - № 5. - PP. 3520 - 3528.

147. Akhmatnabieva, L.B. Transformation of mineral pyrite of Bazhenov shale during oxidation and pyrolysis / L.B. Akhmatnabieva, A.V. Vakhin, Y.V. Onishchenko, A.V.

Pyataev, E.V. Voronina // 17th International Multidisciplinary Scientific GeoConference.

- SGEM 2017. - V. 17. - Is. 15. - P. 627-634.

148. Marshall, Craig P. Potential of thermogravimetric analysis coupled with mass srectrometry for the evaluation of kerogen in source rocks / Craig P. Marshall, G.S. Kamali Kannangara, Michael A. Wilson, Jean-Pierre Guerbois, B. Hartung-Kagi, G. Hart // Chemical Geology. - 2002. - V. 184. - PP. 185-194.

149. Radke, M. Generation and distribution of aromatic hydrocarbons in coals of low rank / M. Radke, H. Willisch, M. Teichmuller // Organic Geochemistry. - 1990. - Vol. 15.

- № 6. - PP. 539-563.

150. Бушнев, Д.А. Генерация углеводородных и гетероатомных соединений высокосернистым горючим сланцем в процессе водного пиролиза / Д.А. Бушнев, Н С. Бурдельная, С.Н. Шанина, Е С. Макарова // Нефтехимия. - 2004. - Т. 44. - № 6.

- С. 449-458.

151. Hongfu, F. The study on composition changes of heavy oils during steam stimulation processes / F. Hongfu, L. Yongjian, Z. Liying, Z. Xiaofei. - Fuel. - 2002. - V. 81. - I. 13. - PP. 1733-1738.

152. Калмыков, А.Г. Генерационный потенциал керогена баженовской свиты и возможность его реализации / А.Г. Калмыков, А.Ю. Бычков, Г.А. Калмыков, И.А. Бугаев, Е.В. Козлова // Георесурсы. - 2017. - Спецвыпуск. Ч. 2. - С. 165-172.

153. Калмыков, Г.А. Модель нефтенасыщенности порового пространства пород баженовской свиты Западной Сибири и ее использование для оценки ресурсного потенциала / Г.А. Калмыков, Н.С. Балушкина. - М.: ГЕОС. - 2017. - 247 с.

154. Петров, Ал. А. Углеводороды нефти. - М.: Наука. - 1984. - 264 с.

155. Гордадзе, Г.Н. Органическая геохимия углеводородов. В 2-х кн. / Г.Н. Гордадзе, М.В. Гируц, В.Н. Кошелев. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - 2013.

- Книга 2. - 305 с.

156. Hughes, W.B. The rations of dibenzothiophene to phenanthrene and pristane to phytane as indicators of depositional environment and lithology of petroleum source rocks / W.B. Hughes, A.G. Holba, L.I.P. Dzou // Geochimica et Cosmochimica Acta. - 1995. -V. 59. - № 17. - PP. 3581-3598.

157. Бушнев, Д.А. Аноксический раннемеловой бассейн Русской плиты: органическая геохимия / Д.А. Бушнев // Литология и полезные ископаемые. - 2005.

- № 1. - с. 1-10.

158. Бушнев, Д.А. Органическая геохимия оксфордских высокоуглеродистых отложений Русской плиты / Д.А. Бушнев, Е.В. Щепетова, С.В. Лыюров // Литология и полезные ископаемые. - 2006. - № 5. - с. 1-14.

159. Баженова, Т.К. Алифатические углеводороды синбитумоидов как показатель фациально-генетического типа органического вещества / Т.К. Баженова, А.И. Шапиро // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2008 (3). - С. 1-11.

160. Alexander, R. Geochemical correlation of Windalia oil and extracts of Winning Group (Cretaceous) potential source rocks, Barrow Subbasin, Western Australia / R. Alexander, R. Kagi, G.W. Woodhouse // American assotiation of petroleum geologists bulletin. - 1981, 65, 235-50.

161. Валяева, О.В. Углеводороды-биомаркеры нефтей Лабаганского месторождения Тимано-Печорской нефтегазовой провинции / О.В. Валяева, Н.Н. Рябинкина, Д.А. Бушнев // Георесурсы. - 2020. - Т. 22. - № 1. - С. 46-54.

162. Гордадзе, Г.Н. Изменение степени зрелости углей одного генотипа, залегающих на разных глубинах, по насыщенным углеводородам-биомаркерам / Г.Н.Гордадзе, М.В. Гируц, А.Р. Пошибаева, А.А. Алферова, А.А. Юсупова // Нефтехимия. - 2020. - Т. 60. - № 3. - с. 292-297.

163. Бушнев, Д.А. Уголь воркутинского района: состав углеводородов биомаркеров, возможности получения обеззоленного концентрата / Д.А. Бушнев, Н.С. Бурдельная, С.В. Рябинкин, Д.В. Кузьмин, М.В. Мокеев // Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. - 2017. - № 9. - С. 3-11.

164. Чиркова, Д.Ю. Особенности химического состава и природа нефтей Нюрольской впадины (Юго-Восток Западной Сибири): диссертация на соискание ученой степени кандидата химических наук: 02.00.13 / Чиркова Диана Юрьевна. -Томск, 2015. - 121 с.

165. Budzinski, H. Alkylated phenantrene distributions as maturity and origin indicators in crude oils and rock extracts / H. Budzinski, Ph. Garrigues, J. Connan, J. Devillers, D. Domine, M. Radke, J.L. Oudin // Geochimica et Cosmochimica Acta. - 1995. - Vol. 59. -№ 10. - pp. 2043-2056.

166. Ramanampisoa, M. Thermal maturity and hydrocarbon generation in rocks from the sedimentary basins of Madagascar / M. Ramanampisoa, M. Radke // Journal of petrioleum geology. - 1992. - Vol. 15(4). - pp. 379-396.

167. Вахин, А.В. Перспективы использования ЯМР-релаксации для оценки состава и степени зрелости органического вещества сланцевых пород / А.В. Вахин,

Д.С. Иванов, Я.В. Онищенко, В.Д. Скирда, Д.К. Нургалиев // Нефть.Газ.Новации. -2019. - № 2. - С. 38-42.

168. Shkalikov, N.V. Solid-like component in the spin-spin NMR-Relaxation of heavy oils / N.V. Shkalikov, V.D. Skirda, R.V. Arkhipov // Magnetic resonance in solids. Electronic journal. - V. 8. - № 1. - 2006. - P. 38-42.

169. Panattoni, F. Combined high-resolution solid-state 1H/13C NMR spectroscopy and 1H NMR relaxometry for the characterization of kerogen thermal maturation / F. Panattoni, J. Mitchell, E.J. Fordham, R. Kausik, C.P. Grey, P.C.M.M. Magusin // Energy and Fuels.

- 2021, 35. - PP. 1070-1079.

170. Mao, J.D. New structural information on a humic acid from two- dimensional 1H-13C correlation solid-state nuclear magnetic resonance / J.D. Mao, K. Schmidt-Rohr // -Environmental Science & Technology. - 2001 (35). - PP. 1928-1934.

171. Premovic, P.I. Solid-state 13C and 1H NMR in kerogen research: uncertainty of aromaticity estimation / P.I. Premovic, Lj.S. Jovanovic, D. Michel // Applied spectroscopy.

- 1992. - V. 46. - № 11. - PP. 1750-1752.

172. Chu, Wenying. Investigation into the effect of heteroatom content on kerogen structure using advanced 13C solid-state nuclear magnetic resonance spectroscopy / W. Chu, X. Cao, K. Schmidt-Rohr, J.E. Birdwell, J.Mao // Energy and Fuels. - 2019, 33,2. -PP. 645-653.

173. Xiaosheng, Zhao. Organic matter in Yilan oil shale: characterization and pyrolysis with or without inorganic minerals / Zhao Xiaosheng, Zhang Xiaoliang, Liu Zhenyu, Lu Zhenghua, Liu Qingya // Energy and Fuels. - 2017, 31, 4. - PP. 3784-3792.

174. Wu, Chuan. Mechanism for reducing the viscosity of extra-heavy oil by aquathermolysis with an amphilic catalyst / Chuan Wu, lei Guang-Lun, Yao Chuan-jin, Sun Ke-ji, Gai Ping yuan, Cao Yan-bin // Journal of fuel chemistry and technology. - 2010.

- V. 38. - Is. 6. - PP. 684-690.

175. Бурдельная, Н.С. Изучение преобразования керогена методом 13С ЯМР в твердом теле при естественном и искусственном созревании органического вещества / Н.С. Бурдельная, Д.А. Бушнев, М.В. Мокеев // Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. - 2015. - № 6. - С. 33-39.

176. Burdelnaya, N. Experimental study of kerogen maturation by solid-state 13С NMR spectroscopy / N. Burdelnaya, D. Bushnev, M.Mokeev, A. Dobrodumov // Fuel. - 2014 (118). - PP. 308-315.

177. Ganz, H. Application of onfrared spectroscopy to the classification of kerogen-types and the evaluation of source rock and oil shale potentials / H. Ganz, W. Kalkreuth // Fuel. - 1987. - V. 66. - PP. 708-711.

178. Алиев, Ф.А. Деструктивное гидрирование смолисто-асфальтеновых веществ высоковязкой нефти в присутствии соединений Co, Ni, Fe, Cu в пористой минеральной среде в гидротермальных условиях: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук: 02.00.13 / Алиев Фирдавс Абдусамиевич. -Казань, 2021. - 164 с.

179. Михайлова, А.Н. Влияние гидротермальных воздействий на эффективность извлечения углеводородов из высокоуглеродистых доманиковых пород: диссертация на соискание ученой степени кандидата химических наук: 1.4.12 / Михайлова Анастасия Николаевна. - Казань, 2021. - 148 с.

180. Cassini, F. Methylphenantrene maturity index of marine source rock extracts and crude oils from the Maracaibo Basin / F. Cassini, O. Gallango, C. Vallejos, U. Ehrmann // Organic Geochemistry. - Vol. 1-3. - P. 73-89. DOI: 10.1016/0146-6380(88)90027-7.

181. Сотнич, И.С. Особенности распределения фенантренов в аквагенном органическом веществе Баженовской свиты Западной Сибири / И.С. Сотнич, Е.А. Костырева // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2024. - Т. 19. - № 2. - С. 1-19.

182. Конторович, А.Э. Фенантрены, ароматические стераны и дибензотиофены в юрских отложениях Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна и их значение для органической геохимии / А.Э. Конторович, В.Н. Меленевский, Е.Н. Иванова, А Н. Фомин // Геология и геофизика. - 2004. - Т. 45. - № 7. - С. 873-883

183. Бушнев, ДА. Геохимия нефтей среднедевонско-нижнефранского терригенного нефтегазоносного комплекса Тимано-Печорского бассейна / Д.А. Бушнев, Н.С. Бурдельная, А.А. Деревесникова, Л.В. Огданец // Геохимия. - 2022. -Т. 67. - № 4. - С. 339-349.

184. Kuzmann, E. Critical review of analytical applications of Mossbauer spectroscopy illustrated by mineralogical and geological examples (IUPAC Technical Report) / E. Kuzmann, S. Nagy, A Vertes // Pure and Applied Chemistry. - V. 75. - I. 6. - 2003. - P. 801 - 858.

185. Барабанов, В.Ф. Современные физические методы в геохимии. - Л.: ЛГУ, 1990. - 245 с.

186. Васильева, Е.С. Применение метода мессбауэровской спектроскопии для анализа фазового состава наночастиц на основе железа / Е.С. Васильева, О.В.

Толочко, В.Г. Семенов, В.С. Володин, D. Kim // Письма в журнал технической физики. - 2007. - №1. - С. 81 - 87. 187. Маланий, С.А. Применение технологии каталитического акватермолиза на Стреловском месторождении Самарской области / С.Я. Маланий, О.В. Славкина, А.А. Рязанов, Н.Ю. Сенников, А.А. Ахметов, С.В. Цветков, И.И. Мухаматдинов, А.В. Вахин, А.А. Иванова // Нефтяное хохяйство. - 2022. - № 12. - С. 118-121.