Геохимические особенности флюидов
в резервуарах Волго-Уральского региона
как результат миграционных процессов
Пунанова С.А., Самойлова А.В.
ИПНГ РАН, Москва, Россия
ИПНГ РАН, Москва, Россия
В статье приведены характеристики флюидальных углеводородных (УВ) скоплений Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна (НГБ) с выделением типов нефтей различного возраста. Подчеркивается влияние миграционных процессов при формировании флюидных резервуаров в осадочном чехле бассейна и возможность в связи с этим прогноза свойств флюидов в ловушках неантиклинального типа разрабатываемых нефтегазоносных комплексов (НГК) региона.
Результаты и обсуждение.
Характеристика флюидальных углеводородных систем Волго-Уральского НГБ
Характеристика флюидальных углеводородных систем Волго-Уральского НГБ
Проведен анализ геохимических данных флюидальных УВ-систем с целью выявления их плоскостных и временных особенностей в палеозойских и допалеозойских НГК
Волго-Уральского НГБ. При обобщении материала, касающегося физико-химических свойств флюидов, их УВ и МЭ-составов, использовался большой справочный материал, литературные и фондовые источники, а также аналитические исследования [1–4]. Тектонические структуры на приводимых графиках и таблицах даны по [5].
На основе анализа базы данных физико-химических свойств флюидов, их плотности и особенностей УВ-состава были выделены 4 геохимических типа нефтей: «протерозойский», «девонский», «каменноугольный» и «пермский», залегающие, как правило, в отложениях соответствующего возраста [1].
Протерозойский тип нефти приурочен к отложениям рифея и венда. Нефти верхнего протерозоя существенно отличаются от нефтей вышезалегающих отложений палеозоя и обособляются в самостоятельный геохимический тип [6]. Протерозойский тип — это нефть с высокой плотностью, высоким содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов, низким содержанием легких и особенно бензиновых фракций и твердых парафинов. Существенно отличает эти нефти их низкая сернистость. Анализ зависимости свойств нефтей от возраста и глубины вмещающих пород протерозоя отражает их устойчивое однообразие: плотность (d₄²⁰) меняется от 950 до 980 кг/м³, содержание составляет: серы (S) — 0,2–1,2 %, твердых парафинов (ТП) — 0,6–2,7 %, суммы смол и асфальтенов (∑С+А) — 18,8–27,9 %, а выход бензиновых фракций (БФ) — 1–5 %. Cреднее содержание V составляет 50 г/т, а Ni — 38 г/т.
Как исключение, в породах рифейского возраста локализуются нефти иного облика, сильно преобразованные, с низкой плотностью (801 кг/м³) с небольшим количеством серы и асфальтенов, напоминающие по составу «девонский» тип нефти. Известны несколько примеров: месторождения
Бедряжское в Камско-Бельском прогибе, Ольховское в Оренбургской области. При благоприятных геологических условиях вполне вероятна миграция нефтяных УВ из древних отложений в более молодые вендские и, возможно, девонские, в частности эйфельские, что, очевидно, и наблюдается на этих месторождениях [7].
Девонский тип объединяет нефти терригенного комплекса эйфеля, живета и нижнего франа и карбонатного комплекса среднего франа-турне. Нефти собственно из девонских отложений по усредненным данным в целом более легкие (d₄²⁰ = 836 кг/м³), менее сернистые (S = 0,7 %), менее смолистые (С = 6,9 %) по сравнению с нефтями других геохимических типов. По площади размещения нефтей в границах региона приведенные параметры обнаруживают значительные колебания, обусловленные различными геологическими условиями залегания нефтей и, как следствие, вторичными процессами их преобразования. Так, плотность девонских нефтей изменяется от 770 кг/м³ (самая легкая нефть) до 918 кг/м³, содержание серы колеблется от 0,03 до 4,9 %, ∑С+А — от 2 до 18,5 %. Причем в легких нефтях асфальтены могут вообще отсутствовать. Выход БФ составляет от 7 до 48 %. В пределах терригенного комплекса девона от живетского яруса к кыновскому горизонту наблюдается постепенное утяжеление нефтей, увеличение содержания смол и асфальтенов.
В карбонатном девоне в целом нефти более тяжелые (d₄²⁰ = 861 кг/м³), более смолистые (∑С+А = 17,7 %), с несколько меньшим содержанием ТП (3,7 %) и БФ (20 %). Нефти турнейского яруса нижнего карбона по физико-химическим свойствам практически аналогичны нефтям карбонатного девона. Однако в этих отложениях встречены нефти более легкие (d₄²⁰ = 782 кг/м³), практически безасфальтеновые, с наименьшим содержанием серы, что может указывать на наличие процессов вертикальной миграции и изменение состава нефти в результате фильтрационного фракционирования.
Каменноугольный тип нефти развит в широком возрастном интервале: от визейского яруса нижнего карбона до нижнепермских отложений включительно. Физико-химические свойства нефтей этого типа по площади их распространения испытывают существенные изменения. Однако в целом эти нефти характеризуются более высокой плотностью. Содержание смол, асфальтенов и серы в них также выше, чем в нефтях нижележащих отложений, а содержание ТП и выход БФ существенно ниже. Внутри терригенной толщи нижнего карбона прослеживается закономерное утяжеление нефтей вверх по разрезу. Так, плотность их увеличивается от 856 до 873 кг/м³, ∑С+А возрастает от 14,5 до 19 %, содержание S — от 3,6 до 4,2 %.
В карбонатных коллекторах нижнего, среднего и верхнего карбона, а также в терригенных отложениях верейского горизонта нефти еще более тяжелые (d₄²⁰ = 874–895 кг/м³),
более смолисто-асфальтеновые (∑С+А = 15,9–21,3 %) и сернистые.
Особенно разнообразны по своим свойствам нефти пермских отложений, поскольку здесь встречаются нефти как «каменноугольного», так и «пермского» геохимических типов. Нефти из пермских отложений «каменноугольного» типа в целом несколько легче нефтей из собственно каменноугольных отложений (самая легкая нефть имеет d₄²⁰ = 750 кг/м³), содержание смол — 2,4 %, асфальтены отсутствуют, а выход БФ достигает 50 %. Эти нефти явно находятся во вторичном залегании и несут на себе черты сходства с нефтями каменноугольного источника их образования.
Пермский тип нефти обнаружен в нижне- и верхнепермских отложениях. Это довольно тяжелые нефти (d₄²⁰ = 881 кг/м³), сернистые (S = 2,4 %), с высоким содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов (∑С+А = 17,1 %). Выход БФ составляет в среднем 22 %.
В разрезе осадочных отложений Волго-Уральского НГБ встречены нефти практически всех химических типов (по Ал. А. Петрову).
Волго-Уральского НГБ. При обобщении материала, касающегося физико-химических свойств флюидов, их УВ и МЭ-составов, использовался большой справочный материал, литературные и фондовые источники, а также аналитические исследования [1–4]. Тектонические структуры на приводимых графиках и таблицах даны по [5].
На основе анализа базы данных физико-химических свойств флюидов, их плотности и особенностей УВ-состава были выделены 4 геохимических типа нефтей: «протерозойский», «девонский», «каменноугольный» и «пермский», залегающие, как правило, в отложениях соответствующего возраста [1].
Протерозойский тип нефти приурочен к отложениям рифея и венда. Нефти верхнего протерозоя существенно отличаются от нефтей вышезалегающих отложений палеозоя и обособляются в самостоятельный геохимический тип [6]. Протерозойский тип — это нефть с высокой плотностью, высоким содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов, низким содержанием легких и особенно бензиновых фракций и твердых парафинов. Существенно отличает эти нефти их низкая сернистость. Анализ зависимости свойств нефтей от возраста и глубины вмещающих пород протерозоя отражает их устойчивое однообразие: плотность (d₄²⁰) меняется от 950 до 980 кг/м³, содержание составляет: серы (S) — 0,2–1,2 %, твердых парафинов (ТП) — 0,6–2,7 %, суммы смол и асфальтенов (∑С+А) — 18,8–27,9 %, а выход бензиновых фракций (БФ) — 1–5 %. Cреднее содержание V составляет 50 г/т, а Ni — 38 г/т.
Как исключение, в породах рифейского возраста локализуются нефти иного облика, сильно преобразованные, с низкой плотностью (801 кг/м³) с небольшим количеством серы и асфальтенов, напоминающие по составу «девонский» тип нефти. Известны несколько примеров: месторождения
Бедряжское в Камско-Бельском прогибе, Ольховское в Оренбургской области. При благоприятных геологических условиях вполне вероятна миграция нефтяных УВ из древних отложений в более молодые вендские и, возможно, девонские, в частности эйфельские, что, очевидно, и наблюдается на этих месторождениях [7].
Девонский тип объединяет нефти терригенного комплекса эйфеля, живета и нижнего франа и карбонатного комплекса среднего франа-турне. Нефти собственно из девонских отложений по усредненным данным в целом более легкие (d₄²⁰ = 836 кг/м³), менее сернистые (S = 0,7 %), менее смолистые (С = 6,9 %) по сравнению с нефтями других геохимических типов. По площади размещения нефтей в границах региона приведенные параметры обнаруживают значительные колебания, обусловленные различными геологическими условиями залегания нефтей и, как следствие, вторичными процессами их преобразования. Так, плотность девонских нефтей изменяется от 770 кг/м³ (самая легкая нефть) до 918 кг/м³, содержание серы колеблется от 0,03 до 4,9 %, ∑С+А — от 2 до 18,5 %. Причем в легких нефтях асфальтены могут вообще отсутствовать. Выход БФ составляет от 7 до 48 %. В пределах терригенного комплекса девона от живетского яруса к кыновскому горизонту наблюдается постепенное утяжеление нефтей, увеличение содержания смол и асфальтенов.
В карбонатном девоне в целом нефти более тяжелые (d₄²⁰ = 861 кг/м³), более смолистые (∑С+А = 17,7 %), с несколько меньшим содержанием ТП (3,7 %) и БФ (20 %). Нефти турнейского яруса нижнего карбона по физико-химическим свойствам практически аналогичны нефтям карбонатного девона. Однако в этих отложениях встречены нефти более легкие (d₄²⁰ = 782 кг/м³), практически безасфальтеновые, с наименьшим содержанием серы, что может указывать на наличие процессов вертикальной миграции и изменение состава нефти в результате фильтрационного фракционирования.
Каменноугольный тип нефти развит в широком возрастном интервале: от визейского яруса нижнего карбона до нижнепермских отложений включительно. Физико-химические свойства нефтей этого типа по площади их распространения испытывают существенные изменения. Однако в целом эти нефти характеризуются более высокой плотностью. Содержание смол, асфальтенов и серы в них также выше, чем в нефтях нижележащих отложений, а содержание ТП и выход БФ существенно ниже. Внутри терригенной толщи нижнего карбона прослеживается закономерное утяжеление нефтей вверх по разрезу. Так, плотность их увеличивается от 856 до 873 кг/м³, ∑С+А возрастает от 14,5 до 19 %, содержание S — от 3,6 до 4,2 %.
В карбонатных коллекторах нижнего, среднего и верхнего карбона, а также в терригенных отложениях верейского горизонта нефти еще более тяжелые (d₄²⁰ = 874–895 кг/м³),
более смолисто-асфальтеновые (∑С+А = 15,9–21,3 %) и сернистые.
Особенно разнообразны по своим свойствам нефти пермских отложений, поскольку здесь встречаются нефти как «каменноугольного», так и «пермского» геохимических типов. Нефти из пермских отложений «каменноугольного» типа в целом несколько легче нефтей из собственно каменноугольных отложений (самая легкая нефть имеет d₄²⁰ = 750 кг/м³), содержание смол — 2,4 %, асфальтены отсутствуют, а выход БФ достигает 50 %. Эти нефти явно находятся во вторичном залегании и несут на себе черты сходства с нефтями каменноугольного источника их образования.
Пермский тип нефти обнаружен в нижне- и верхнепермских отложениях. Это довольно тяжелые нефти (d₄²⁰ = 881 кг/м³), сернистые (S = 2,4 %), с высоким содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов (∑С+А = 17,1 %). Выход БФ составляет в среднем 22 %.
В разрезе осадочных отложений Волго-Уральского НГБ встречены нефти практически всех химических типов (по Ал. А. Петрову).
Геохимические особенности нефтей различных структурных элементов
Волго-Уральского региона
Волго-Уральского региона
В ряде исследований [3, 8, 9], посвященных изучению физических свойств и УВ-состава нефтей Волго-Уральского НГБ, выявлены особенности, связанные с приуроченностью нефтей к различным тектоническим структурам и НГК (рис. 1). Так, нефти Нижнего Поволжья (или юго-западной окраины бассейна) отличаются от нефтей центральной его части очень низкой сернистостью, невысокой плотностью и незначительной концентрацией асфальтово-смолистых компонентов и рядом УВ-показателей.
Рис. 1. Нефтегазоносные области Волго-Уральского НГБ [10]
Особенно четкие отличия нефтей центральных и южных территорий Волго-Урала фиксируются по содержанию в них МЭ, тесно связанных с их физико-химическими свойствами (табл. 1).
Табл. 1. Свойства нефтей Волго-Уральского НГБ
Показательно, что отличия проявляются не только по абсолютным концентрациям МЭ, но и по корреляционным связям между содержаниями МЭ и физико-химическими свойствами нефтей. Для нефтей центральных регионов Волго-Урала выявлены высокие коэффициенты корреляции между содержаниями ванадия, никеля, серы, смол и асфальтенов. Подобные связи для нефтей окраинной части платформы либо не выявлены, либо слабо проявляются. Нефти Саратовско-Волгоградского Поволжья характеризуются отсутствием связи содержаний МЭ с содержанием серы и слабой связью с содержанием смолистых и асфальтеновых компонентов (табл. 2).
Табл. 2. Коэффициенты корреляции между свойствами нефтей Волго-Уральского НГБ
Мы объясняем это наложением вторичных миграционных процессов на состав флюидов, меняющих первоначально сложившиеся высокие корреляционные связи.
Предполагается, что выявленные особенности нефтей изученных тектонических зон Волго-Уральского НГБ связаны с различным тектоническим режимом: повышенными палеотемпературами и соответственно более катагенно преобразованным составом нефтей юго-западной окраины территории, а также с различными типами исходного органического вещества (ОВ). При этом большую роль играют и миграционные процессы УВ-потоков вдоль склонов впадин и сводов при формировании ловушек. Эти закономерности подтверждаются и на приведенных ниже рисунках. На частотных графиках распределения концентраций МЭ в нефтях из палеозойских отложений Русской платформы, построенных нами по многочисленным аналитическим данным, продемонстрировано значительное отличие МЭ-состава нафтидов в различных зонах бассейна. Наиболее высокие концентрации МЭ обнаружены в нефтях центральной части Волго-Уральского НГБ. Модальный интервал содержаний ванадия в нефтях карбона здесь составляет (30–300) г/т, никеля (30–100) г/т, железа (3–30) г/т, свинца (1–3) г/т. В нефтях Нижнего Поволжья эти величины значительно ниже и составляют для ванадия (1–3) г/т, никеля (0,3–1,0) г/т, железа (0,1–1,0) г/т, для свинца (0,03–0,1) г/т, нефти ванадиевого типа (V/Ni>1) (рис. 2). Выборки, как правило, неоднородные (кривые содержаний элементов имеют несколько вершин).
Предполагается, что выявленные особенности нефтей изученных тектонических зон Волго-Уральского НГБ связаны с различным тектоническим режимом: повышенными палеотемпературами и соответственно более катагенно преобразованным составом нефтей юго-западной окраины территории, а также с различными типами исходного органического вещества (ОВ). При этом большую роль играют и миграционные процессы УВ-потоков вдоль склонов впадин и сводов при формировании ловушек. Эти закономерности подтверждаются и на приведенных ниже рисунках. На частотных графиках распределения концентраций МЭ в нефтях из палеозойских отложений Русской платформы, построенных нами по многочисленным аналитическим данным, продемонстрировано значительное отличие МЭ-состава нафтидов в различных зонах бассейна. Наиболее высокие концентрации МЭ обнаружены в нефтях центральной части Волго-Уральского НГБ. Модальный интервал содержаний ванадия в нефтях карбона здесь составляет (30–300) г/т, никеля (30–100) г/т, железа (3–30) г/т, свинца (1–3) г/т. В нефтях Нижнего Поволжья эти величины значительно ниже и составляют для ванадия (1–3) г/т, никеля (0,3–1,0) г/т, железа (0,1–1,0) г/т, для свинца (0,03–0,1) г/т, нефти ванадиевого типа (V/Ni>1) (рис. 2). Выборки, как правило, неоднородные (кривые содержаний элементов имеют несколько вершин).
Рис. 2. Частотные графики распределения концентраций МЭ в нефтях из палеозойских отложений Русской платформы
а — Татарский, Пермско-Башкирский своды, Серноводско-Абдуллинская впадина, Бирская седловина;
б — Жигулевско-Оренбургский свод;
в — Рязано-Саратовская впадина и Восточный склон Воронежского свода;
VC и NiD — концентрации V и Ni в нефтях из девонских (D) и каменноугольных (C) вмещающих отложений
а — Татарский, Пермско-Башкирский своды, Серноводско-Абдуллинская впадина, Бирская седловина;
б — Жигулевско-Оренбургский свод;
в — Рязано-Саратовская впадина и Восточный склон Воронежского свода;
VC и NiD — концентрации V и Ni в нефтях из девонских (D) и каменноугольных (C) вмещающих отложений
Четкое разграничение нефтей месторождений различных тектонических структур по физико-химическим свойствам и особенно по содержанию МЭ иллюстрируют рисунки 3 и 4. На графике (рис. 3) показаны кривые распределения плотности, а также концентраций ванадия, никеля, серы, смол и асфальтенов в нефтях девонских и каменноугольных отложений восточного склона Воронежского свода, Рязано-Саратовской впадины и Жигулевско-Оренбургского свода, а также кривые по объединенным совокупностям данных по нефтям Татарского, Башкирского и Пермского сводов.
Рис. 3. Распределение концентраций некоторых элементов в нефтях девонских и каменноугольных отложений Урало-Поволжья и их физико-химических свойств. Нефти:
1 — Рязано-Саратовской впадины и восточного склона Воронежского свода;
2 — Жигулевско-Оренбургского свода;
3 — Татарского и Пермско-Башкирского сводов;
4 — число образцов в выборке
1 — Рязано-Саратовской впадины и восточного склона Воронежского свода;
2 — Жигулевско-Оренбургского свода;
3 — Татарского и Пермско-Башкирского сводов;
4 — число образцов в выборке
Из анализа этих материалов отчетливо видно, что нефти юго-восточной окраины Волго-Уральского НГБ (районы, граничащие с северо-запада с Прикаспийской впадиной) легкие, содержат очень мало смол и асфальтенов и относятся к группе нефтей, обедненных МЭ. А нефти центральных областей Русской платформы — более тяжелые, смолистые и образуют группу нефтей, обогащенную МЭ. На рисунке 4 представлен характер изменения концентраций МЭ и физико-химических свойств нефтей месторождений Волго-Уральского НГБ в зависимости от их структурного положения в пределах впадин и поднятий юго-восточного и центрального блоков платформы.
Рис. 4. Характер изменения концентраций МЭ и физико-химических свойств нефтей месторождений Волго-Урала в зависимости от их структурного положения. Нефти:
а — девонских;
б —каменноугольных отложений
а — девонских;
б —каменноугольных отложений
При сравнении нефтей соседствующих поднятий и впадин Жигулевско-Оренбургского свода, Серноводско-Аблуллинской впадины, Татарского свода, Бирской седловины и Верхне-Камской впадины можно отметить, что для нефтей из девонских отложений характерны пониженные величины плотностей, а также содержаний серы, смол, асфальтенов, ванадия и никеля на положительных структурных элементах. Для нефтей из отложений карбона эта закономерность нарушается только в содержании асфальтенов на Татарском своде, где оно значительно больше, чем в нефтях окружающих впадин. Наблюдаемый эффект направленного изменения нефтей можно объяснить следствием преобразования свойств нефтей в результате миграционно-фильтрационных процессов. Важно подчеркнуть, что в процессе латеральной миграции, теряя смолисто-асфальтеновые компоненты и становясь менее плотными, нефти теряют и МЭ. Наиболее заметно это проявляется в уменьшении абсолютных концентраций ванадия и менее заметно — никеля. Однако подобная закономерность, выражающаяся в облегчении нефтей при миграции и потере ими смолисто-асфальтеновых компонентов, не была зафиксирована при сравнении нефтей месторождений Жигулевско-Оренбургского свода с нефтями месторождений Рязано-Саратовской впадины в каменноугольных отложениях вследствие смешивания нефтей, мигрирующих с севера и с юга — со стороны Прикаспийской синеклизы и со стороны Серноводско-Абдуллинской впадины. На склонах структур часто развиты литологически ограниченные залежи в песчаных пластах, часто заполняемые в результате миграционных процессов.
ИТОГИ
В пределах осадочного разреза Волго-Уральского НГБ выделены четыре геохимических типа флюидальных УВ-скоплений, приуроченных к НГК различного возраста. Отличия этих типов выражены не только в физико-химических свойствах и УВ-составе флюидов, но и в особенностях распределения МЭ, что объясняется особенностями исходного ОВ материнских толщ и условиями его преобразования при формировании ловушек. Выявлены различные свойства флюидов месторождений, приуроченных к определенным структурным элементам Волго-Уральского НГБ в связи с дифференциацией их в результате миграционных процессов. Представленный материал интересен как возможный прогнозный индикатор свойств флюидов при поисках и оконтуривании новых, еще не открытых объектов на этой территории.
Изучение МЭ характеристик нафтидов НГК различного возрастного интервала центральной части Волго-Уральского региона свидетельствует об информативности геохимических данных, являющихся показателями особенностей состава нефтей при процессах нефтеобразования на определенных уровнях стадийности онтогенеза.
Изучение МЭ характеристик нафтидов НГК различного возрастного интервала центральной части Волго-Уральского региона свидетельствует об информативности геохимических данных, являющихся показателями особенностей состава нефтей при процессах нефтеобразования на определенных уровнях стадийности онтогенеза.
ВЫВОДЫ
Дифференциация нефтей в пределах Волго-Уральского НГБ, базирующаяся как на составе МЭ, так и физико-химических свойствах УВ флюидов, объясняется различным типом исходного ОВ нефтегазоматеринских толщ, условиями его преобразования и процессами миграции. Именно перечисленные процессы и происходящая при этом типизация флюидов по составу могут служить основанием для прогноза качества флюидов в разрабатываемых неантиклинальных ловушках (литологически и структурно ограниченных) на новых перспективных площадях региона при прогнозировании скоплений в мегарезервуарах.
ЛИТЕРАТУРА
- 1. Пунанова С.А., Гордадзе Т.А. Геохимические особенности нефтегазоносных комплексов палеозойских отложений Волго-Уральской провинции // Разведка и охрана недр. 1999. № 5–6. С. 51–54.
- Мухаметшин Р.З., Пунанова С.А. Геохимические особенности нефтей Урало-Поволжья в связи с условиями формирования месторождений // Геология нефти и газа. 2011. № 4. С. 74–83.
- Пунанова С.А. Микроэлементы нафтидов в процессе онтогенеза углеводородов в связи с нефтегазоносностью: Диссертация. М., 2017. 288 с.
- Пунанова С.А., Самойлова А.В. Особенности нефтегазоносности прогибов древних платформ (на примере Волго-Уральского и Енисей-Хатангского) //Актуальные проблемы нефти и газа. 2019. № 2. 7 с.
- Нефтяные и газовые месторождения СССР: Кн. 1. Европейская часть СССР.
- М.: Недра, 1987. 358 с 6. Трофимов В.А., Чепикова И.К., Пунанова С.А. Особенности нефтегазоносности рифей-вендских отложений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции // Конференция «Прогноз нефтегазоносности фундамента молодых и древних платформ» 2001, Казань, 4–8 июня. Казань: Казанский университет, 2001. С. 348–350.
- Белоконь Т.В., Горбачев В.П., Балашова М.М. Строение и нефтегазоносность рифейско-вендских отложений востока Русской платформы. Пермь: Звезда, 2001. 108 с.
- Максимов С.П., Сафонова И.И. Изопреноидные углеводороды — дополнительный критерий в определении генетического типа нефтей // Геология нефти и газа. 1971. № 10. С. 38–41.
- Пунанова С.А. Геохимические особенности распределения микроэлементов в нафтидах и металлоносность осадочных бассейнов СНГ // Геохимия. 1998. Т. 36. № 9. С. 959–972.
- Багманова С.В., Степанов А.С., Коломоец А.В., Трифонова М.П. Геология Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Оренбург: ОГУ, 2019. 127 с.
Пунанова С.А., Самойлова А.В.
Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН), Москва, Россия
punanova@mail.ru
Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН), Москва, Россия
punanova@mail.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Аналитическая база данных свойств нефтей из разновозрастных нефтегазоносных комплексов Волго-Уральского НГБ, включая данные по содержанию в них микроэлементов (МЭ).
Сопоставление по геохимическим данным параметров нефтегазоносности комплекса, графическое изображение зависимостей плотности и физико-химических свойств нефтей
от их тектонической приуроченности и возраста нефтевмещающих отложений.
Сопоставление по геохимическим данным параметров нефтегазоносности комплекса, графическое изображение зависимостей плотности и физико-химических свойств нефтей
от их тектонической приуроченности и возраста нефтевмещающих отложений.
флюиды, нефтегазоносные комплексы, нефть, неантиклинальные ловушки, процессы миграции, микроэлементы, физико-химические свойства нефтей
Пунанова С.А., Самойлова А.В. Геохимические особенности флюидов в резервуарах Волго-Уральского региона как результат миграционных процессов // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 1. С. 30–34. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-1-30-34
25.02.2022
УДК 551
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-1-30-34
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-1-30-34
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88