Генезис нефтей месторождения Белый Тигр (Вьетнам) по данным о составе насыщенных ациклических углеводородов. Месторождение нефти белый тигр


Месторождение Белый Тигр

Месторождение Белый Тигр

Месторождение Белый Тигр является наиболее крупным на южном шельфе Вьетнама и расположено в 120 км от города–порта Вунгтау, являющегося основной производственно-технической базой предприятия.

Глубина моря в пределах месторождения около 50 м, что позволяет применять для бурения самоподъемные буровые установки (СПБУ). Согласно данным инженерно-геологических изысканий по характеристикам грунтов верхняя, придонная часть разреза, благоприятна для строительства нефтепромысловых сооружений. Сейсмичность района не превышает 6 баллов по шкале Рихтера.

Благоприятным для выполнения работ в море является период юго-западных муссонов: июнь-сентябрь, а также переходные периоды: апрель-май и ноябрь, когда происходит смена направлений муссонов. Морские течения связаны с режимом муссонных ветров и приливно-отливными процессами. Скорость течений на глубине 15-20 м достигает 85 см/сек, а в придонном слое колеблется от 20 до 30 см/сек. Температура воды изменяется в течение года от 25 до 30 °С. Соленость морской воды колеблется в пределах 33 – 35 г/л.

Первый промышленный приток нефти на месторождении Белый Тигр получен из нижнемиоценовых отложений компанией "Mobil" в 1975 году из скважины Батьхо-1. В 1983 году нефтеносность нижнего миоцена подтверждена испытанием скважины 5, пробуренной СП "Вьетсовпетро". В 1984 году в скважине 4 впервые на месторождении, и в целом в Юго-Восточной Азии, была установлена промышленная нефтеносность нижнеолигоценовых отложений. В 1986 году в результате углубления на фундамент и испытания скважины 6 открыта уникальная по геологическому строению, крупная по запасам, высокопродуктивная залежь в фундаменте, приуроченная к массиву трещиноватых гранитоидных пород.

Добыча нефти на месторождении Белый Тигр ведется с 1986 года. К настоящему времени на месторождении Белый Тигр построено 10 морских стационарных платформ (МСП), Центральная технологическая платформа (ЦТП-2), 7 блок-кондукторов (БК), оборудованы две установки беспричального налива нефти в море (УБН), проложены подводные нефтепроводы, газопроводы для подачи газа на берег и системы компрессорного газлифта, водопроводы для нужд ППД. Источником энергии на морских установках служат двигатели внутреннего сгорания.

Залежь фундамента приурочена к осложненному тектоническими нарушениями крупному трехкупольному горст-антиклинальному поднятию субмеридионального простирания. Размеры поднятия более 25 км в длину и до 7 км в ширину.

Продольные сбросы северо-восточного простирания обусловили образование трехкупольного поднятия. Наиболее изученным является центральный свод (с наивысшей гипсометрической отметкой поверхности фундамента а. о. минус 3050 м), а также северный свод. Южный свод требует доразведки и дополнительного изучения по оценке нефтеносности.

Покрышкой являются глинисто-аргилитовые породы верхнего и нижнего олигоцена.

По данным литолого-петрофизических исследований, гранитоидные породы коллекторы фундамента отличаются по химическому составу и высокой неоднородностью состава породообразующих минералов. Породы представлены: кислые (в основном граниты), умеренно кислые (гранодиориты) и средние (монцодиориты, диориты.). Они обладают значительной петрографической зональной неоднородностью. Центральный свод сложен преимущественно гранитами, а его юго-западное обрамление – средними породами, в основном, кварцевыми диоритами. Северный свод характеризуется пестрым составом пород, включающим лейкократовые гранодиориты, граниты, адамеллиты, кварцевые монцониты, кварцевые монцодиориты, кварцевые и кварцсодержащие диориты. Южный свод представлен гранитами, гранодиоритами и кварцевыми монцодиоритами

Породы фундамента подверглись воздействию вторичных процессов, которые сформировали в них пустотное пространство и превратили в коллекторы порово- и каверно-трещинного типа. Главными из этих процессов являются тектоническая деятельность и действие гидротермальных растворов. Тектоническая деятельность выразилась в образовании разрывных нарушений, к которым приурочена повышенная трещиноватость пород.

В кернах пород фундамента наблюдаются трещины. Их ширина колеблется от 0,1 мм до 3 – 4 мм, иногда достигая 2 – 3 см. Они, как правило, частично или полностью залечены вторичными минералами, в основном, кальцитом и цеолитом. Трещины обычно крутые – 60 - 70о, хотя углы падения могут изменяться от нескольких градусов до 80 - 90о. Они часто пересекаются или образуют систему параллельных трещин с расстоянием 1‑3 см между собой.

Пустотное пространство пород, под микроскопом представлено кавернами, порами и трещинами выщелачивания, тонкими извилистыми трещинами на контактах ксеноморфных зерен и более крупными трещинами дробления. С глубиной пустотное пространство в породах заметно уменьшается. Особенно это заметно с глубины 500 м от поверхности фундамента.

Пластовая нефть характеризуется значительным содержанием парафина (24,1 %), асфальтено-смолистых веществ (3,3 %) и высокой температурой застывания (+33 0С).

У кровли фундамента коэффициент проницаемости – 0,4-0,2 мкм2, в зоне отбора (а. о. минус 3500-3600 м) – 0,05 мкм2, в зоне закачки (ниже а. о. минус 4000 м) – 0.02 мкм2.

Высокие дебиты нефти получают в скважинах из сильно трещиноватых интервалов, проницаемость которых превышает 1-2 мкм2.

Прямыми испытаниями и исследованиями доказана нефтеносность фундамента до гипсометрической отметки минус 4350 м. Нижняя граница залежи принята условно на гипсометрической отметке минус 4650 м, по последней замкнутой изогипсе поверхности фундамента. Пластовая вода не была встречена даже в самой глубокой вертикальной скважине 905 с гипсометрической отметкой забоя минус 5014 м.

videouroki.net

Белый тигр - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Белый тигр

Cтраница 1

Белый Тигр, Дракон, Ла-Пас, Бомбей-Хай и др. Кроме того, детальный анализ материала показывает ( рис. 2), что существенное влияние на формирование пустотного пространства и проницаемости пород, наряду с тектоническим фактором, оказывают наложенные процессы вторичного геохимического преобразования пород.  [1]

Белый тигр зон гидростатического пластового давления в отложениях миоцена ( два нефтенасыщенных пласта на глубинах 3000 - 3100м с 10 - 12 % запасов нефти от общих по месторождению), двух - четырех пластов олигоцена с аномально высоким пластовым давлением ( АВПД) ( коэффициент аномальности - 1 68, запасы - до 37 %) идалее - двух пластов олигоцена с гидростатическим пластовым давлением ( 45 % нефти от общих запасов), которую ранее не смогли решить американские и др. компании из-за аварий на глубинах перехода от зон АВПД в пласты с гидростатическим давлением и прекратили дальнейшие работы на девятнадцати начатых скважинах; разрешение этой проблемы позволило начать массовое стр-во скважин глубиной 4700 - 4900 м со вскрытием зон с АВПД с морских стационарных платформ и привело к росту добычинефтив Республике Вьетнам до 40 тыс. тв 1986 г., впоследствии ( 1996 - 1997) - до 9 млн т, далее - за 10 млн т, что явилось фактически началом и последующим развитием добычи нефти в республике, ранее ее не добывавшей. По возвращении из Вьетнама по решению Межотраслевого научно-техн. Нефтеотдача и ГКНТ СССР направлен в НПО Союзнефтеотдача ( Уфа), где вначале возглавлял отдел разработки специальных скважинных систем, затем был первым зам. В июле 1992 г. назначен генеральным директором АО Зирган, учрежденного ООО Баштрансгаз, ВНИИгаз, Подзембургаз и НПО Нефтеотдача для реализации технологии повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов на Тереклинском месторождении ( юг Башкирии) и стр-ва на ряде месторождений подземных хранилищ газа.  [2]

На месторождении Белый Тигр отмечена приуроченность высоких ФЕС пород и повышенной продуктивности к наиболее кислым породам, в первую очередь - к гранитам.  [3]

На месторождении Белый Тигр, где также были открыты нефтяные залежи волигоценовых и миоценовых отложениях, водной из скважин был отобран керн трещиноватой нефтенасыщенной породы-гранита.  [4]

На месторождении Белый Тигр отмечается вертикальная зональность в распределении нефтей: легкие нефти в фундаменте в нижнем олигоцене, средние - в верхнем олигоцене и нижнем миоцене. По-нашему мнению, такая зональность объясняется тем, что в фундаменте процесс образования нефтей происходит и в настоящее время. Приход новых, свежих порций разбавляет нефти, делает их относительно легкими, тогда как расположенные выше по разрезу нефти верхнего олигоцена-нижнего миоцена не связаны с этим источником и утратили часть своих легких фракций.  [5]

По морским трубопроводам месторождения Белый Тигр перекачиваются высокопарафинистые нефти и водонефтегазо-вые смеси с температурой застывания 29 С, температура дна моря, на котором лежит нефтепровод, составляет 24 - 26 С. Надежная эксплуатация морских нефтепроводов в этих условиях зависит от характера распределения температуры и давления в потоке нефти вдоль трассы и динамики образования ( или смыва) застойных зон и отложений асфальто-парафинистых веществ на внутренних стенках трубопроводов. Регулируемое взаимодействие динамики процессов застывания нефти и образования застойных зон, а также слоя пристенных отложений в трубопроводе играет исключительно важную роль при плановых и аварийных остановках перекачки.  [6]

Бурение горизонтальной скважины на месторождении Белый Тигр шельфа Вьетнама / / Нефтяное хозяйство.  [7]

При картировании неоднородности кристаллического фундамента месторождений Белый Тигр и Дракон В. В. Ногиным ( 1993) была использована идея о неравномерном увеличении интервальных скоростей ( Kinl) с глубиной и с идентификацией участков пониженных Fim в конкретных интервалах разреза с зонами разуплотненных трешинова-тых флюидонасышенных пород. На основе прерывисто-слоистой модели строения фундамента эти зоны были объединены в пласты, хотя они и не прослеживаются на сейсмических профилях. Рациональным зерном таком подходе является возможность прогнозировать на разных участках гранитоидного массива глубину залегания разуплотненных трещиноватых пород-коллекторов.  [8]

Таким образом, нефтяная залежь фундамента месторождения Белый Тигр до настоящего времени эксплуатировалась более низкими темпами, чем реализованные по залежам-аналогам, технологически допустимые для такого типа объектов. Из проведенных сопоставлений следует также возможная дальнейшая эксплуатация залежи фундамента достигнутыми темпами при последующем отборе еще до 20 - 25 % от принимаемых сейчас НИЗ нефти.  [9]

Открытие нефтяной залежи в фундаменте на месторождении Белый Тигр, помимо большой важности для оценки запасов и последующей добычи нефти на этом месторождении, привело к изменению концепции при оценке перспектив нефтегазоносное Вьетнамского шельфа.  [10]

Рассмотрены некоторые результаты анализа динамики показателей разработки нефтяной залежи фундамента месторождения Белый Тигр и показано их сопоставление с результатами по месторождениям-аналогам. Предложена схематизация расчетов показателей разработки этого месторождения при текущем планировании.  [11]

В связи с особенностями строения и практической эксплуатации объекта фундамента месторождения Белый Тигр, возникающими затруднениями при его геолого-технологическом моделировании и проектировании разработки представляется целесообразным при текущем планировании ( на каждый последующий год) иметь в виду также определение возможных уровней добычи нефти, закачки воды, обводненности извлекаемой продукции на основе индивидуальных прогнозных оценок по каждой добывающей и нагнетательной скважине с последующим суммированием получаемых результатов. Ниже представлена определенная предлагаемая схематизация таких расчетов, основанная прежде всего на выделении различных категорий добывающих и нагнетательных скважин, и даются некоторые более частные рекомендации по поэтапной реализации оценочных расчетов.  [12]

Рассмотрены некоторые результаты анализа динамики показателей разработки нефтяной залежи фундамента месторождения Белый Тигр и показано их сопоставление с месторождениями-аналогами.  [13]

Таким образом, особенности физико-химических свойств нефтей фундамента и нижнего олигоцена месторождений Белый Тигр, Дракон и других ( Вьетнам) позволяют считать доказанным существование единого генерационного источника ОВ для этих залежей.  [14]

Ниже выполняется некоторый сравнительный анализ показателей разработки залежи нефти с гранитоидными трещиноватыми коллекторами месторождения Белый Тигр ( Е.Г. Арешев, Ч.Л. Донг, - Белянин и др., 1996 - 2005 гг.) и практически выработанных объектов-аналогов в целях более реальной оценки текущего состояния эксплуатации залежи фундамента.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Белый тигр - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Белый тигр

Cтраница 3

По данным специалистов СП Вьетсовпетро нефти фундамента характеризуются низкими значениями коэффициента светового поглощения ( Ксп) - порядка 14 - 16 единиц. Причем наиболее низкие значения этого коэффициента присущи сводовой части месторождения Белый Тигр, по направлению к периферии он увеличивается.  [31]

Достаточно полные данные имеются по месторождениям нефти вьетнамской части Зондского шельфа, где ряд залежей открыт в фундаменте. В Кыулонгской впадине залежи нефти в фундаменте таких месторождений, как Белый Тигр, Дракон, Кыулонг, Баден, Руби и другие, сформировались, по мнению вьетнамских геологов, за счет органического вещества основной нефтематеринской толщи нижнеолигоценового ( эоцен-нижнеолигоценового) возраста.  [32]

На рис. 1 представлена динамика во времени нарастающих коэффициентов использования извлекаемых запасов нефти и накопленных водонефтяных факторов ( ВНФ) по сравниваемым объектам. Видим, что грозненский объект-аналог разрабатывался гораздо более интенсивно, чем залежь фундамента месторождения Белый Тигр. С одной стороны, фактическая степень использования извлекаемых запасов - около 70 % от принимаемых НИЗ нефти, достигнутая по залежи фундамента за начальные 17 лет ее эксплуатации, по объекту-аналогу была реализована за гораздо меньший начальный период его эксплуатации, составивший всего около 10 лет.  [33]

На рис. 2 по сравниваемым объектам представлена также динамика текущей обводненности жидкости и годовых темпов отбора нефти от НИЗ в зависимости от степени использования последних по мере эксплуатации залежей. Обращает на себя внимание прежде всего почти двукратное превышение темпов отбора нефти по грозненскому объекту-аналогу над темпами отбора по залежи фундамента месторождения Белый Тигр в значительном фактическом диапазоне изменения по ней коэффициентов использования НИЗ нефти.  [35]

Важным аргументом в пользу выдвигаемой идеи является обнаружение углеводородных газов в пузырьках, капсулированных в гранитных породах этого региона. Специальными исследованиями, проведенными во ВНИИГеоинформ-систем под руководством В.Д. Нартикоева, были выделены и проанализированы газово-жидкие флюиды, образующие включения в образцах фундамента месторождений Белый Тигр и Дракон.  [36]

Если принять изложенную идею об образовании нефти в породах фундамента Зондского шельфа, то потенциальные ресурсы нефти месторождения Белый Тигр значительно возрастут. Кроме того, предлагаемый механизм нефтегазооб-разования может быть распространен и на соседние структуры, расположенные в ареале действия рифтов или зон поддвига и имеющие аналогичные Белому Тигру геологические условия.  [37]

Могущество фын шуй определялось не только линиями и рельефом земли, но также линиями и контурами неба, а их должны были определить прорицатели. Небесный свод делился на четыре части, каждая из которых ассоциировалась с каким-нибудь животным: восточная часть - синий дракон, южная - красная птица, западная - белый тигр, северная - черная черепаха.  [38]

Абсолютно не вписываются в органическую теорию происхождения нефти находки, сделанные в магматических породах. Так, в древнейших кристаллических породах, вскрытых Кольской сверхглубокой скважиной, зафиксировано присутствие родственного нефти битуминозного вещества, а на вьетнамском шельфе открыты крупные нефтяные месторождения ( Белый Тигр, Волк, Дракон), где продуктивными оказались не привычные нефтяникам песчаники и известняки, а глубинный гранитный массив. Похожее, хотя и небольшое, месторождение ( Оймаша) известно в Казахстане.  [39]

И по мере выработки месторождений нефть в них не кончается. На некоторых мелких месторождениях Кавказа, Средней Азии, США и др. добыча производится с конца XIX века до настоящего времени, а годовые объемы добываемой нефти остаются неизменными на протяжении многих десятилетий за счет ее подтока по глубинным разломам. На месторождении Белый Тигр во Вьетнаме нефтеносные коллекторы в кристаллическом фундаменте надежно перекрываются глинистой покрышкой и пополняются по глубинным разломам.  [40]

Не согласуются с гипотезой органического происхождения нефти и результаты, полученные в магматических породах. Так, на сверхглубокой Кольской скважине, в древнейших кристаллических породах, обнаружено присутствие сходного с нефтью битуминозного вещества. На территории шельфа Вьетнама открыты сравнительно крупные нефтяные месторождения ( Белый тигр, Волк и другие), где продуктивными коллекторами являются не песчаники и известняки, а гранитный массив.  [41]

В отдельных случаях помимо процессов выветривания в формировании коллекторских свойств массива принимают участие и эндогенные гидротермальные процессы. Это прежде всего касается массивов изверженных пород. Характерным примером подобной ловушки является залежь в гранитном массиве месторождения Белый Тигр ( шельф Вьетнама), где емкостные свойства имеют явно полигенную природу и не наблюдается закономерного снижения емкости с глубиной.  [42]

Однако основными элементами строения кристаллических массивов являются ячейки-участки неравномерно распределенных в теле фундамента коллекторов и неколлекторов. Это подтверждается и разнообразным составом пород, и неоднородным строением массива ( зоны разломов, блоки), и неравномерным распределением ФЕС пород и, как следствием этого, зональной ( ячеистой) продуктивностью. Достаточно полные материалы, подтверждающие такую модель строения гранитоидных массивов, приведены в том числе и в работах с нашим участием ( Шустер, 1994, 1997; Левянт, Шустер, 1999, 2002; Буэно и др., 1987) по месторождениям Белый Тигр, Дракон, Бомбей-Хай.  [43]

Действительно, начальная температура пластовой жидкости соответствует геотермическому градиенту. При работе скважины температура пластовых флюидов изменяется. Кроме того, на месторождениях Белый Тигр и Дракон было проведено в большом объеме тсрмопрофилирование - замеры автономными термометрами и манометрами на проволоке. Замеры проведены по точкам на различных режимах работы скважины, а также в конце КВД.  [44]

На земном шаре известны промышленные месторождения нефти, генетически связанные с породами КФ платформ. Такого типа месторождения открыты и эксплуатируются в США, Канаде, Ливии, Египте, Венесуэле и других странах. В пределах Восточно-Европейской платформы открыто 16 нефтяных и газовых месторождений на северном борту Днепровско-Донсцкой впадины в KB фундамента и каменноугольных отложениях палеозоя на глубине 3 - 3 5 км. Наиболее доказательным примером перспективности собственно КФ является месторождение Белый Тигр на шельфе Южного Вьетнама.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

"Генезис нефтей месторождения Белый Тигр (Вьетнам) по данным о составе насыщенных ациклических углеводородов"

Выдержка из работы

УДК 550. 84:551. 8ГЕНЕЗИС НЕФТЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР (ВЬЕТНАМ) ПО ДАННЫМ О СОСТАВЕ НАСЫЩЕННЫХ АЦИКЛИЧЕСКИХ УГЛЕВОДОРОДОВО.В. Серебренникова*, Ву Ван Хай, Ю.В. Савиных*, Н.А. Красноярова*Томский политехнический университет *Институт химии нефти СО РАН, г. Томск E-mail: [email protected] comОписаны общие характеристики состава рассеянного органического вещества пород миоцена и олигоцена в пределах месторождения Белый Тигр (Вьетнам) и сопоставление его с соответствующими характеристиками нефтей.Ключевые слова:Металлопорфирины- рассеянные органические вещества- порфирины- катагенез- фитопланктон.Key words:Metalloporphyrins, dispersed organic matter, porphyrin, catagenesis, phytoplankton.Месторождение Белый Тигр (Bach Ho) расположено на южном шельфе С Р Вьетнама в блоке 09−1 в 120 км к юго-востоку от города-порта Вунг-тау, основной производственно-технической и снабженческой базы СП «Вьетсовпетро» (рис. 1). Найдены залежи нефти в нижнемиоценовых и олигоцено-вых песчано-алевролитовых отложениях, а также, вопреки предварительным ожиданиям в трещиноватых гранитоидных коллекторах фундамента. Отнюдь не часто встречающийся случай обнаружения промышленных скоплений нефти в кристаллических породах привлекает особое внимание. Месторождение Белый Тигр стало самым крупным месторождением нефтносной провинции, приуроченным к центральному поднятию Кыулонгской впадины.Для восстановления истории формирования в недрах Земли углеводородных скоплений, реконструкции условий нафтидогенеза необходимо детальное исследование состава рассеянного в породах органического вещества, в частности распределения в нем хемофоссилий, унаследовавших черты своего строения от биологических предшественников. Состав этих структур определяется, прежде всего, исходной биомассой и последующими этапами ее преобразования [1].Комплекс хемофоссилий (индивидуальный состав изопреноидных и нормальных алканов, содержание металлопорфиринов иперилена), а также состав фенатренов, выбранный нами для исследований, позволяют судить о фациально-генетиче-ской природе присутствующего в породах органического вещества. Так, присуствие в органического вещества комплексов порфиринов с ванадилом (VO-р) указывает на премущественно морской генезис органического вещества и восстановительные условия при осадконакоплении. Наличие никелевых порфиринов (Ni-р) свидетельствует об от-суствии сероводородного заражения природных вод при седиментации и раннем диагенезе органического вещества. Прилен, широко распространенный в озерах, встречается также в прибрежных районах морей и отсутсвует в глубоководных фациях. Соотношение изопреноидных углеводородовпристана (П) и фритана (Ф) может быть использовано для оценки окислительно-востановигельных условий в бассейне седиментации. Следует, однако, учитывать, что наряду с окислительной средой повышенное содержание пристана в осадках может быть обусловлено существенным вкладом в органическом веществе зоопланктона и биомассы бактерий. Состав н-алканов характеризует участие в формировании состава органического вещества отдельных групп биопродуцентов. Основными углеводородами фитопланктона являются С15 и С17 н-алканы. Для наземой растительности характерно преобладание С27, С29 и С31 н-алканов. В прибрежно-морских водорослях преобладают С21, С23 и С25 гомологи [1].Для определения степени термической зрелости органического вещества нами использованы CPI — отношение концентрации н-алканов с нечетным числом атомов углерода в молекуле к «четным» н-алканам, а также расчетная отражательная способность витринита (Rc), основанная на различии в термической стабильности отдельных изомеров метилфенатренов. Rc хорошо коррелирует с отражательной способностью витринита (% Rm) в интервале его значений, соотвествующих основной зоне образования нефти из керогена.Накопленный к настоящему времени материал об особенностях состава рассеянного органического вещества и нефтей месторождения Белый Тигр показал, что геохимические параметры углеводородов-биомаркеров для рассеянных органических веществов пород и нефтей фундамента имеют большие отличия. Полученные данные свидетельствуют, что породы фундамента не имеют никакого отношения к генерации нефти, заполняющей каверны в фундаменте [3]. Важную роль для нефте-образования на месторождении Белый Тигр играют породы нижнего олигоцена и верхнего олигоцена и нижнего миоцена и эоцена [11]. Анализ состава нефтей месторождения Белый Тигр показал наличие двух групп нефтей различного генезиса. Первый — нефти из фундамента и олиноцена, а второй — из миоцена [4].Целью настоящего исследования являлась характеристика состава рассеянного органического вещества пород миоцена и олигоцена в пределах месторождения Белый Тигр (Вьетнам) и сопоставление его с соответствующими характеристиками нефтей.Характеристика объектов и методов исследованияЭкстракцию битумоида проводили 7%-м раствором метанола в хлороформе при помощи Теса-101 Сох1ес НТ-сиситемы. Фенантрены, перилен и металлопорфирины были сконцентрированы хроматографическим разделением битумоида на колонках с оксидом алюминия. Содержанием металлопорфиринов и перилена в хроматаграфиче-ских фракциях определено методом электронной спектроскопии по интенсивности полос поглощения при Я=550 нм (для М-р), 570 нм (для УО-р) и 435 нм (для реримелена) с использованием в расчетах коэффициентов экстинкции 2,7−104, 2,9−104, 4−104л/(мол. см), соответственно. Состав и распределение алканов и фенатренов исследовали методом газожидкостной хроматаграфии (ГЖХ) с использованием стационарной фазы 8Е-54 и пламенно-ионизационного дектетора. Индетификация соединений осуществлялась по времени удерживанияпутем сравнения с уже имеющимися, а также опубликованными данными. По хроматаграммам газожидкостной хроматаграфии были определены максимумы молекулярно-массового распределения н-альканов, расчитаны параметры состава алканов: отношение П/Ф, П/н-С17, Ф/н-С18 и CPI, по составу фенатренов — метифенатреновый индекс MPI=1,5 (2MP+3MP)/(P+1MP+9MP) иКс — расчетная отражательная способность витринита (Rc=0,6MPI+0,4).Результаты и их обсуждениеХарактеристика потенциально нефтематеринских пород месторождения Белый Тигр. В подавляющем большинстве образцов пород (кроме керна миоцен-1) обнаружены VO-р в невысоких концентрациях (от 3 до 31 нмол/г), Ni-р отсутствуют в образцах миоцен-1 (табл. 1). В то же время, породы миоцена и олигоцен-3 содержат хлориновые пигменты, сохранению которых в осадках способствует сероводородное заражение. Это может быть причиной отсутствия в них порфириновых комплексов с никелем. Органическое вещество таких пород, как правило, обогащено ванадием, ванадиловыми порфиринами, а также сероорганическими соединениями.Условные обозначенияе-*У — Перспективные структуры — Газовые месторожденияЩ — Нефтяные месторождения — Нефтегазовые месторождения| Дракон | - Разрабатываемые | лантай| - Подготовленные к разработкеРис. 1. Обзорная карта района на шельфе юга ВьетнамаТаблица 1. Содержание металлопорфиринов и перилена в породах месторождения Белый ТигрКерн ВьетнамМиоцен 1 Миоцен 2 Олигоцен 1 Олигоцен 2Глубина, м 2822,75 2992,75 4098,5 4142,5Содержание перилена, нмол/г 0 199 0 0Содержание Ni-р, нмол/г 0 65 3 9Содержания VO-р, нмол/г 0 31 3 6П/Ф 1,24 3,31 1,16 1,58П/н-С17 0,28 0,53 0,44 0,37Ф/н-С18 0,41 0,33 0,41 0,36CPI-1/(C20-C28) 1,05 1,11 1,09 1,02CPI-2/(C22-C30) 1,13 1,21 1,08 1,10CPI-2/(C24-C32) 1,06 1,35 1,12 1,14CPI (C12-C34) 1,01 1,07 1,06 1,07MPI 0,61 0,62 0,83 0,66Rc 0,76 0,77 0,89 0,79Распределение парафиновых углеводородов в органичесом веществе месторождения Белый Тигр представлено на рис. 2. В большинстве среди н-алканов преобладают углеводороды состава С10-С20, в то время как концентрация н-алканов состава С21-С35 заметно меньше. Характер молекулярно-массового распределения н-алканов в ОВ пород нижнего интервала олигоцена (4142,5 м) свидетельствует о смешанном характере исходного органического вещества, продуцированного фитопланктоном, прибрежными и наземными растениями в близком соотношении (рис. 2). Органический материал отлагался в субокислительных (П/Ф=1,58) условиях, видимо прибрежно-морского бассейна. Выше по разрезу (4098,5 м) вклад прибрежных водорослей снизился, а основными биопродуцентами были фитопланктон и древесные растения, накапливавшиеся в восстановительной среде (П/Ф=1,16). В миоцене (2992,75 м) обстановка осадконакопления сменилась на окислительную (П/Ф=3,31), среди биопродуцентов практически исчезли представители флоры, а доминировали микробные липиды. Наличие в органическом веществе перилена указывает на мелковод-ность бассейна седиментации. Со временем (породы с глубины 2822,75 м) условия осадконакопле-ния сменились на восстановительные, а биопродуценты — на фитопланктон и в подчиненном количестве прибрежные водоросли.Во всех образцах кернового материала, CPI близко единице (1,01… 1,07) В известной степени дополнением к данным Е. Берея и Е. Эванса могут служить материалы Дж. Купера, показывающие, что исходное ОВ пород месторождения Белый Тигр характеризовалось преобладанием жирных кислот с четным числом атомов углерода. Дж. Хант и М. Кальвин отмечают, что это соотношение нч/ч составляет для водорослей 1,01. 1,07 [5]. В целом значения CPI в исследованных образцах отвечают органическое вещество достаточно зрелому для нефтеобразования.Название н-алкановРис. 2. Молекулярно-массовое распределение н-алканов в рассеяных органических веществах месторождения Белый ТигрТаким образом, в олигоцен-миоценовом разрезе месторождения Белый Тигр присутствуют разности пород, существенно различающиеся седимен-тогенезом и составом биопродуцентов, поставлявших в осадок органического вещества. По своей термической преобразованности органического вещества месторождения Белый Тигр может быть охарактеризовано как зрелое, способное генерировать нефть. Об этом свидетельствуют величины расчетной отражательной способности витринита, соответствующие стадии катагенеза МК2-МК3, значения CPI и соотношения изопреноидных и н-алканов.Характеристики нефтей месторождения Белый ТИгр. Нефти этого месторождения является высоко парафинистыми (18. 25,3%), с очень низким содержанием серы. По глубине плотность и вязкость нефти, содержание в ней смол и асфальтенов снижаются [10, 11]. Содержание VO-р и Ni-р, обнаруженных нами в очень низких концентрациях, также уменьшается с глубиной (табл. 2). Эта тенденция изменения параметров состава нефти может быть связана с увеличением пластовой температуры с возрастанием глубины залежи и частичным разложением сложных высокомолекулярных молекул.Таблица 2. Содержание металлопорфиринов в нефти месторождения Белый ТигрНефть Миоцен Олигоцен ФундаментСодержание Ni-р, нмоль/г 2 3 0Содержание VO-р, нмоль/г 2 0 3П/Ф 1,28 2,04 2,84П/н-С17 0,24 0,46 0,51Ф/н-С18 0,24 0,24 0,23CPI-1(C20-C28) 1,0 1,1 1,1CPI-2(C22-C30) 1,0 1,1 1,1CPI-3(C24-C32) 1,1 1,1 1,1CPI (C12-C34) 1,2 1,1 1,2MPI 0,61 0,78 0,51Rc 0,77 0,87 0,71Распределение парафиновых углеводородов нефтей представлено на рис. 2. Среди н-алканов преобладают С10-С20. По характеру их молекулярно-массового распределения нефти сходны между собой и с рассеянными органическими веществами пород миоцена. В то же время, отношение П/Ф в нефтях колеблется в широких пределах (1,28. 2,84). Это свидетельствует о различии в условиях накопления их исходного нефтематеринского вещества. Сопоставление нефтей и рассеянных органических веществов пород по величине отношения пристана к фитану, учитывая характер молекулярно-массового распределения н-алканов, показывает, что нефть миоцена могла быть генерирована одновозрастными отложениями (миоцен-1). Значения генетического параметра П/Ф для рассеянных органических веществов пород олигоцена (П/Ф=1,16… 1,58) существенно ниже чем для нефти, залегающей в этих отложениях (П/Ф=2,04), что говорит об ином источнике нефти. Сложное геологическое строение территории, на которой располагается месторождение Белый Тигр, могло привести к заполнению ловушки в коллекторах олигоцена более молодой нефтью, генерированной толщей миоцена (миоцен-1 и миоцен-2), которая содержит разности пород с рассеянными органическими веществами, характеризующимся значениями П/Ф от 1,2 до 3,3. Нефть, залегающая в породах фундамента наиболее близка к рассеянным органическим веществам пород миоцена-2.Название н-алкановРис. 3. Молекулярно-массовое распределение н-алканов нефтей месторождения Белый ТигрТаким образом, газожидкостная хроматаграфия анализ проб нефти и образцов кернов месторождении Белый Тигр показывает, что нефтематеринское вещество для всех нефтей слагал преимущественно фитопланктон с примесью донных водорослей и незначительной долей наземных растений. Нефть миоцена генерирована органического вещества отложений, накапливавшихся в восстановительной среде, а нефти из коллекторов олигоцена и фундамента — в слабо окислительной и окислительной обстановках. Наиболее вероятным источником нефтей месторождения Белый Тигр являются полифациальные отложения миоцена, достигшие главной фазы нефтеобразования и способные генерировать нефть.СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ1. Красноярова Н. А., Серебренникова О. В., Зайцев С. П. Условия седиментации и катагенез рассеянного органического вещества нижней юры западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2009. -№ 3. — С. 11−17.2. Серебренникова О. В., Белоконь Т. В. Геохимия порфиринов. -Новосибирск: Наука, 1984. — 86 с.3. Савиных Ю. В., Лыонг З. Х., Утопленников В. К. ОВ пород кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа: Труды VIII Меж-дунар. конф. — М., 2005. — С. 231−236.4. Савиных Ю. В. Сравнительная характеристика молекулярного состава нефтей месторождений Дракон и Белый Тигр // Химия нефти и газа: Труды VII Междунар. конф. — Томск, 2009. -С. 157−160.5. Ильнинская В. В. Генетическая связь углеводородов органического вещества пород и нефтей. — М.: Недра, 1985. — 157 с.6. Гончеров И. В. Геохимия нефтей западной Сибири. — М.: Недра, 1987. — 179 с.7. Петров Ал.А., Арефьев О. А. Биомаркеры и геохимия процессов нефтеобразования // Геохимия. — 1990. — № 5. -С. 704−714.8. Головко А. К., Пенева Г. С., Горбунова Л. В., Донг Ч. Л., Нгиа Н. Ч., Савилых Ю. В., Камьянов В. Ф. Углеводородный состав нефтей шельфовых месторождений Вьетнама // Нефтехимия. — 2003. — Т. 42. — № 1. — С. 13−22.9. Петров Ал.А. Углеводороды нефти. — М.: Наука, 1984. — 262 с.10. Hoang Binh Tien, Ho Trung Chat, Nguyen Ng (jc Dung, Nguyen Ng (jc Anh. So sanh d|c diem dia hoa da me va dau, khi о hai be tram tich Cenozoi Cuu Long va Nam Con Son // Тор chi khoa hcic va ki thuat. — 2008. — Т. 11. — № 11. — T. 15−23.11. Bui Thi Luan. Cac tang da me be Cuu Long thuoc them luc dia Viet Nam // Tap chi dau khi. — 2004. — № 7. — T. 9−15.Поступила 17. 03. 2011 г.

Показать Свернуть

bakalavr-info.ru

"Генезис нефтей месторождения Белый Тигр (Вьетнам) по данным о составе насыщенных ациклических углеводородов"

Выдержка из работы

УДК 550. 84:551. 8ГЕНЕЗИС НЕФТЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР (ВЬЕТНАМ) ПО ДАННЫМ О СОСТАВЕ НАСЫЩЕННЫХ АЦИКЛИЧЕСКИХ УГЛЕВОДОРОДОВО.В. Серебренникова*, Ву Ван Хай, Ю.В. Савиных*, Н.А. Красноярова*Томский политехнический университет *Институт химии нефти СО РАН, г. Томск E-mail: [email protected] comОписаны общие характеристики состава рассеянного органического вещества пород миоцена и олигоцена в пределах месторождения Белый Тигр (Вьетнам) и сопоставление его с соответствующими характеристиками нефтей.Ключевые слова:Металлопорфирины- рассеянные органические вещества- порфирины- катагенез- фитопланктон.Key words:Metalloporphyrins, dispersed organic matter, porphyrin, catagenesis, phytoplankton.Месторождение Белый Тигр (Bach Ho) расположено на южном шельфе С Р Вьетнама в блоке 09−1 в 120 км к юго-востоку от города-порта Вунг-тау, основной производственно-технической и снабженческой базы СП «Вьетсовпетро» (рис. 1). Найдены залежи нефти в нижнемиоценовых и олигоцено-вых песчано-алевролитовых отложениях, а также, вопреки предварительным ожиданиям в трещиноватых гранитоидных коллекторах фундамента. Отнюдь не часто встречающийся случай обнаружения промышленных скоплений нефти в кристаллических породах привлекает особое внимание. Месторождение Белый Тигр стало самым крупным месторождением нефтносной провинции, приуроченным к центральному поднятию Кыулонгской впадины.Для восстановления истории формирования в недрах Земли углеводородных скоплений, реконструкции условий нафтидогенеза необходимо детальное исследование состава рассеянного в породах органического вещества, в частности распределения в нем хемофоссилий, унаследовавших черты своего строения от биологических предшественников. Состав этих структур определяется, прежде всего, исходной биомассой и последующими этапами ее преобразования [1].Комплекс хемофоссилий (индивидуальный состав изопреноидных и нормальных алканов, содержание металлопорфиринов иперилена), а также состав фенатренов, выбранный нами для исследований, позволяют судить о фациально-генетиче-ской природе присутствующего в породах органического вещества. Так, присуствие в органического вещества комплексов порфиринов с ванадилом (VO-р) указывает на премущественно морской генезис органического вещества и восстановительные условия при осадконакоплении. Наличие никелевых порфиринов (Ni-р) свидетельствует об от-суствии сероводородного заражения природных вод при седиментации и раннем диагенезе органического вещества. Прилен, широко распространенный в озерах, встречается также в прибрежных районах морей и отсутсвует в глубоководных фациях. Соотношение изопреноидных углеводородовпристана (П) и фритана (Ф) может быть использовано для оценки окислительно-востановигельных условий в бассейне седиментации. Следует, однако, учитывать, что наряду с окислительной средой повышенное содержание пристана в осадках может быть обусловлено существенным вкладом в органическом веществе зоопланктона и биомассы бактерий. Состав н-алканов характеризует участие в формировании состава органического вещества отдельных групп биопродуцентов. Основными углеводородами фитопланктона являются С15 и С17 н-алканы. Для наземой растительности характерно преобладание С27, С29 и С31 н-алканов. В прибрежно-морских водорослях преобладают С21, С23 и С25 гомологи [1].Для определения степени термической зрелости органического вещества нами использованы CPI — отношение концентрации н-алканов с нечетным числом атомов углерода в молекуле к «четным» н-алканам, а также расчетная отражательная способность витринита (Rc), основанная на различии в термической стабильности отдельных изомеров метилфенатренов. Rc хорошо коррелирует с отражательной способностью витринита (% Rm) в интервале его значений, соотвествующих основной зоне образования нефти из керогена.Накопленный к настоящему времени материал об особенностях состава рассеянного органического вещества и нефтей месторождения Белый Тигр показал, что геохимические параметры углеводородов-биомаркеров для рассеянных органических веществов пород и нефтей фундамента имеют большие отличия. Полученные данные свидетельствуют, что породы фундамента не имеют никакого отношения к генерации нефти, заполняющей каверны в фундаменте [3]. Важную роль для нефте-образования на месторождении Белый Тигр играют породы нижнего олигоцена и верхнего олигоцена и нижнего миоцена и эоцена [11]. Анализ состава нефтей месторождения Белый Тигр показал наличие двух групп нефтей различного генезиса. Первый — нефти из фундамента и олиноцена, а второй — из миоцена [4].Целью настоящего исследования являлась характеристика состава рассеянного органического вещества пород миоцена и олигоцена в пределах месторождения Белый Тигр (Вьетнам) и сопоставление его с соответствующими характеристиками нефтей.Характеристика объектов и методов исследованияЭкстракцию битумоида проводили 7%-м раствором метанола в хлороформе при помощи Теса-101 Сох1ес НТ-сиситемы. Фенантрены, перилен и металлопорфирины были сконцентрированы хроматографическим разделением битумоида на колонках с оксидом алюминия. Содержанием металлопорфиринов и перилена в хроматаграфиче-ских фракциях определено методом электронной спектроскопии по интенсивности полос поглощения при Я=550 нм (для М-р), 570 нм (для УО-р) и 435 нм (для реримелена) с использованием в расчетах коэффициентов экстинкции 2,7−104, 2,9−104, 4−104л/(мол. см), соответственно. Состав и распределение алканов и фенатренов исследовали методом газожидкостной хроматаграфии (ГЖХ) с использованием стационарной фазы 8Е-54 и пламенно-ионизационного дектетора. Индетификация соединений осуществлялась по времени удерживанияпутем сравнения с уже имеющимися, а также опубликованными данными. По хроматаграммам газожидкостной хроматаграфии были определены максимумы молекулярно-массового распределения н-альканов, расчитаны параметры состава алканов: отношение П/Ф, П/н-С17, Ф/н-С18 и CPI, по составу фенатренов — метифенатреновый индекс MPI=1,5 (2MP+3MP)/(P+1MP+9MP) иКс — расчетная отражательная способность витринита (Rc=0,6MPI+0,4).Результаты и их обсуждениеХарактеристика потенциально нефтематеринских пород месторождения Белый Тигр. В подавляющем большинстве образцов пород (кроме керна миоцен-1) обнаружены VO-р в невысоких концентрациях (от 3 до 31 нмол/г), Ni-р отсутствуют в образцах миоцен-1 (табл. 1). В то же время, породы миоцена и олигоцен-3 содержат хлориновые пигменты, сохранению которых в осадках способствует сероводородное заражение. Это может быть причиной отсутствия в них порфириновых комплексов с никелем. Органическое вещество таких пород, как правило, обогащено ванадием, ванадиловыми порфиринами, а также сероорганическими соединениями.Условные обозначенияе-*У — Перспективные структуры — Газовые месторожденияЩ — Нефтяные месторождения — Нефтегазовые месторождения| Дракон | - Разрабатываемые | лантай| - Подготовленные к разработкеРис. 1. Обзорная карта района на шельфе юга ВьетнамаТаблица 1. Содержание металлопорфиринов и перилена в породах месторождения Белый ТигрКерн ВьетнамМиоцен 1 Миоцен 2 Олигоцен 1 Олигоцен 2Глубина, м 2822,75 2992,75 4098,5 4142,5Содержание перилена, нмол/г 0 199 0 0Содержание Ni-р, нмол/г 0 65 3 9Содержания VO-р, нмол/г 0 31 3 6П/Ф 1,24 3,31 1,16 1,58П/н-С17 0,28 0,53 0,44 0,37Ф/н-С18 0,41 0,33 0,41 0,36CPI-1/(C20-C28) 1,05 1,11 1,09 1,02CPI-2/(C22-C30) 1,13 1,21 1,08 1,10CPI-2/(C24-C32) 1,06 1,35 1,12 1,14CPI (C12-C34) 1,01 1,07 1,06 1,07MPI 0,61 0,62 0,83 0,66Rc 0,76 0,77 0,89 0,79Распределение парафиновых углеводородов в органичесом веществе месторождения Белый Тигр представлено на рис. 2. В большинстве среди н-алканов преобладают углеводороды состава С10-С20, в то время как концентрация н-алканов состава С21-С35 заметно меньше. Характер молекулярно-массового распределения н-алканов в ОВ пород нижнего интервала олигоцена (4142,5 м) свидетельствует о смешанном характере исходного органического вещества, продуцированного фитопланктоном, прибрежными и наземными растениями в близком соотношении (рис. 2). Органический материал отлагался в субокислительных (П/Ф=1,58) условиях, видимо прибрежно-морского бассейна. Выше по разрезу (4098,5 м) вклад прибрежных водорослей снизился, а основными биопродуцентами были фитопланктон и древесные растения, накапливавшиеся в восстановительной среде (П/Ф=1,16). В миоцене (2992,75 м) обстановка осадконакопления сменилась на окислительную (П/Ф=3,31), среди биопродуцентов практически исчезли представители флоры, а доминировали микробные липиды. Наличие в органическом веществе перилена указывает на мелковод-ность бассейна седиментации. Со временем (породы с глубины 2822,75 м) условия осадконакопле-ния сменились на восстановительные, а биопродуценты — на фитопланктон и в подчиненном количестве прибрежные водоросли.Во всех образцах кернового материала, CPI близко единице (1,01… 1,07) В известной степени дополнением к данным Е. Берея и Е. Эванса могут служить материалы Дж. Купера, показывающие, что исходное ОВ пород месторождения Белый Тигр характеризовалось преобладанием жирных кислот с четным числом атомов углерода. Дж. Хант и М. Кальвин отмечают, что это соотношение нч/ч составляет для водорослей 1,01. 1,07 [5]. В целом значения CPI в исследованных образцах отвечают органическое вещество достаточно зрелому для нефтеобразования.Название н-алкановРис. 2. Молекулярно-массовое распределение н-алканов в рассеяных органических веществах месторождения Белый ТигрТаким образом, в олигоцен-миоценовом разрезе месторождения Белый Тигр присутствуют разности пород, существенно различающиеся седимен-тогенезом и составом биопродуцентов, поставлявших в осадок органического вещества. По своей термической преобразованности органического вещества месторождения Белый Тигр может быть охарактеризовано как зрелое, способное генерировать нефть. Об этом свидетельствуют величины расчетной отражательной способности витринита, соответствующие стадии катагенеза МК2-МК3, значения CPI и соотношения изопреноидных и н-алканов.Характеристики нефтей месторождения Белый ТИгр. Нефти этого месторождения является высоко парафинистыми (18. 25,3%), с очень низким содержанием серы. По глубине плотность и вязкость нефти, содержание в ней смол и асфальтенов снижаются [10, 11]. Содержание VO-р и Ni-р, обнаруженных нами в очень низких концентрациях, также уменьшается с глубиной (табл. 2). Эта тенденция изменения параметров состава нефти может быть связана с увеличением пластовой температуры с возрастанием глубины залежи и частичным разложением сложных высокомолекулярных молекул.Таблица 2. Содержание металлопорфиринов в нефти месторождения Белый ТигрНефть Миоцен Олигоцен ФундаментСодержание Ni-р, нмоль/г 2 3 0Содержание VO-р, нмоль/г 2 0 3П/Ф 1,28 2,04 2,84П/н-С17 0,24 0,46 0,51Ф/н-С18 0,24 0,24 0,23CPI-1(C20-C28) 1,0 1,1 1,1CPI-2(C22-C30) 1,0 1,1 1,1CPI-3(C24-C32) 1,1 1,1 1,1CPI (C12-C34) 1,2 1,1 1,2MPI 0,61 0,78 0,51Rc 0,77 0,87 0,71Распределение парафиновых углеводородов нефтей представлено на рис. 2. Среди н-алканов преобладают С10-С20. По характеру их молекулярно-массового распределения нефти сходны между собой и с рассеянными органическими веществами пород миоцена. В то же время, отношение П/Ф в нефтях колеблется в широких пределах (1,28. 2,84). Это свидетельствует о различии в условиях накопления их исходного нефтематеринского вещества. Сопоставление нефтей и рассеянных органических веществов пород по величине отношения пристана к фитану, учитывая характер молекулярно-массового распределения н-алканов, показывает, что нефть миоцена могла быть генерирована одновозрастными отложениями (миоцен-1). Значения генетического параметра П/Ф для рассеянных органических веществов пород олигоцена (П/Ф=1,16… 1,58) существенно ниже чем для нефти, залегающей в этих отложениях (П/Ф=2,04), что говорит об ином источнике нефти. Сложное геологическое строение территории, на которой располагается месторождение Белый Тигр, могло привести к заполнению ловушки в коллекторах олигоцена более молодой нефтью, генерированной толщей миоцена (миоцен-1 и миоцен-2), которая содержит разности пород с рассеянными органическими веществами, характеризующимся значениями П/Ф от 1,2 до 3,3. Нефть, залегающая в породах фундамента наиболее близка к рассеянным органическим веществам пород миоцена-2.Название н-алкановРис. 3. Молекулярно-массовое распределение н-алканов нефтей месторождения Белый ТигрТаким образом, газожидкостная хроматаграфия анализ проб нефти и образцов кернов месторождении Белый Тигр показывает, что нефтематеринское вещество для всех нефтей слагал преимущественно фитопланктон с примесью донных водорослей и незначительной долей наземных растений. Нефть миоцена генерирована органического вещества отложений, накапливавшихся в восстановительной среде, а нефти из коллекторов олигоцена и фундамента — в слабо окислительной и окислительной обстановках. Наиболее вероятным источником нефтей месторождения Белый Тигр являются полифациальные отложения миоцена, достигшие главной фазы нефтеобразования и способные генерировать нефть.СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ1. Красноярова Н. А., Серебренникова О. В., Зайцев С. П. Условия седиментации и катагенез рассеянного органического вещества нижней юры западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2009. -№ 3. — С. 11−17.2. Серебренникова О. В., Белоконь Т. В. Геохимия порфиринов. -Новосибирск: Наука, 1984. — 86 с.3. Савиных Ю. В., Лыонг З. Х., Утопленников В. К. ОВ пород кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа: Труды VIII Меж-дунар. конф. — М., 2005. — С. 231−236.4. Савиных Ю. В. Сравнительная характеристика молекулярного состава нефтей месторождений Дракон и Белый Тигр // Химия нефти и газа: Труды VII Междунар. конф. — Томск, 2009. -С. 157−160.5. Ильнинская В. В. Генетическая связь углеводородов органического вещества пород и нефтей. — М.: Недра, 1985. — 157 с.6. Гончеров И. В. Геохимия нефтей западной Сибири. — М.: Недра, 1987. — 179 с.7. Петров Ал.А., Арефьев О. А. Биомаркеры и геохимия процессов нефтеобразования // Геохимия. — 1990. — № 5. -С. 704−714.8. Головко А. К., Пенева Г. С., Горбунова Л. В., Донг Ч. Л., Нгиа Н. Ч., Савилых Ю. В., Камьянов В. Ф. Углеводородный состав нефтей шельфовых месторождений Вьетнама // Нефтехимия. — 2003. — Т. 42. — № 1. — С. 13−22.9. Петров Ал.А. Углеводороды нефти. — М.: Наука, 1984. — 262 с.10. Hoang Binh Tien, Ho Trung Chat, Nguyen Ng (jc Dung, Nguyen Ng (jc Anh. So sanh d|c diem dia hoa da me va dau, khi о hai be tram tich Cenozoi Cuu Long va Nam Con Son // Тор chi khoa hcic va ki thuat. — 2008. — Т. 11. — № 11. — T. 15−23.11. Bui Thi Luan. Cac tang da me be Cuu Long thuoc them luc dia Viet Nam // Tap chi dau khi. — 2004. — № 7. — T. 9−15.Поступила 17. 03. 2011 г.

Показать Свернуть

xn----8sbemlh7ab4a1m.xn--p1ai


Смотрите также