НИ Томский политехнический университет:
Ву Ван Хай, аспирант каф. геологии и разработки полез. ископ., Институт природных ресурсов,  vuvanhai19852004@yahoo.com

 
Институт химии нефти Сибирского отделения РАН, г. Томск, Россия:

Ю. В. Савиных, ст. науч. сотр.

Методом хромато-масс-спектро метрии изучен состав углеводородов нефтей и рассеянного органического вещества из фундамента, олигоцена и миоцена месторождения Белый Тигр. Получены данные о составе алканов, алкил- и метилалкилциклогексанах, стеранах, секогопанах, сескви-, три- и пентациклических терпанах, алкилбензолах, би-, три-, тетра- и пентациклических конденсированных ароматических структурах. Близость состава рассеянного органического вещества осадочных пород и нефтей из олигоцена и фундамента свидетельствует об их генетическом родстве, а обнаруженные отличия состава нефти из миоцена могут быть следствием ее меньшей термической преобразованности в залежи. Состав биомаркеров указывает на условия накопления исходного нефтематеринского вещества всех нефтей, аналогичные условиям отложения олигоцена — нижнего миоцена исследованной территории.

1. Поспелов В. В., Шнип О. А. Геологическое строение и нефтегазоносность Зондского шельфа // Геология нефти и газа. 1997. № 8. С. 32–37.

2. Гаврилов В. П. Нефтегазоносность гранитов // Там же. 2000. № 6. С. 44–49.

3. Peters К. E., Walters C. C., Moldowan J. М. The Biomarker Guide: Biomarkers and isotopes in petroleum systems and Earth History. — Cambridge : University Press, 2005. — Vol. 2. — 1155 p.

4. Поспелов В. В. Кристаллический фундамент: геолого-геофизические методы изучения коллекторского потенциала и нефтегазоносности. — М. : Недра, 2005. — 257 с.

5. Trinh Xuan Cuong, Hoang Van Qui, Phan Tu Co, Nguyen Van Huy. The main factors controling quality of the Bach Ho fractured basement reservoir // The 1^st International conference “Fractured basement reservoir”, Vung Tau (Vietnam). 2004. P. 156–159.

6. Waples D. W., Machihara T. Application of sterane and triterpane biomarkers in petroleum exploration // Bulletin of Canadian Petroleum Geology. 1990. Vol. 38. P. 357–380.

7. Holba A. G., Ellis L., Tegelaar E., Singletary M. S., Albrecht P. Tetracyclic polyprenoids: indicators of fresh water (lacustrine) algal input // Geology. 2000. Vol. 28. P. 251–254.

8. Moldowan J. M., Seifert W. K., Gallegos E. J. Relationship between petroleum composition and depositional environment of petroleum source rocks // AAPG Bulletin. 1985. Vol. 69. P. 1255–1268.

9. Mello M. R., Telnaes N., Gaglianone P. C., Chicarelli M. I., Brassell S. C., Maxwell J. R. Organic geochemical characterisation of depositional palaeoenvironments of source rocks and oils in Brazilian marginal basins // Organic Geochemistry. 1988. N 13. P. 31–45.

10. Moldowan J. M., Dahl J. E. P., Huizinga B. J., Fago F. J., Hickey L. J., Peakman T. M., Taylor D. W. The molecular fossil record of oleanane and its relation to angiosperms // Science. 1994. Vol. 265, N 5. P. 768–771.

11. Fazeelat T., Alexander R., Kagi R. I. Effects of maturity on the relative abundances of the 8,14-secohopanes in sediments and oils // J. Chem. Soc. Pak. 1999. Vol. 21, N 4. P. 154–163.