НЕФТЕХИМИЯ, 2021, том 61, № 5, с. 611-619

УДК 553.98

АНАЛИЗ ГЕОХИМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ НЕФТЕЙ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ КАЛИНИНГРАДСКОЙ ОБЛАСТИ И ЕГО

ЗНАЧЕНИЕ ДЛЯ НЕФТЕДОБЫЧИ

Ю. М. Ганеева^1,2, Р. З. Мухаметшин^2,3

¹Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова, ФИЦ Казанский научный центр РАН,

Казань, 420088 Татарстан, Россия

²Казанский (Приволжский) федеральный университет, Казань, 420008 Татарстан, Россия

³Уральский государственный горный университет, Екатеринбург, 620008 Россия

*E-mail: okhotnikova@iopc.ru

Поступила в редакцию 16 марта 2021 г.

После доработки 15 мая 2021 г.

Принята к публикации 4 июня 2021 г.

В ходе исследования проанализированы физико-химические свойства (плотность, вязкость и содержание

фракции НК-200°С) и углеводородный состав нефтей из 21 месторождения Калининградской области,

сосредоточенных в Куршском нефтегазоносном районе. Анализ геохимических показателей углеводо-

родного состава показал, что нефти месторождений, находящихся на востоке Калининградской области

(прежде всего в пределах Дружбинского выступа и Горинской ступени) испытали процессы биодегра-

дации, что проявилось в повышении значений таких показателей как плотность и вязкость.

Ключевые слова: Калининградская область, нефть, геохимические параметры, деградация

DOI: 10.31857/S002824212105005X

На сегодняшний день на территории и в эконо-

ностью 614 кг/м³, пластовые нефти месторожде-

мической зоне Калининградской области открыто

ний Калининградской области характеризуются

почти четыре десятка месторождений преимуще-

невысокими показателями давления насыщения

ственно с малыми запасами нефти, из них более

нефти газом (0.58-5.43 МПа) и газосодержания (до

30 на суше и шесть на шельфе Балтийского моря

53.6 м³/т) (табл. 1). Согласно ГОСТ Р 51858-2002

(рис. 1).

«Нефть. Общие технические условия» нефти ме-

сторождений Калининградского вала, Самбийской

Практически все залежи выявленных на тер-

и Багратионовской ступеней соответствуют типу 1

ритории области месторождений нефти приуроче-

(малосернистые, до 0.6 %), классу 0 (особо легкие,

ны к алевропесчаным коллекторам дейменаского

менее 830 кг/м³).

надгоризонта среднего кембрия. Этот единствен-

ный продуктивный горизонт залегает на глуби-

Выявлена взаимосвязь плотности, вязкости, со-

не 1450-2550 м и в зависимости от глубины ха-

держания легких фракций и углеводородного со-

рактеризуется нормальными гидростатическими

става нефтей Калининградской области от глубины

пластовыми давлениями (14.9-25.1 МПа) и тем-

залегания и расстояния миграции от очага генера-

пературами (44-84°С). За исключением Ладушкин-

ции до залежи [2-4].

ского месторождения, залежь которого большей

Промышленное освоение месторождений на

частью располагается под акваторией Калинин-

суше началось в 1975 г. с вводом в эксплуатацию

градского залива и содержит насыщенную газом

Красноборского и Западно-Красноборского место-

(290 м³/т) нефть «переходного состояния» плот-

рождений. Пик годовой добычи на суше прихо-

611

612

ОХОТНИКОВА и др.

Таблица 1. Свойства пластовых нефтей месторождений Калининградской области

Зона нефтегазо-

Пластовое

Пластовая

Давление

накопления

Газосодержание,

Плотность,

Вязкость,

давление,

температура,

насыщения,

(тектонический

м³/т

кг/м³

мПа∙с

МПа

°С

МПа

элемент)

Калининградский

21.3-25.1

63-84

1.27-5.43

11.0-53.6

744-828

0.94-3.07

вал

Самбийская ступень

21.9-25.0

62-68

1.78-3.00

10.3-20.3

805-830

2.51-4.84

Багратионовская

21.7-24.5

53-80

1.17-3.34

4.5-22.3

753-809

1.24-3.71

ступень^а

Горинская ступень^б

18.5

1.50

7.30

820

4.30

Дружбинский

14.9-21.8

44-56

0.58-2.06

0.5-5.4

826-876

2.65-18.64

выступ

^а Без Ладушкинского месторождения.

^б Восточно-Горинское месторождение.

дился на 1983-86 гг. и составил 1.5 млн т в год [5].

находящимся на заключительной стадии освоения

В 2004 г. с пуском в эксплуатацию Кравцовского

ресурсной базы: выработанность запасов многих

месторождения начата добыча нефти в акватории

месторождений на суше превышает 80-90%. Тем

Балтийского моря. В настоящее время по основным

не менее, вот уже несколько десятилетий суммар-

показателям поисково-разведочных работ и разра-

ные текущие запасы углеводородного сырья удер-

ботки открытых месторождений нефти Калинин-

живаются на относительно стабильном уровне, и

градская область отнесена к «старым» регионам,

добыча нефти в регионе во многом компенсируется

Курземский НГР

Курземская

структурная зона

Балтийская

моноклиналь

III

Литва

Северо-Самбийская

депрессия

Зеленоградская

Балтийское море

депрессия

Горинская

Большаковская

ступень

моноклиналь

Самбийская ступень

Гусевская

ступень

Дружбинский

Польша

выступ

Рис. 1. Схема тектонического и нефтегазогеологического районирования Калининградской области [1]: I - месторождение,

II - границы структурных элементов I-го порядка, III - границы структурных элементов II-го порядка; месторождения:

1 - Восточно-Горинское, 2 - Ново-Искринское, 3 - Ново-Серебрянское, 4 - Сеченовское, 5 - Рязанское, 6 - Гусевская залежь

(в ордовике), 7 - Дружбинское.

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 5 2021

АНАЛИЗ ГЕОХИМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ НЕФТЕЙ

613

Таблица 2. Физико-химические свойства проб нефтей Калининградской области

Содержание в отбензиненной нефти

№

μ(20°С),

ω(НК-200°С),

компонентов, мас. %

Месторождение

ρ₂₀, г/см³

п/п

мм²/с

мас. %

масла

смолы

асфальтены

Чеховское

0.807

5.3

73.0

26.8

0.7

Алёшкинское

0.817

3.7

73.4

25.9

0.8

Исаковское

0.815

4.4

73.9

25.4

0.7

Северо-Озёрское

0.827

5.0

66.1

33.5

0.4

Южно-Октябрьское

0.825

7.3

88.2

10.6

1.2

Зайцевское

0.825

8.8

85.8

13.6

0.6

Семеновское

0.822

8.3

80.7

17.7

1.6

Западно-Ушаковское

0.844

9.4

64.0

34.6

1.4

Ушаковское

0.842

4.9

68.2

31.0

0.8

Славское

0.846

9.9

65.7

33.3

1.1

Северо-Славинское

0.836

16.8

57.4

42.2

0.4

Кравцовское

0.844

25.6

58.4

40.6

1.0

Дейминское

0.858

11.7

62.6

36.0

1.2

Западно-Красноборское

0.852

11.7

62.9

35.9

1.2

Красноборское

0.853

7.8

64.2

34.7

1.1

Северо-Красноборское

0.854

20.9

56.9

40.9

2.2

Гаевское

0.851

25.1

83.2

15.2

1.6

Славинское

0.850

24.2

59.9

38.3

1.8

Восточно-Горинское

0.853

7.8

64.2

34.5

1.3

Дружбинское

0.872

61.9

72.9

23.6

3.5

Рязанское

0.884

68.3

79.8

18.8

1.4

новыми открытиями, а за счет реализации морских

В процессе промышленного освоения место-

проектов даже возрастает [1, 5].

рождений востока Калининградской области выяв-

Если основные из ранее открытых месторожде-

лена аномальность свойств добываемой нефти, вы-

ний на суше сосредоточены в западной части Ка-

раженная, в первую очередь, в таких показателях

лининградской области - в районе Калининград-

как плотность и вязкость. Как показали расчеты по

ской структурной зоны (Калининградского вала)

Дружбинскому месторождению, повышение вязко-

(рис. 1), то восточная часть территории области

сти нефти в пластовых условиях до 11.8 МПа∙с при-

(Дружбинский выступ, Горинская ступень) долгое

вело к снижению конечной нефтеотдачи на 21%.

время практически не рассматривалась в числе

В данной работе проведено сравнительное ис-

перспективных направлений для наращивания сы-

следование углеводородного состава и свойств

рьевой базы региона. Однако открытие здесь ряда

нефти разрабатываемых месторождений Калинин-

месторождений, начиная с Ново-Серебрянского

градской области, в том числе недавно открытого

(1986 г.), затем Восточно-Горинского (1992 г.) и

Рязанского месторождения. Установлены особен-

других, позволило пересмотреть взгляды на пер-

ности состава и свойств нефтей на месторождени-

спективы восточной части области и повысить про-

ях западной и восточной частей Калининградской

гнозные ресурсы нефти [1, 6]. В 2016 г. пробурена

области.

поисково-оценочная скв. 1 Рязанская (Озерский

район на востоке Калининградской области) глуби-

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

ной 1462 м. По результатам опробования получен

промышленный приток нефти, месторождение раз-

Объекты исследования. В качестве объектов

бурено эксплуатационными скважинами.

исследования выбраны нефти из 21 месторождения

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 5 2021

614

ОХОТНИКОВА и др.

Калининградской области (табл. 2), сосредоточен-

0.884 г/см³, соответственно) и высоковязкими (зна-

ных в Куршском нефтегазоносном районе (рис. 1).

чения кинематической вязкости 61.9 и 68.3 мм²/с).

Данные по углеводородному составу и свой-

Большая часть исследованных образцов по со-

ствам нефтей (табл. 2) получены в 2005 г. в лабора-

держанию смолисто-асфальтеновых компонентов

тории химии и геохимии нефти ИОФХ КазНЦ РАН

являются высокосмолистыми (содержание смол

под руководством д.х.н. Л.М. Петровой. Нефть

от 11 до 36 мас. %), однако имеют низкое содержа-

Рязанского месторождения (образец 21, табл. 2)

ние асфальтенов (порядка 1 мас. %) (табл. 2). По-

(скв. 7, интервал перфорации 1402-1422 м) иссле-

вышенным содержанием асфальтенов выделяются

дована в той же лаборатории в 2020 г.

пробы нефти Дружбинского (3.5 мас. %) и Северо-

Красноборского (2.2 мас. %) месторождений.

Методы исследования. Плотность (ρ₂₀) и вяз-

кость (μ) нефтей, а также выход фракции до 200°С

Сравнительный анализ физико-химических

(ω (НК-200°С)) определены по ГОСТ 3900-85,

свойств и состава 21 нефти (табл. 2) выявил тен-

33-2016 и 2177-99, соответственно (табл. 2).

денцию увеличения их плотности, вязкости, содер-

жания асфальтенов и уменьшения выхода бензинов

Осаждение асфальтенов из отбензиненной неф-

с запада на восток Калининградской области. Ра-

ти (остатка с Т_кип > 200°С) проводилось 40-кратным

нее [4] было высказано предположение, что такие

избытком н-гептана. Разделение деасфальтенизата

изменения в составе и свойствах нефтей на тер-

на масла и смолы проводили методом жидкост-

ритории Калининградской области обусловлены

но-адсорбционной колоночной хроматографии на

вторичными процессами в залежах. Там же на ос-

силикагеле марки АСКГ (ГОСТ 3956-76) с после-

новании изучения закономерностей в составе и от-

довательным элюированием смесью растворите-

носительном распределении биомаркеров в нефтя-

лей: н-гексан + четыреххлористый углерод (3:1)

ных пробах, а также изотопного состава углерода

(элюат - масла); изопропиловый спирт + бензол

в насыщенной и ароматических фракциях авторы

(1:1) (элюат - смолы).

пришли к мнению, что формирование нефтяных

Углеводородный состав нефтей изучен методом

залежей в регионе осуществлялось из органическо-

газо-жидкостной хроматографии (ГЖХ) с исполь-

го вещества сапропелевого типа нескольких очагов

зованием хроматографа Кристалл-2000М фирмы

генерации углеводородов. Согласно имеющейся

Хроматек с пламенно-ионизационным детектором,

геохимической информации и с учетом геологиче-

капиллярная колонка DB-1 длиной 15 м, внутрен-

ского строения изучаемого региона предполагает-

ний диаметр 0.32 мм. Режим линейного программи-

ся, что один из очагов нефтегенерации тяготеет к

рования температуры от 150 до 320°С со скоростью

западно-юго-западной, другой - к северной (Курш-

20°С/мин. Объем пробы - 1 мл, разведение -

ский прогиб) частям региона [4].

1:20 в CCl₄.

С целью дальнейшего изучения особенностей

углеводородного состава нефтей Калининградской

РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ

области обращено особое внимание на распределе-

Большая часть исследованных нефтей име-

ние алканов, исследованное методом ГЖХ. Уста-

ют значения плотности в пределах от 0.807 до

новлено, что в образцах присутствуют нормальные

0.858 г/см³ и по ГОСТ Р 51858-2002 относятся к

С₁₁-С₃₃ и изопреноидные С₁₄-С₂₀ алканы. Близкие

типам особо легкой, легкой и средней нефтей. В

значения отношений пристана к фитану (Пр/Ф) в

исследованных образцах свидетельствует об их ге-

них содержится от 12 до 32 мас. % фракции, выки-

пающей до 200°С. Кинематическая вязкость изме-

нетической однородности [7]. Пристан преоблада-

ет над фитаном примерно в 2.5 раза (табл. 3).

няется в пределах от 3.7 до 25.6 мм²/с. По вязкости

данные нефти являются мало- и средневязкими.

Распределение нормальных и изопреноидных

Среди исследованных образцов по физико-химиче-

алканов лежит в основе геохимической класси-

ским свойствам выделяются пробы Дружбинского

фикации нефтей [8]. Для определения типа нефти

и Рязанского месторождений, которые являются

обычно используют кривые молекулярно-массово-

тяжелыми (значения плотности составляют 0.872 и

го распределения (ММР) алканов в зависимости от

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 5 2021

АНАЛИЗ ГЕОХИМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ НЕФТЕЙ

615

Таблица 3. Показатели углеводородного состава нефтей различных месторождений

№ п/п

Месторождение

Чеховское

2.6

0.7

0.3

0.5

5.1

6.0

2.0

1.8

3.2

16.3

Алёшкинское

2.5

0.7

0.3

0.5

5.1

1.7

2.1

3.1

13.9

Исаковское

2.5

0.6

0.3

0.5

4.5

5.4

1.5

1.6

2.3

2.7

12.9

Северо-Озёрское

2.2

0.6

0.3

0.5

5.2

5.6

1.7

1.8

1.9

3.1

14.9

Южно-Октябрьское

3.1

0.6

0.3

0.5

4.5

5.9

1.5

1.6

1.9

2.7

12.9

Зайцевское

2.5

0.7

0.3

0.5

9.3

5.1

1.8

1.9

3.4

13.8

Семеновское

2.5

0.6

0.3

0.5

5.0

6.3

1.6

1.7

1.8

2.9

14.0

Западно-Ушаковское

2.2

0.7

0.4

0.6

4.9

5.0

1.6

1.8

3.0

13.0

Ушаковское

2.4

0.7

0.3

0.5

4.5

5.0

1.4

1.5

1.9

2.8

12.5

Славское

2.4

0.9

0.5

0.7

4.7

4.2

1.7

1.6

1.7

3.0

16.8

Северо-Славинское

2.1

0.8

0.4

0.7

4.3

1.4

1.5

1.7

2.8

17.8

Кравцовское

2.5

1.1

0.5

0.8

4.3

3.8

1.4

1.5

1.4

2.6

13.4

Дейминское

2.3

0.8

0.4

0.6

5.2

5.1

1.7

1.8

3.0

13.8

Западно-Красноборское

2.5

0.7

0.4

0.6

3.5

5.1

1.4

1.5

1.7

2.4

10.7

Красноборское

2.0

0.9

0.4

0.6

5.2

4.9

1.8

1.7

1.5

3.2

16.9

Северо-Красноборское

2.4

1.0

0.5

0.7

4.8

4.0

1.6

1.5

1.7

3.0

17.0

Гаевское

2.5

0.9

0.4

0.7

3.8

4.5

1.3

1.4

1.6

2.4

11.5

Славинское

2.6

0.9

0.4

0.7

4.8

4.1

1.5

1.9

2.9

17.1

Восточно-Горинское

2.7

1.2

0.5

0.9

4.1

3.6

0.9

1.1

2.6

16.5

Дружбинское

2.3

2.2

0.8

1.4

2.1

0.8

1.6

1.2

6.9

Рязанское

2.3

6.3

3.0

4.7

0.3

0.5

0.3

0.2

1.8

1.0

3.4

числа атомов в молекуле (рис. 2), а также геохими-

В нефтях Дружбинского и Рязанского место-

ческие показатели: k_i =(i-(C₁₉-C₂₀))/(н-(С₁₇-С₁₈)) и

рождений снижено количество н-алканов (в обла-

(н-(C₁₃-C₁₅))/(н-(С₂₅-С₂₇)) (табл. 3).

сти С₅-С₁₆), а содержание изопреноидных угле-

водородов выше нормальных: ki =1.41 и 4.73,

Для образцов углерода 1-19 нормальные углево-

дороды преобладают над изопреноидными. На рис.

соответственно (т.е. выше 1). Кроме того, в отличие

от нефтяных образцов 1-19, в них наблюдается по-

2а на примере нефти Алёшкинского месторожде-

лимодальное распределение н-алканов с максиму-

ния приведено типичное ММР алканов. Для этих

мами при С₁₂, С₁₅, С₂₀-С₂₁ для нефти Дружбинско-

образцов характерно унимодальное распределение

го месторождения и при С₁₉ и С₂₅-С₂₆ для нефти

н-алканов с максимумом при С₁₁-С₁₂ с последую-

Рязанского месторождения. По классификации

щим равномерным падением. Такое распределение

А.А. Петрова [8] данные нефтяные пробы относят-

характерно для нефтей типа А1 подтип 3 (нефть с

максимальным содержанием легких н-алканов) [8].

ся к типу А2. Нефть Рязанского месторождения от-

личается от остальных нефтей высокими значени-

Для данных нефтей коэффициент k_i меньше 1 (0.46-

0.87), а отношение (н-(C₁₃-C₁₅))/(н-(С₂₅-С₂₇)) выше

ями отношений пристан/С₁₇ (6.3) и фитан/С₁₈ (3.0).

3 (3.5-9.3). Данные нефтяные образцы отнесены

Известно [8-12], что пониженное содержание

нами к первичным катагенно преобразованным.

нормальных алканов может быть обусловлено

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 5 2021

618

ОХОТНИКОВА и др.

парафинистой нефти в нафтеновую и ее утяжеле-

На рис. 3 представлены зависимости А-B, D-E,

ние [13, 14].

A-E, A₁-n/i, 1/ki-D, 1/ki -B для исследованных

нефтей. Как можно заметить, нефть Рязанского

Таким образом, на основании анализа абсолют-

месторождения (обр. 21) не входит в доверитель-

ных величин геохимических показателей следует

ный интервал на пяти из шести графиков (83 %

считать, что нефтяные пробы Дружбинского и Ря-

отклонений) и согласно методике Г.П. Курбского

занского месторождений подверглись легкой ста-

относится к сильнобиодеградированным. Неф-

дии биодеградации (подстадия I-1, I-2).

ти Дружбинского (обр. 20) и Восточно-Горин-

Обращает на себя внимание мнение Г.П. Курб-

ского (обр. 19) месторождений не укладываются

ского, который считал [9], что использование аб-

в доверительный интервал на трех (50% откло-

солютных величин геохимических показателей

нений) и четырёх (66% отклонений) из шести

(в частности, k_i {k_i = [i-(C₁₉-C₂₀)]/(н-(С₁₇-С₁₈)) и

графиков и относятся к ранне- или среднебиоде-

[н-(C₁₃-C₁₅)]/[н-(С₂₅-С₂₇)])} для идентификации

градированным соответственно. Предложенная

нефтей на ранней и средней стадии биодеграда-

методика Г.П. Курбского позволяет идентифициро-

ции является недостаточно надежным методом, т.к.

вать нефть Восточно-Горинского месторождения

вследствие различий в биоценозе и в физико-хи-

(обр. 19), которое также располагается на востоке

мических условиях пласта биодеградация может

Калининградской области, как биодеградирован-

затронуть углеводороды различной молекулярной

ную на ранних стадиях этого процесса, хотя по по-

массы в разной степени. Поэтому при k_i < 2.5 целе-

казателю k_i данная нефть в число биодеградирован-

сообразнее использовать большее число геохими-

ных не попадает.

ческих показателей, характеризующих отношение

Таким образом, в результате проведенного ис-

малоустойчивых к биодеградации углеводородов к

следования показано, что нефти месторождений

более устойчивым. Им предложены следующие по-

Калининградской области, приуроченных к вос-

казатели:

точной части территории, подвержены процессам

биодеградации - в нефтях уменьшается содержа-

ние низкомолекулярных н-алканов, меняется ее ге-

охимический тип (от А1 до А2). Последовательное

изменение химического состава нефти на средних

и поздних стадиях процесса биодеградации являет-

ся причиной повышения ее плотности и вязкости.

Таким образом, сделанное ранее предположение,

что изменения состава и свойств нефтей Калинин-

градской области с запада на восток обусловлены

различными очагами генерации углеводородов,

можно дополнить усилением влияния таких вто-

ричных процессов как биодеградация. Выявлен-

ные закономерности необходимо учитывать при

прогнозе добычи и разработке технологий извлече-

ния нефтей данного типа.

(табл. 3) [9]. Методика идентификации биодегра-

дированной нефти основана на выявлении откло-

ФИНАНСИРОВАНИЕ РАБОТЫ

нений от присущих первичной (не измененной)

Определение физико-химических свойств не-

нефти графических зависимостей между геохи-

фтей проведено в КФУ, исследования углеводород-

мическими показателями: А-B, D-E, A-E, A₁-n/i,

ного состава выполнены в рамках государственно-

1/k_i-D, 1/ki -B. Согласно работе [15], значения ве-

го задания ФИЦ КазНЦ РАН.

личин, укладывающиеся в 20%-ное отклонение

от средней линии распределения, характеризуют

геохимическую однотипность нефтяных образцов.

ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ

Данные, находящиеся вне этих пределов, относят-

Охотникова Екатерина Сергеевна, к.х.н.,

ся к нефтям другого геохимического типа.

ORCID: http://orcid.org/0000-0003-3309-3453

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 5 2021

АНАЛИЗ ГЕОХИМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ НЕФТЕЙ

619

Ганеева Юлия Муратовна, д.х.н., ORCID: http://

Десятков В.М., Мухаметшин Р.З., Фоменко Б.И.

orcid.org/0000-0002-0940-9377

Дружбинский выступ - новая нефтегазоносная зона на

Барская Екатерина Евгеньевна, к.х.н., ORCID:

юго-востоке Балтийской синеклизы // Седьмая Меж-

http://orcid.org/0000-0002-8476-4782

дународная конференция «Новые идеи в геологии и

Юсупова Татьяна Николаевна, д.х.н., профессор

геохимии нефти и газа. Актуальные проблемы геологии

и геохимии нефти и газа». М.: Геос, 2004. С. 161-164.

Мухаметшин Рустам Закиевич, д.г.-м.н.

Былинкин Г. П. Информативность генетического по-

казателя пристан/фитан // Геология нефти и газа.

КОНФЛИКТ ИНТЕРЕСОВ

1987. № 8. С. 59-62.

Авторы заявляют об отсутствии конфликта

Петров А.А. Углеводороды нефти. М.: Наука, 1984.

интересов, требующего раскрытия в данной статье.

266 с.

Курбский Г.П. Геохимия нефтей Татарии. М.: Наука,

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1987. 168 с.

Отмас Ал.А., Пахунов А.М., Романов В.В., Григорь-

10.

Pirnic M.P., Atlas R.M., Bartha R. Hydrocarbon

ев Г.А. Юго-восточная часть Калининградского реги-

Metabolism by Brevibacterium erythrogenes: Normal

она - новые открытия и перспективы нефтепоиско-

and Branched Alkanes // J. of Bacteriology. 1974. V. 119.

вых работ // Нефтегазовая геология. Теория и практи-

№ 3. P. 868-878.

ка. 2018. Т. 13. № 3. http://www.ngtp.ru/rub/6/29_2018.

11.

Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. The bio-

pdf. DOI: 10.17353/2070-5379/29_2018

Максимов С.П., Муромцева В.А. О формировании

marker guide. Volume 1: Biomarkers and Isotopes in

залежей нефти в кембрийских отложениях южного

the environment and human history. 2nd ed. Cambridge:

борта Балтийской синеклизы // Геология нефти и

Cambridge University Press, 2005. 1621 p. https://doi.

газа. 1974. № 3. С. 20-27.

org/10.1017/CBO9780511524868

Мухаметшин Р.З., Петрова Л.М., Десятков В.М.,

12.

Wartell B., Boufadel M., Rodriguez-Freire L. An effort

Абакумова Н.А., Фосс Т.Р. Сравнительная характери-

to understand and improve the anaerobic biodegradation

стика свойств нефти Калининградской и Южно-Ка-

лининградской зон нефтегазонакопления // Вось-

of petroleum hydrocarbons: A literature review //

мая Международная конференция «Новые идеи в

International Biodeterioration & Biodegradation. 2021.

геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазонос-

V. 157. https://doi.org/10.1016/j.ibiod.2020.105156

ные системы осадочных бассейнов». М.: Геос, 2005.

13.

Виноградова Т.Л., Пунанова С.А. Геохимическое за-

С. 161-164.

кономерности изменения состава нефтей при гипер-

Zdanaviciute O., Lazauskiene J., Khoubldikov A.I.,

генезе // Геология нефти и газа. 2012. № 3. С.44-53.

Dakhnova M.V., Zheglova T.P. The middle cambrian

succession in the central baltic basin: geochemistry

14.

Пунанова С.А., Виноградова Т.Л. Критерии разли-

of oils and sandstone reservoir characteristics // J. of

чия гипергенно измененных (биодеградированных)

Petroleum Geology. 2012. V. 35. № 3. Р. 237-254.

и незрелых флюидов // Доклады Академии Наук.

https://doi.org/10.1111/j.1747-5457.2012.00528

2014. Т. 456. № 6. С. 691-698. https://doi.org/10.7868/

Мухаметшин Р.З., Чегесов В.К., Арутюнов В.А. Осо-

S0869565214180194

бенности освоения месторождений с малыми запа-

15.

Смит Х. Качественный и количественный состав

сами нефти в Калининградской области // Геология,

геофизика и разработка нефтяных и газовых место-

нефти // Органическая геохимия. Т. 3. М.: Недра,

рождений. 2006. № 8. С. 60-65.

1971. С. 5-141.

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 5 2021