ОРГАНИЧЕСКИЕ ВЕЩЕСТВА ПОДЗЕМНЫХ ВОД  КАК ПОКАЗАТЕЛИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

В.М. Швец

В кн.: «Органическое вещество подземных вод и его значение для нефтяной геологии». М., 1967. с. 17-31.

Химический и газовый состав подземных вод нефтяных и газовых месторождений давно привлекал внимание исследователей своей спецификой, ибо трудно представить, чтобы длительное совместное существование залежей углеводородов и вмещающих их подземных вод не отразилось на составе последних. И действительно, воды нефтегазовых месторождений обычно характеризуются своеобразным составом минеральных, газовых и органических его компонентов.

Еще в прошлом веке А. Л. Потылицыным в воде из нефтяной скважины в Кудако на Таманском полуострове были определены соли муравьиной, уксусной, масляной и других жирных кислот, наличие которых в воде он объяснил окислением нефти кислородсодержащими соединениями воды. Давнюю историю имеют также определения нафтеновых кислот в водах нефтяных месторождений[1].

В. И. Вернадский (1936) особое место отводил водам нефтяных месторождений. «В этих водах,— писал он, — растворены органические кислоты, к сожалению, не изученные даже химически в достаточной степени. По-видимому, часть этих кислот принадлежит к ряду жирных кислот, но часть является своеобразными стойкими соединениями, может быть, связанными с нафтенами и с теми своеобразными циклическими углеводородами, которые характерны для некоторых нефтей». В. И. Вернадский также считал, что органические кислоты в подземных водах нефтяных месторождений являются следствием взаимодействия между водами и нефтями.

 Учитывая, что органические вещества, в частности нафтеновые кислоты, являются специфическими компонентами вод нефтяных месторождений, им стали, придавать нефтепоисковое значение, особенно после работ В. А. Сулина (1948).

В последние годы внимание исследователей к органическому веществу подземных вод как возможному показателю нефтегазоносности заметно усилилось, причем, помимо вторичного рассеяния нефти, т. е. перехода ее продуктов в контактирующие с нефтяной залежью подземные воды, все большее признание находит и процесс концентрирования в водах первичнорассеянного органического вещества. Известно, что М. Е. Альтовским в 1953 г. была выдвинута гипотеза образования нефти из продуктов наземной растительности, проникающих в глубокие водоносные горизонты вместе с инфильтрационными водами (Альтовский и др., 1958, 1962). Являясь сторонником органического происхождения нефти, М. Е. Альтовский считал, что наиболее благоприятной средой для образования нефти и газа являются подземные воды, а не нефтематеринские породы. По его мнению, органические вещества подземных вод являются исходными продуктами для образования нефти, и именно из органических соединений, мигрирующих с подземными водами, образуются рассеянные компоненты нефти, концентрация которых в подземных  водах приводит к образованию нефтегазовых залежей.

В настоящее время уже многие геологи и гидрогеологи-нефтяники важное место в образовании и миграции нефти придают воднорастворенным органическим веществам. В противоположность М. Е. Альтовскому, который стоял на позициях инфильтрационного происхождения глубоких подземных вод, большинство из них учитывает в этих процессах лишь органическое вещество морских и седиментационных вод. Так, Н. Брюдерер основную роль в нефтеобразовании придает органическим веществам, растворенным в морской воде. М. А. Гатальский (1963) считает, что в результате преобразования захороненного в водной среде органического вещества генерируются компоненты нефти, которые накапливаются в пластовых водах в виде растворенных органических соединений; их углеводородные компоненты перемещаются водой и при благоприятных геохимических и гидродинамических условиях могут частично или полностью выделяться из нее и образовывать нефть.

Таблица 1

Количество органических веществ в подземных водах различных районов (по данным Сорг и Nорг в мг/л)

Районы (бассейны, области) распространения подземных вод Сорг Nорг
Число анализов Содержание* Число анализов Содержание*
НенефтегазоносныеНенефтегазоносные (апшеронские) отложения Терско-Кумского артезианского бассейна 18 ___0,2___ 0,80-4,70 18 _0,52_. 0,14-2,76
Ненефтегазоносные (каменноугольные) отложения Подмосковного артезианского бассейна 21 ___0,2__ 0,80-4,70 14 __0,52__. 0,14-2,76
Ненефтегазоносные (в основном меловые) отложения южной части Западно-Сибирской низменности 125 __0,2__. 0,80-4,70 125 __0,52___. 0,14-2,76
Ненефтегазоносные (четвертичные) отложения Северо-Двинского артезианского бассейна 16 __9,7__ 1,60-23,20 16 __0,67__ 0,07-1,70
НефтегазоносныеСеверная Болгария 113 3,8  . 0,40-30,20  95 0,33  . 0,04-2,20 
Бухаро-Хивинская область 90   6,2  . 0,06-48,50    80   0,38  . 0,03-2,10 
Фергана   100   9,5  . 0,80-91,60    21   0,33  . 0,09-0,57 
Грозненско-Дагестанская область   183   11,9 . 0,40-163,0   55   0,39  . 0,07-1,85 
Западная Туркмения   145   16,0 . 0,70-173,0    72   1,46  . 0,09-18,80 
Восточная Грузия 37   29,8  . 1,20-212,50    25   0,43  . 0,13-0,97 

*)  В числителе приводятся среднеарифметические значения, в знаменателе – минимальные и максимальные.

А. А. Карцев (1963, 1964) признает решающую роль в образовании и миграции нефти воднорастворенных органических веществ. «Нефть и газ, — пишет он, — до и после своего существования в виде залежей (т. е. до формирования залежей и после их разрушения), по-видимому, в значительной части находятся в растворенном состоянии в подземных водах, входя в их химический состав. Частично растворены в водах и те органические вещества, из которых образуются углеводородные газы, нефтяные углеводороды и другие соединения, входящие в состав нефтей. Сам процесс превращения этих исходных веществ в нефть и газ в значительной мере происходит в водном растворе. Продукты разрушения нефтегазовых залежей снова становятся частью подземных вод» (Карцев, 1964).

Несмотря на различную оценку исследователей роли инфильтрационных или седиментационных вод в формировании глубоких подземных вод, в частности вод нефтегазовых месторождений, теоретической основой для использования органических веществ подземных вод как показателей нефтегазоносности является не только вторичное рассеяние нефти и газа, связанное с разрушением их залежей, но и первичное рассеяние, связанное с процессами формирования нефтяных и газовых залежей. И в том и в другом случае исследования должны быть направлены на выявление нефтегазоносных вод, на изучение в них компонентов нефти или веществ, из которых они могут образовываться в соответствующих условиях.

За последние 10—15 лет достигнут существенный прогресс в изучении органических веществ в подземных водах. Большую роль в этом сыграли исследования, проведенные в ИГиРГИ под руководством Е. А. Барс и во ВСЕГИНГЕО под руководством М. Е. Альтовского. В настоящее время в подземных водах уже определяется разнообразный круг органических соединений (рис. 1), однако стоящие перед исследователями задачи и сложность изучаемого объекта говорят о том, что мы находимся еще на начальной стадии исследований.

Во ВСЕГИНГЕО органическое вещество подземных вод начали изучать с 1953 г. За это время проведены региональные полевые работы, в результате которых изучено около 1000 проб различных вод. Одновременно с этим непосредственно в поле разрабатывались новые (и дорабатывались существовавшие) методы анализа органического вещества вод. Широкие региональные исследования органических веществ в подземных водах необходимы для решения ряда теоретических и практических вопросов нефтяной геологии и гидрогеологии и прежде всего для выявления региональных (и по возможности локальных) закономерностей изменения содержания и состава растворенных органических веществ. Не зная этих закономерностей, трудно разрабатывать, например, такие проблемы, как нефтеобразование, миграция нефти и  газа в воднорастворенном состоянии, гидрохимические показатели нефтегазоносности и др.

Все исследования ВСЕГИНГЕО проведены по одной методике анализа, разработанной в основном А. А. Бродовской. Е. Л. Быковой, М. Я. Дудовой[2].

Некоторые выводы проведенных региональных исследований опубликованы в работах сотрудников ВСЕГИНГЕО (Альтовский и др., 1958, 1962; Быкова, 1960. 1961; Швец. 1959, 1961, 1964 и др.).

Основные из них следующие.

1. Минимальное количество органического углерода (Сорг), определенное в подземных водах, равно 0,06 мг!л (воды «пустых» структур Бухаро-Хивинской области), а максимальное — 212,5 мг/л (приконтурные воды нефтяного месторождения Норио в Восточной Грузии). Среднее количество Сорг  в подземных водах (по данным около 1000 анализов) – 9, 3 мг/л.

Содержание органического азота (Nорг) в подземных водах изменяется от 0,03 (воды «пустых» структур Бухаро-Хивинской области) до 18,80 мг{л (воды нефтяного месторождения Окарем в Западной Туркмении). Среднее количество Nорг по данным более 500 анализов — 0,51 мг/л. Данные о содержании Сорг и Nорг в подземных водах различных районов приведены в табл. 1. Из нее следует, что воды нефтегазоносных районов более богаты органическим веществом по сравнению с водами ненефтегазоносных районов. Исключение составляют грунтовые воды Севера Европейской части СССР, обогащенные поверхностным гумусом.

Рис.1. Органические вещества, обнаруженные в настоящее время в подземных водах

Говоря о количестве органического вещества в подземных водах, следует иметь в виду, что применяемые до сих пор методы анализа Сорг (В. Г. Дацко, Л. П. Крылова. А. А. Бродовская и др.) не учитывали легколетучих соединений, которые терялись при подготовке проб воды для сухого сожжения. Разработанный в последнее время во ВСЕГИНГЕО метод мокрого сожжения Сорг, названный в честь М. Е. Альтовского его именем, лишен этого недостатка; выполненные этим методом анализы Сорг в минеральных водах курорта Трускавец показали, что количество летучих органических соединений может во много раз превышать содержание нелетучих.

2. В количественном содержании органического вещества имеются отличия для различных областей формирования подземных вод. Так, в водах областей питания (грунтовые воды горных обрамлений артезианских бассейнов) органического вещества содержится меньше, чем в водах областей разгрузки и районов нефтяных месторождений (табл. 2).

3. Имеется зависимость между обогащенностью подземных вод органическим веществом и гидродинамическими условиями: в водах более водопроницаемых пластов содержится меньше органического вещества по сравнению с водами слабопроницаемых водоносных пород, где меньше водообильность и ниже скорость движения вод. В частном случае экранирующее влияние дизъюнктивных нарушений, самих нефтяных залежей, соляных штоков и других приводит к замедленному водообмену в пластах и как следствие этого — к обогащению вод органическим веществом.

Таблица 2

Изменение среднего содержания  Сорг в подземных водах различных областей их формирования,  мг/л

Нефтегазоносные районы

Области питания подземных вод

Области разгрузки подземных вод

Нефтяные месторождения

Грозненско-Дагестанская область

2,7

4,5

3,4

23,7

Восточная Грузия

1,9

6,8

6,0

48,7

Западная Туркмения

2,8

6,9

10,1

24,7

Фергана

1,0

3,6

3,4

10,6

Бухаро-Хивинская область

3,0

-

6,2

9,0

Среднее содержание в водах всех пяти районов (в скобках – число анализов)

2,6(120)

5,0(94)

3,7(67)

26,1(201)

4. Подземные воды газовых месторождений содержат значительно меньше органического вещества, чем воды нефтегазовых и тем более нефтяных месторождений (для вод газовых месторождений Сорг в среднем около 5 мг1л, а для преимущественно нефтяных — около 15 мг/л).

5. Обобщение и анализ полученного во ВСЕГИНГЕО фактического материала по органическому веществу подземных вод, проведенные М. Е. Альтовским, показали следующее:

а) более обогащенными органическими веществами являются воды наиболее молодых геологических систем (по средним данным Сорг в мг/л): неоген—14 (348 анализов), палеоген — 8 (124 анализа), мел — 4 (187 анализов);

б) большее содержание органических веществ наблюдается в менее водопроницаемых и более богатых органическим веществом песчано-глинистых породах, а меньшее — в трещиноватых (хорошо водопроницаемых) и менее богатых органическим веществом гранитах и базальтах; пески, песчаники и известняки занимают промежуточное положение (табл. 3).

Таблица 3

Содержание органического вещества в водах различных литологических типов водоносных пород (по М.Е.Альтовскому)

Органичекое вещество вод, мг/л Песчано-глинистые Пески Песчаники Известняки Граниты, базальты
Сорг (среднее) 12,40(481)* 6,50(34) 5,50(88) 4,4(119) 3,50(12)
Nорг (среднее) 0,72(225) 0,51(31) 0,37(68) 0,29(77) 0,21(10)

*)  В скобках – число анализов

в) наиболее обогащены органическим веществом НСОз—С1—Na и С1—НСОз—Na воды, а наименее — С1 — Na — Са и С1 — Na — Mg, промежуточное место занимают С1—Na воды (табл. 4).

Таблица 4

Содержание органического вещества в подземных водах различных химических типов вод (по М.Е.Альтовскому)

Органическое вещество вод Химические типы вод
НСО3 – Cl - Na и Cl - НСО3 - Na Cl – Na Cl – Na - Ca Cl – Na - Mg
Сорг (среднее арифметическое), мг/л 27,1(83)* 19,4(66) 11,3(86)
Нафтеновые кислоты (турбидиметрический метод), распространенность, % 88,0(34) 77,0(23) 26,0(15)
Нафтеновые кислоты (объемный метод), модальные значения, мг/л 300,0(34) 270,0(23) 140,0(15)

*)  В скобках – число анализов

Приведенные данные говорят о влиянии химического состава воды на содержание в ней органических веществ: совершенно ясно, что высокие концентрации ионов кальция и магния уменьшают содержание растворенного органического вещества в водах (плохая растворимость в воде Са и Mg-coлей органических кислот и др.).

6. Нафтеновые кислоты, определенные турбидиметрическим методом анализа, широко распространены в подземных водах в количестве десятых долей—единиц миллиграмм/литр; объемным методом их определено до 3—4 г/л (приконтурные воды нефтяных месторождений Восточной Грузии). В определении истинных нафтеновых кислот в водах в настоящее время имеются существенные трудности аналитического порядка. Во ВСЕГИНГЕО М.Я.Дудовой (1964) была проведена специальная проверка различных методов определения нафтеновых кислот в водах и было выяснено, что петролейным эфиром, помимо нафтеновых, извлекаются также жирные и гуминовые кислоты[3]. При изучении нафтеновых кислот в подземных водах прежде всего необходимы тщательные аналитические исследования в методическом плане.

7. Большой интерес, с нашей точки зрения, для нефтяной геологии и гидрогеологии представляют жирные кислоты, летучие с водяным паром, количество которых в подземных водах составляет десятки и сотни миллиграмм/литр, достигая в водах нефтяных и газовых месторождений 1—1,5 г/л[4]. Содержание и распространение жирных кислот в различных водах Ферганской и Бухаро-Хивинской нефтегазоносных областей и юга Западно-Сибирской низменности показано на рис. 2.

Рис. 2. Изменение содержания жирных кислот, летучих с водяным паром, в подземных водах различных областей их формирования:

А — Бухаро-Хивинская нефтегазоносная область: / — область питания, // _ область транзита вод регионально непродуктивных отложений, /// — пустые структуры, IV— законтурные воды нефтегазовых месторождений; V — приконтурные воды нефтегазовых месторождений; VI — воды непродуктивных горизонтов на нефтегазовых месторождениях; Б — Южная часть Западно-Сибирского артезианского бассейна: / — область питания, 2 — область погружения вод, 3 — Иртышский и Чулымский артезианские бассейны, 4 — минеральные и промышленные воды, 5 — нефтяные месторождения среднего течения Оби; В — Ферганская нефтегазоносная область: а - область питания, б -  область разгрузки, в — пустые структуры, г — законтурные воды нефтяных месторождений, д) приконтурные воды  нефтяных месторождений.

8. Не менее важное значение для рассматриваемых вопросов нефтяной геологии и гидрогеологии имеют и широко распространенные в подземных водах углеводороды, близкие по составу к нефти (нефтяные углеводороды или углеводороды нефти[5]). Полученные во ВСЕГИНГЕО данные по ряду  нефтегазоносных областей показывают увеличение относительного содержания и распространенности нефтяных углеводородов в приконтурных водах нефтегазовых месторождений (табл. 5).

Таблица 5

Изменение  содержания и распространенности нефтяных углеводородов в подземных водах (%)
Области распространения  подземных вод Бухаро-Хивинская область Фергана
Область питания 1 5 6 14
«Пустые» структуры 5 30 10 40
Нефтегазовые месторождения: законтурные воды приконтурные воды 5 20 10 20 10 25 38 70

9. Наиболее распространенная группа органических веществ подземных вод — гумусовые вещества. Гумус обычно составляет не менее половины суммы группового состава люминесцирующих органических веществ. Распространенность гумуса во всех изученных водах равна 100%, за исключением приконтурных вод нефтяных месторождений, где несколько снижаются его содержание (менее 50% от суммы) и распространенность (70—75%). Эта особенность группового става органических веществ также может быть использована в нефтепоисковой гидрогеологии.

Безусловно, что не все перечисленные закономерности и особенности состава и содержания органических веществ подземных вод в силу ряда причин имеют равноценное значение для нефтяной геологии и гидрогеологии. Поэтому нам представляется, что особое внимание необходимо обратить на дальнейшее более глубокое и всестороннее изучение таких генетически связанных с нефтью компонентов, как углеводороды нефти и органические кислоты (декарбоксилирование последних проводит к образованию углеводородов), а также на общее суммарное содержание органического вещества подземных вод (его баланс).

Значение органических  веществ подземных вод, как показателей нефтегазоносности, подчеркивается в ряде опубликованных работ, особенно сотрудников ИГиРГИ (Барс, 1959, 1963; Барс и Коган, 1965 и др.) и ВСЕНИНГЕО (Альтовский, 1959, 1960; Альтовский и др., 1962; Швец, 1964) и др.

На основе анализа фактического материала, накопленного во ВСЕГИНГЕО за 10 лет М.Е.Альтовский в 1964 г. предложил (по его терминологии) «химико-органические» показатели нефтегазоносности, которые он рекомендовал применять в комплексе с другими гидрогеологическими показателями на разных стадиях поисковых работ на нефть и газ.

Мы считаем целесообразным привести здесь эти рекомендации М.Е.Альтовского.

Химико-органические показатели нефтегазоносности, предложенные М.Е.Альтовским (1964) (в обязательном сочетании с другими гидрогеологическими показателями)

I.Зональные показатели, необходимые для районирования территории
1. Для нефтегазосборной зоны
Сорг  мг/л 2-3 мг/л
Nорг  мг/л 0,3-0,4 мг/л
2. Для зоны промышленных скоплений нефти
Сорг  мг/л 4-7 мг/л
Nорг  мг/л 0,4-1,0 мг/л
кислая фракция органического вещества, извлекаемая петролейным эфиром 150-300 мг/л
органические одноосновные кислоты предельного ряда 30-60 мг/л
нефтяные углеводороды (по встречаемости) 50%
нейтральные смолы (по встречаемости) 30-40%
масла (по встречаемости) 20-30%
II. Показатели, применяемые при детальных поисках
1. Для пустых ловушек
Сорг около 7 мг/л
Nорг около 0,4 мг/л
2. Для регионально непродуктивных горизонтов
Сорг около 3 мг/л
Nорг около 0,3 мг/л
3. Для продуктивных горизонтов по направлению к нефте- водяному контакту увеличивается содержание
Сорг до 25  мг/л
Nорг до 0,78 мг/л
4. Для продуктивных горизонтов по направлению к газо-водяному контакту увеличивается содержание регионально непродуктивных горизонтов
Сорг до 7,5  мг/л
Nорг до 0,70 мг/л
5. От нефте-и газоводяного контакта происходит уменьшение концентраций кислой фракции, извлекаемой петролейным эфиром, летучих одноосновных кислот предельного ряда; уменьшается также встречаемость нефтяных углеводородов, нейтральных смол, масел. -

Примечание: Все цифровые показатели даны по среднеарифметическим данным.

Следует отметить, что пока нет достаточных оснований относить химико-органические показатели к числу безусловных и прямых. Правильнее их называть, по А.А.Карцеву (1963) предположительными.

В заключение отметим, что задачей дальнейших исследований органического вещства в подземных водах в связи с проблемами нефтяной геологии и гидрогеологии, по нашему мнению, является изучение:

а) общего баланса органического вещества в подземных водах и его индивидуального состава;

б) органических веществ, предположительно исходных для образования нефти и газа;

в) процессов преобразования органического вещества и механизма выделения компонентов нефти из водного раствора;

г) углеводородов, растворенных в подземных водах и  мигрирующих с ними;

д) взаимодействия между нефтью нефтяной залежи и контактирующими с ней подземными водами (с учетом состава нефтей и вод, гидродинамических условий, температуры, давления и др.);

е) изменения содержания и состава органического вещества вод по мере удаления от нефтегазовых залежей;

ж) специфики содержания и состава органического вещества, с одной стороны, вод нефтяных, а с другой – газовых месторождений, вод продуктивных и непродуктивных горизонтов, вод пустых структур и структур с залежами нефти и газа;

з) закономерностей количественного содержания и состава органического вещества и влияния на них геологических, гидрогеологических, геохимических, микробиологических, физико-химических и других факторов;

и) изменения содержания и состава органического вещества вод, при их хранении от момента отбора до времени производства анализа и в соответствии с этим методики консервирования проб воды.

Естественно, что решение перечисленных и других задач в области изучения органических веществ в подземных водах невозможно без дальнейшего совершенствования методов их анализа.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Альтовский М.Е. Органическое вещество и микрофлора подземных вод и их значение для оценки нефтегазоносности. В сб. «Геохим. методы поисков нефт. и газовых месторождений». Изд. АН СССР, 1959.
  2. Альтовский М. Е. О гидрохимических и некоторых других показателях нефтеносности. Разведка и охрана недр, № 2, I960.
  3. Альтовский М.Е., Кузнецова 3.И., Швец В.М. Образование нефти и формирование ее залежей. Гостоптехиздат, 1958.
  4. Альтовский М.Е., Быкова Е.Л., Кузнецова З.И., Швец В.М. Органические вещества и микрофлора подземных вод и их значение в процессах нефтегазообразования. Гостоптехиздат, 1962.
  5. Барс Е.А. Гидрохимические исследования при поисках нефти и газа (состояние и задачи). В сб. Геохим. методы поисков нефт. и газовых месторождений. Изд. АН СССР, 1959.
  6. Барс Е.А. Растворенное органическое вещество подземных вод и возможность его использования в нефтяной геологии. Геохимия и гидрохимия нефт. месторождений. Изд. АН СССР, 1963.
  7. Барс Е.А., Коган С.С. Органическое вещество подземных вод нефтегазоносных областей (методика анализа и интерпретации). Иэд-во «Недра», 1965.
  8. Быкова Е.Л. К вопросу изучения органического вещества в подземных водах. Проблемы гидрогеологии. Доклады к собранию Международной ассоциации гидрогеологов, Госгеолтехиздат, 1960.
  9. Быкова Е.Л. К вопросу изучения органического вещества подземных вод Дагестанской АССР. Тр. ВСЕГИНГЕО, сб. № 19, Госгеолтехиздат, 1961.
  10. Вернадский В.И. История минералов земной коры. т. 2. История природных вод, ч. I, вып. 3, Госхимтехиздат, 1936.
  11. Гатальский М А. Подземные воды Белоруссии в связи с оценкой перспектив ее нефтегазоносности. Геология, гидрогеология и нефтеносность Белоруссии. Тр. ВНИГРИ, вып. 25. Гостоптехиздат, 1963..
  12. Дудова М.Я. Оценка методов определения нафтеновых кислот. Бюлл. НТИ, № 1 (51). «Недра», 1964.
  13. Карцев А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. Гостоптехиздат, 1963.
  14. Карцев А.А., Шугрин В.П. Геохимические методы исследований при поисках нефти и газа. «Недра», 1964.
  15. Методическое руководство по гидрогеологическим, гидрохимическим и микробиологическим исследованиям для оценки перспектив нефтегазоносности недр. Гостоптехиздат, 1961.
  16. Сvлин В.А. Гидрогеология нефтяных месторождений: Гостоптехиздат. 1948.                            
  17. Швец В.М. Некоторые данные об органическом веществе подземных вод. «Сов. геология», № 6, 1959.
  18. Швец В.М. Органическое вещество в грунтовых водах Севера Европейской части СССР. Тр. ВСЕГИНГЕО, сб. № 19. Госгеолтехиздат,1961.
  19. Швец В.М. О некоторых закономерностях распространения органических веществ в подземных водах. В сб. «Вопросы геохимии подземных вод». Тр. ВСЕГИНГЕО, нов. сер. № 9, «Недра», 1964.
  20. Швец В.М. Органические вещества подземных вод и их использование как показателей нефтегазоносности. В сб. «Прямые методы поисков нефти и газа (нефтепоисковая геохимия)». «Недра», 1964.


1 Обзор изученности органического вещества поземных вод приводится в работах В. М. Швеца (1964) и Е. А. Барс и С. С. Коган (1965).

2 Эти методики частично опубликованы в «Методическом руководстве по гидрогеологии для изучения перспектив нефтегазоноснсти (1961), а также рассмотрены в статье Е.Л. Быковой в настоящем обзоре.

3 Подробнее о нафтеновых кислотах см. в статье М.Я.Дудовой в настоящем обзоре

4 Эти данные получены по методике, исключающей завышение результатов анализа за счет хлор-иона.

5 Разгонка нефтяных углеводородов петролейным эфиром, так же как и разгонка нефти, дает на  хроматографической бумаге три зоны — масел, смол и асфальтенов.