|
|
|
|
УДК (546.027+ 350.84):553.98(571.1) |
H.В. Лопатин, М.А. Мойя, Т. П. Емец. 1992 |
Об изотопно-геохимической характеристике нефтей и органического вещества глин тюменской свиты Западно-Сибирского бассейна
Н.В. ЛОПАТИН. М.А. МОЙЯ, Т.П. ЕМЕЦ (ГЕОХИ РАН)
Нижне-среднеюрские терригенные отложения тюменской свиты, представленные главным образом субконтинентальными литофациями седиментитов, широко распространены в Западно-Сибирском мегабассейне. Еe площадь составляет свыше 2 млн. км2, а мощность варьирует от десятков метров до 1,5 км и более. Полифациальный спектр седиментации включает следующие обстановки: озерного внутриконтинентального бассейн в условиях гумидного климата (битуминозные черные глины); аллювиальной группы - аллювиальные конусы выноса, прирусловые намывные валы, пойменные озера и болота (песчаники, углистые алевролиты и глины, угли); низменной аккумулятивной равнины, лагунных и прибрежно-морских водоемов (терригенные седиментиты). В геологическом разрезе свиты доминируют глинистые породы с каолинит-хлорит-гидрослюдистым набором минералов и существенной примесью слабоподвижных смешанослойных образований со значительной железистостью.
Традиционное представление о такого рода литофациях как о бедном источнике нефти было поколеблено открытием в тюменских песчаных резервуарах около 130 залежей нефти и газоконденсата, что вновь пробудило интерес к проблеме диагностики нефтематеринских отложений и выявления генетических связей между нефтями в многопластовых месторождениях. М.К. Калинко [3] отметил, что скопления нефти установлены в континентальных отложениях 53 НГП из 140 разведанных. Среди таких осадочно-породных бассейнов могут быть выделены бассейны Китая (Сунляо, Ордосский, Цайдамский, Бохайваньский, Таримский, Джунгарский), США (Юинта), Австралии (Эроманга. Гипсленд, Купер, Корнарвон, Сурат-Боуэн), Западной Африки (Нигер, Дуала), Индонезии (Махакам) и др. Очевидно, здесь мы имеем дело с разнообразными типами керогена: от богатейшего по нефтегенерационному потенциалу типа I с водородным индексом HI = 900-1100 мг УВ/г Сорг до предельно бедного источника нефти - керогена типа III - НI < 150 мг УВ/г Сорг [4].
За последние годы накопилась масса полезной органо-геохимической информации о составе керогена и нефтей из субконтинентальных литофаций седиментитов. Химико-кинетические вопросы и «бассейновое» моделирование процесса реализации нефтегенерационного потенциала отложений рассмотрены в той степени, в какой они необходимы для понимания проблемы. Однако пока еще трудно провести точную границу между нефтями разных генетических ассоциаций. В этом случае может быть полезным опробованный в настоящей работе метод изотопно-фракционной диагностики нефтематеринских отложений, разработанный в ГЕОХИ РАН Э.М. Галимовым.
Реализация
метода генетического сопоставления состава нефтей и битумоидов, основанного на
закономерностях распределения стабильных изотопов углерода во фракциях,
различающихся по полярности [1], включала следующие аналитические процедуры. Из
образца глин экстрагировали битумоид смесью метилового спирта и бензола (1:9),
из которого в избытке пентана осаждали асфальтены (А). Затем экстракт
фракционировали на колонке с силикагелем различными элюэнтами: углеводородную
фракцию гексаном (Г), оставшиеся на колонке смолы последовательно гексан-
бензольной смесью (ГБ), бензолом (Б) и бензол-метанолом (БМ). Аналогичным
образом разделялась отбензиненная нефть. Углерод выделенных фракций переводили
в СО2 путем окисления в атмосфере кислорода при 800 С в присутствии
окиси меди. Изотопный состав пробы анализировали на масс-спектрометре
ВАРИАНТ-МАТ-230 с погрешностью ±0,05 %. Воспроизводимость результатов, включая
обработку исходного образца, составляет ± (0,1-0,3) 
. Фракционирование
пробы и последующий изотопный анализ выполняли дважды. Результаты приводятся в
величинах 
(), отнесенных к стандарту
РОВ.
Пиролиз керогена глин осуществляли на установке Рок-Эвал III. В условиях кратковременного воздействия (3 мин) температуры 300 °С выделяются жидкие УВ нефтяного ряда, составляющие пик S1. Термокрекинг керогена при нагреве от 300 до 600 °С со скоростью 30 °С в минуту позволил определить количество нефти (пик S2), которое может образоваться при исчерпывающей реализации его нефтегенерационного потенциала. Пятиминутное сожжение остаточного ОВ в токе воздуха при 600 °С дает возможность рассчитать содержание Сорг [4]. В качестве стандарта была принята глинистая слабопреобразованная (ПК3) порода, содержащая 2,15 % ОВ гумусового типа. Воспроизводимость результатов: для S1 ±10, для S2 ±15, для Сорг ±15%. Инструментальная погрешность (мг/г породы) измерений не превышала 0,03 для S1, 0,05 для S2, 0,1 для Сорг. Анализ состава алканов нефтей и битумоидов выполняли на хроматографе «Цвет-162».
В качестве основного объекта исследований были выбраны нефти и пробы керна из многопластового нефтяного Талинского месторождения, самого крупного по масштабам нефтенакопления в тюменской свите Западной Сибири. Здесь же в пределах Красноленинского свода отобраны нефти Ем-Еговского и Пальяновского месторождений, а из района Сургутского свода - пробы нефти и керн из пласта Ю2 Восточно-Сургутского месторождения (рис. 1). На севере Западной Сибири изучали нефти и битумоиды тюменских глин Уренгойского, Геологического и Бованенковского месторождений.
Методом пиролиза керогена изучено более 300 образцов глин и аргиллитов. Наиболее представительные из них, характеризующие достаточно мощные слои возможно нефтематеринской породы (>=8-10 м) и с относительно высоким нефтегенерационным потенциалом (По этому признаку из рассмотрения исключены углистые apгиллиты.), приведены в табл. 1. Для Уренгойского района типичны аргиллиты, сохранившие в условиях градации катагенеза МК3-МК4 (даже в образцах с высоким содержанием Сорг) умеренный или бедный нефтегенерационный потенциал: S2 =5- 10 мг/г породы. Об этом также свидетельствуют низкие величины HI (98-144 мг/г Сорг). В Ямальском районе, где тюменская свита находится в зоне МК2, а литофациальные условия были более благоприятные, чем и Уренгойском районе, остаточный нефтегенерационный потенциал изменяется от 12 до 46 мг/г породы, а НI=200-459 мг/г Сорг. Хорошим нефтегенерационным потенциалом облачают также отдельные глинистые пласты тюменской свиты на Талинском месторождении Красноленинского свода: S2 =13-22 мг/г породы, HI =252 - 799 мг/г Сорг.
Важна также оценка остаточного нефтегенерационного потенциала нерастворимого ОВ тюменских глин (табл. 2). По этому критерию выделяют Усть-Балыкскую площадь Cургутского свода, где S2 , равный 122-141 мг/г керогена, показателен для превосходных нефтематеринских пород, а также Нижневартовскую с S2, составляющим 82 мг/г керогена. Низкие значения потенциала керогена отмечены в тюменских глинах на Уренгойской и Салымской площадях. Умеренный нефтегенерационный потенциал керогена зафиксирован на Малоатлымской, Ханты-Мансийской и Шеркалинской площадях.
Используя пиролитические данные, можно отнести территории Красноленинского свода, Широтного Приобья, а также Нурминского мегавала и Новопортовского поднятия к районам, где подтверждается мнение о тюменском источнике нефтей в нижне- и среднеюрских продуктивных резервуарах.
Изотопный состав нефтей
тюменской свиты изменяется от -25,36 до -30,8. что в среднем по 33 пробам нефтей из
разных залежей составляет -28,22 , , 
битумоидов глин тюменской свиты - 24,30-
-28,82.
среднее по 26 образцам - 26,35,
а у керогена среднее по 20 образцам равно -25,63. Эти данные целесообразно сравнить с
аналогичными показателями баженовской свиты и нефтей, генетически связанных с
ней: -31.54 по 24
нефтям нижнего мела из Самотлорского, Федоровского, Ван-Еганского и других
месторождений Широтного Приобья и баженовской свиты Салыма: -30,86 по 18
битумоидам баженовской свиты в Широтном Приобье; -30,45 по девяти образцам керогена.
Очевидна разная изотопная специализация нефтей и нефтематеринских отложений у обоих сравниваемых литолого-стратиграфических комплексов: это проявляется в обогащении углерода керогена и нефтей тюменской свиты тяжелым изотопом на фоне изотопно-легких нефтей и керогена баженовской свиты [2].
Данные об изотопном
составе углерода пяти фракции нефтей и битумоидов из продуктивной тюменской
свиты на Талинском месторождении - ключевом объекте исследований - представлены
в табл. 3 и на рис. 2. Здесь же
приведены схематичные геологические построения, иллюстрирующие
тектоно-стратиграфическую привязку проб. Распространено мнение о том, что нефти
пластов ЮК2 - ЮК9-11, имеют общие или весьма близкие
нефтематеринские источники. Однако оно не находит прямого подтверждения в
приведенных данных
табл. 3.
Выделяются по меньшей мере по два типа изотопно-фракционных кривых нефтей: 1)
«сублинейный», в котором распределение изотопов углерода по фракциям следует
прогрессирующему «утяжелению» величин от гексановой (углеводородной) фракции, к
асфальтенам - нефти пластов Ю2, Ю6 и Ю6-7,
(пробы 47, 49 и 46); 2) «серповидный»,
для которого показательно, что гексановая и асфальтеновая самые изотопно-легкие
фракции нефти пластов ЮК4 и ЮК9-11 (пробы 44 и 118). Как
известно, изотопная форма первого из них
связана с особенностями биологического и диагенетического фракционирования
изотопов углерода в литофациальных обстановках, где было значительным
накопление наземной биомассы, а второго - со специфическим развитием
седиментогенеза и диагенеза для кремнистых форм биопродуцентов фотосинтетиков
[1].
Общая особенность битумоидов глин, отобранных из разных горизонтов тюменской свиты на Талинском месторождении, - выравненность изотопного состава всех фракции. Кроме того, фракция асфальтенов изотопически несколько тяжелее других фракций. В основных чертах изотопные свидетельства подтверждают, что этот тип нефтематеринской породы был источником промышленной нефтеносности, по крайней мере, в пластах ЮК2, ЮК6 и ЮК6-7.
Отметим также, что нефть, полученная при испытании отложений тюменской свиты и кровли палеозоя на Пальяновской площади (проба 53), и нефти из шеркалинской пачки на Талинском месторождении (проба 118) имеют полностью совпадающее распределение изотопов углерода по фракциям.
Изотопно-фракционные
кривые нефтей и битумоидов тюменской свиты Красноленинского свода и Восточно-Сургутского
месторождения и данные о нефтях Самотлорского и Федоровского месторождении и
битумоидах баженовской свиты приведены на рис. 3. Большая
часть кривых нефтей первой и второй группы имеет близкий серповидный облик, что
указывает на возможную генетическую связь с сапропелевым ОВ. Все фракции нефтей
тюменской группы на 2-2.5 
тяжелее баженовской. Это
обстоятельство, наряду с тем, что и керогена тюменских глин
по сравнению с керогена баженовских
тяжелее на 3-3,5 , позволяет подтвердить
различие их источников.
Изотопно-геохимические корреляции между нефтью и нефтематеринской породой однозначно свидетельствуют о преимущественно баженовском источнике нижнемеловых скоплений нефти на Самотлорском и Федоровском месторождениях (см. рис. 3). В тюменской свите идентифицированы нефтематеринские породы лишь для нефтей Талинского месторождения (пласты Ю2, Ю6, Ю6-7.). В этом качестве выступают сингенетичные этим пластам глинистые слои с сублинейной формой изотопных кривых (см. рис. 3, а, 3, б), нефтегенерационным потенциалом, близким к 15 мг УВ/г породы, и смешанным (II-III) типом керогена.
Большая часть нефтей из Талинского месторождения, обе нефти Восточно-Сургутского и нефть Пальяновского месторождений имеют изотопно-фракционные кривые серповидной формы (см. рис. 3, а), что, возможно, связано с гораздо большим вкладом липидного фитопланктонного ОВ озерных литофаний. Для этих нефтей типичны невысокие величины пристан/фитан - 0,89-1.24. Среди изученных образцов керна глин со схожим распределением изотопов углерода по фракциям не обнаружено. Вероятно, это связано с ограниченностью исследованной коллекции керна.
Группа нефтей тюменской свиты на севере Западно-Сибирского бассейна разделяется на две подгруппы (рис. 4, а): 1) нефти Уренгойского и Геологического месторождений с изотопно-фракционными кривыми, близкими к сублинейной форме; 2) нефть Бованенковского месторождения, изотопически более легкая и обладающая серповидной формой изотопной кривой.
Изотопно-фракционные кривые битумоидов нижне-среднеюрских глин, отобранных на указанных месторождениях, имеют типичную сублинейную форму (рис. 4, б).
Выводы
В геологическом разрезе тюменской свиты в Среднем Приобье и на Ямале встречены глинистые пласты, обладающие умеренно высоким, а в единичных случаях превосходным нефтегенерационным потенциалом. Пиролитические данные о нерастворимом ОВ подтверждают, что процессы генерации нефти могли активно развиваться в новейший этап геологической истории нижне-среднеюрских отложений.
Полученные сведения указывают на контрастное различие изотопного состава углерода нефтей и керогена тюменского и баженовско-нижнемелового литолого-стратиграфических комплексов: наиболее изотопно-тяжелые нефти и керогены относятся к первому из них, а изотопно-легкие ко второму.
Не подтверждается нередко высказываемая в литературе идея генетического единства нефтей ЮК2 - ЮК9-11 на Талинском месторождении и возможного здесь развития вертикальной миграции нефти из Шеркалинского природного резервуара. Некоторые нефти (ЮК2, ЮК6, Ю6-7) характеризуются сублинейной формой изотопно-фракционных кривых, что указывает на вероятную связь с бедными по нефтегенерационному потенциалу породами с керогеном типа III; кривые нефтей ЮК4, ЮК9-11 имеют серповидную форму, отражающую повышенное содержание липидов в исходных биопродуцентах аквальных обстановок, благоприятных для формирования нефтематеринского керогена типа II.
Сравнение кривых распределения изотопов углерода во
фракциях, различающихся по полярности, между нефтями ЮК4, ЮК9-11 Талинского
месторождений, с одной стороны, и нефтями нижнего мела Самотлорского и
Федоровского, с другой, показало, что они имеют близкий тип кривых, но при этом
все фракции нефтей первой группы на 2-2,5 
тяжелее фракций нефтей второго.
Изучение нефтей и битумоидов аргиллитов тюменской свиты Уренгойского и Геологического месторождений позволило установить одинаковый тип изотопно-фракционных кривых, характерный для бедного по нефтегенерационному потенциалу керогена типа III.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Галимов Э.М., Фрик М.Г. Изотопный метод диагностики нефтематеринских отложений // Геохимия.- 1985.- № 10.- С. 1474-1484.
2. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович. И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др.- М.: Недра.- 1975.
3. Калинко М.К. Об относительных масштабах нефтеобразования в континентальных отложениях // Труды ВНИГНИ. - М. - Вып. 246. - С. 106-113.
4. Лопатин Н.В.. Емец Т.П.. Пиролиз в нефтегазовой геохимии.- М.: Наука.- 1987.
The carbon isotopic composition of oils, bitumoids and their fractures (21 oils and 16 biiuminoids from clays), as well as ihe residual oil-generating potential of more than 300 samples of Lower-Middle Jurassic- clays and claystones taken from the Middle Preobie and Western Siberia northern subbasin fields has been investigated. The Tyumen genetic branch of petroleum formation and accumulation, judging from the distribution of carbon isotopes in the fractions differing in polarity, is fundamentally different from the Bazhenov one. Within the tyumen lithostratigraphic unit there may be distinguished two types of oils. i. e. with sublinear and crescent-shaped forms of the distribution of dC13 values.
Таблица 1. Результаты пиролиза глин и аргиллитов тюменской свиты Западной Сибири
|
Площадь, скважины |
Глубина, м |
S1, мг УВ/г |
S2, породы |
Cорг, % |
HI, мг УВ/г Сорг |
Tmax, С |
|
|
Новопортовская |
146 |
2060.3 |
1.23 |
17.18 |
3.74 |
459 |
432 |
|
|
161 |
2694 |
7,01 |
46,57 |
13,85 |
336 |
434 |
|
|
144 |
2052 |
0,66 |
6,75 |
2.51 |
268 |
429 |
|
Бованенковская |
114 |
2721.5 |
1,28 |
13,11 |
5.47 |
239 |
453 |
|
|
114 |
2728,3 |
2,22 |
19,54 |
9,31 |
209 |
452 |
|
|
116 |
2527 |
4.64 |
16.04 |
5.01 |
347 |
448 |
|
|
116 |
2634.7 |
4.23 |
12.85 |
4.5 |
285 |
451 |
|
Уренгойская |
265 |
3724,4 |
2,31 |
10,49 |
5,4 |
194 |
457 |
|
|
254 |
3998 |
1.92 |
7.6 |
4.04 |
188 |
461 |
|
|
282 |
4388 |
1.71 |
5.36 |
5.43 |
98 |
483 |
|
|
411 |
3704,4 |
4,56 |
11,68 |
6 |
194 |
452 |
|
|
411 |
3877 |
1,63 |
5,9 |
4,49 |
131 |
460 |
|
Самбургская |
700 |
4253.2 |
2.43 |
6.14 |
4.71 |
130 |
472 |
|
|
700 |
4444,8 |
2,78 |
9,35 |
8,51 |
109 |
480 |
|
Талинская |
129 |
2550 |
0,84 |
13,58 |
4,6 |
295 |
442 |
|
|
129 |
2553 |
7.71 |
18.87 |
6.19 |
304 |
448 |
|
|
129 |
2594.5 |
1,56 |
19,24 |
7,62 |
252 |
443 |
|
|
129 |
2682 |
1,97 |
22,94 |
2,87 |
799 |
440 |
|
|
129 |
2682.5 |
1.21 |
14.61 |
5,23 |
279 |
438 |
Таблица 2. Результаты пиролиза керогена. извлеченного из глин тюменской свиты Западной Сибири (мг УВ/г керогена)
|
Площадь, скважина |
Глубина, м |
S1 |
S2 |
|
Шеркалинская. 131 |
2420 |
11,73 |
54.34 |
|
Нижневартовская, 2-Р |
2760 |
5 |
82 |
|
Уренгойская, 259 |
50О9 |
7,91 |
32,5 |
|
Медвежья, 30 |
3654 |
16,5 |
50 |
|
Салымская, 184 |
3404 |
4.8 |
36.8 |
|
Устъ-Балыкская, 1200 |
3329 |
10.86 |
141.73 |
|
Устъ-Балыкская, 1200 |
3339 |
18.69 |
122,6 |
|
Ханты-Мансийская. 15 |
3070 |
16,66 |
57.14 |
|
Ханты-Мансийская. 15 |
3100 |
9.54 |
49.54 |
|
Малоатлымская. 1 |
2705 |
15,5 |
49.5 |
Таблица 3. Изотопный состав углерода нефтей и битумоидов тюменской свиты Талинского месторождения
|
Проба |
Скважина |
Интервал отбора, м |
Пласт, возраст |
|
|||||
|
Фракции |
Исходная нефть (битумоид) |
||||||||
|
гексановая |
Гексан-бензольная |
бензольная |
Бензол-метанольная |
асфальте новая |
|||||
|
Нефти |
|||||||||
|
47 |
120 |
2481-2506 |
Ю2 |
-30,12 |
-28.85 |
- 28,78 |
-28.57 |
-28.15 |
-29.78 |
|
44 |
87 |
2504-2513 |
Ю4 |
-30.69 |
-27,89 |
- 27,19 |
-27.96 |
-28.91 |
-30,57 |
|
49 |
103 |
2643-2652 |
Ю6 |
-30.46 |
-29.17 |
-27.31 |
-27.68 |
- 26,86 |
-30.06 |
|
46 |
120 |
2585-2594 |
Ю6-7 |
-29,58 |
-28,78 |
- 28,23 |
-28,07 |
- 28,04 |
-30,17 |
|
117 |
125 |
2698-2717 |
Ю9-11 |
-28,83 |
-28,43 |
-27.91 |
-27.96 |
- 28,91 |
-29,22 |
|
118 |
140 |
2630-2694 |
Ю9-11 |
- 30,67 |
- 28.84 |
-28,00 |
-28,06 |
-28,98 |
-29.79 |
|
Битумоиды глинистых пород |
|||||||||
|
174 |
123 |
2572.4 |
J1 |
-28,13 |
-28.13 |
-27.27 |
-27.41 |
-26,07 |
-28,10 |
|
178 |
113 |
2724.8 |
J1 |
-28.02 |
-26.10 |
-26.66 |
-26.59 |
-24.05 |
-29.13 |
|
1263 |
129 |
2609,0 |
J1 |
-26.64 |
-24.05 |
-23,75 |
-23.94 |
-23.74 |
-25.42 |
|
183 |
129 |
2640,0 |
J1 |
-25.46 |
-23,98 |
-23.99 |
-24.10 |
-23,86 |
-24,30 |
|
172 |
140 |
2633,8 |
J1 |
-26.30 |
- 24,91 |
-24,99 |
-25.61 |
-24.71 |
-24.74 |
|
182 |
113 |
2655.5 |
J1 |
-25.57 |
-24.48 |
-25.15 |
-25.84 |
-24.12 |
-24.72 |
Рис. 1. Схема расположения изученных месторождений нефти Западной Сибири.
1 граница распространения нижне-среднеюрских отложений: 2 - месторождения: 1 - Бованенковское, 2 Уренгойское, 3 – Геологическое, 4 -Талинское. 5 - Ем-Еговское. 6 - Пальяновское. 7 - Федоровское. 8 - Восточно-Сургутское. 9 – Самотлорское
Рис. 2. Структурная карта (а), схематический разрез (б) и изотопный состав углерода фракций битумоидов (в) и нефтей (г) отложений тюменской свиты на Красноленинском своде:
1 - Изогипсы по кровле тюменской свиты, м; 2 - скважины, в которых были отобраны пробы; 3 - глины; 4 - переслаивание песчаников, алевролитов и глин; 5 залежь нефти; 6 проба нефти; 7 - образец керна; 8 - кристаллические породы. Месторождения: Т - Талинское, П Пальяновское. Е - Ем-Еговское
Рис. 3. Изотопный состав углерода фракций нефтей и битумоидов глин Красноленинского свода и Среднего Приобья.
а - нефти тюменской свиты: Талинское месторождение, проба 47, скв. 120, интервал 2381-2506 м, пласт Ю2; проба 44. скв. 87, 2504-2513 м, Ю4; проба 49, скв. 103, 2643-2652 м, Ю2; проба 46, скв. 120, 2585-2504 м, Ю6-7; проба 118, скв. 140, 2630-2694 м, Ю9-11; Ем-Еговское, проба 119, скв. 1004, 2382-2405 м, Ю2; Пальяновское, проба 53, скв. 99. 2465-2572 м, PZ; Восточно-Сургутское. проба 75, скв. 78, 2962-2968, Ю2; проба 76, cкв. 188, 2868-2881 м, Ю2; б битумоиды глин тюменской свиты: Талинское, обр. 174, скв. 123, глубина 2572 м; обр. 178, скв. 113, 2725 м; обр. 1263, скв. 129, 2609 м; обр. 183, скв 129, 2640 м; обр. 172, скв. 140, 2634 м; обр. 182, скв. 113, 2656 м; Восточно-Сургутское, обр. 235, скв. 63, 2842 м; в - нефти, генетически связанные с баженовской свитой: Федоровское, обр. 195. скв. 2223, 2198-2210 м, БС1-2; обр. 194, скв. 3901, 2403-2399 м, БС; обр. 192, скв. 2229, 2633-2632 м, БС10; Самотлорское, обр. 189, скв. 2109, 2193- 2203 м, БВ8; обр. 186, скв. 10262, 2212-2221 м, БВ; обр. 184, скв. 12863, 2290- 2302 м, БВ10; г - битумоиды глин баженовской свиты: Салымское, обр. 195, скв. 174, 2914 м; Ершовское. обр. 230, скв. 230, 2549 м; Самотлорское, обр. 260, скв. 1056, 2495 м.
Рис. 4. Изотопный состав углерода фракций нефтей и битумоидов глин тюменской свиты северных районов Западной Сибири.
а нефти: Бованенковское месторождение, обр. 269, скв. 116, 2794 -2824 м; Уренгойское, обр. 155, скв. 254, 3976-3983 м; обр. 122, скв. 265: Геологическое, обр. 252, скв. 9, 2707-2765 м; обр. 280, скв. 14, 4892 -4920 м; б - битумоиды глин: Бованенковское, обр. 205, скв. 116, 2635 м; обр. 206, скв. 116, 2813 м: Уренгойское, обр. 6, скв. 254, 3789 м; обр. 9. скв. 254, 4003 м; Геологическое, обр. 79. скв. 3, 3640 м; обр. 84, скв. 3, 3797 м