georesГеоресурсыGeoresources1608-50431608-5078Georesursy LLC10.18599/grs.2024.1.7geores-232Research ArticleСТАТЬИRESEARCH ARTICLESИдентификация компонентного состава твердой углеводородной фазы в пласте и оценка ее влияния на поведение подвижного флюида баженовской свиты в процессе разработки залежиIdentification of the Composition and Assessment of the Influence of the Solid Hydrocarbon Phase in the Reservoir on the Behavior of the Mobile Fluid of the Bazhenov Formation During the Reservoir DevelopmentЮщенкоТ. С.YushchenkoT. S.

Тарас Сергеевич Ющенко – кандидат физ.-мат. наук, руководитель направления по PVT и работе скважин

190000, Санкт-Петербург, ул. Почтамтская, д. 3-5, Литера А, ч.пом. 1Н, каб. 2401

Taras S. Yushchenko – Cand. Sci. (Physics and Mathematics), Head of PVT and Well Operations

3-5, Litera A, Pochtamtskaya st., St. Petersburg, 190000

Yuschenko.TS@gazprom-neft.ruСанниковаИ. АSannikovaI. A.

Ирина Алексеевна Санникова – кандидат геол.-мин. наук, главный специалист

190000, Санкт-Петербург, ул. Почтамтская, д. 3-5, Литера А, ч.пом. 1Н, каб. 2401

Irina A. Sannikova – Cand. Sci. (Geology and Mineralogy), Chief Specialist

3-5, Litera A, Pochtamtskaya st., St. Petersburg, 190000

Sannikova.IA@gazprom-neft.ruКульковМ. Г.KulkovM. G.

Михаил Григорьевич Кульков – заведующий лабораторией хроматографических методов исследования

628011, Ханты-Мансийск, ул. Студенческая, д. 2

Mikhail G. Kulkov – Head of the Laboratory of Chromatographic Research Methods

2, Studencheskaya st., Khanty-Mansiysk, 628011

KulkovMG@nacrn.hmao.ruБрусиловскийА. И.BrusilovskyA. I.

Александр Иосифович Брусиловский – доктор тех. наук, профессор, ведущий эксперт

190000, Санкт-Петербург, ул. Почтамтская, д. 3-5, Литера А, ч.пом. 1Н, каб. 2401

Alexander I. Brusilovskiy – Dr. Sci. (Technical Sciences), Professor, Leading Expert

3-5, Litera A, Pochtamtskaya st., St. Petersburg, 190000

Brusilovskiy.AI@gazprom-neft.ruСалахидиноваГ. Т.SalakhidinovaG. T.

Гульмира Темирхановна Салахидинова – кандидат геол.-минерал. наук, старший научный сотрудник лаборатории хроматографических методов исследования

628011, Ханты-Мансийск, ул. Студенческая, д. 2

Gulmira T. Salakhidinova– Cand. Sci. (Geology and Mineralogy), Senior Researcher at the Laboratory of Chromatographic Research Methods, V.I. Shpilman Research and Analytical Centre for the Rational Use of the Subsoil

2, Studencheskaya st., Khanty-Mansiysk, 628011

SalakhidinovaGT@nacrn.hmao.ruАлиевА. Э.AlievA. E.

Азим Энверович Алиев – инженер 1 категории лаборатории хроматографических методов исследования

628011, Ханты-Мансийск, ул. Студенческая, д. 2

Azim Enverovich Aliev – Engineer of the lLaboratory of Chromatographic Research Methods

2, Studencheskaya st., Khanty-Mansiysk, 628011

AlievAE@nacrn.hmao.ruГавриловА. Е.GavrilovA. E.

Александр Евгеньевич Гаврилов – руководитель направления

190000, Санкт-Петербург, ул. Почтамтская, д. 3-5, Литера А, ч.пом. 1Н, каб. 2401

Aleksandr E. Gavrilov – Head of the Department

3-5, Litera A, Pochtamtskaya st., St. Petersburg, 190000

Gavrilov.AE@gazprom-neft.ruГазпром нефтьРоссияGazprom Neft, St. PetersburgRussian FederationГазпром нефтьРоссияGazprom NeftRussian FederationНАЦ РН им. В.И, ШпильманаРоссияV.I. Shpilman Research and Analytical Centre for the Rational Use of the SubsoilRussian FederationГазпром нефть; Институт проблем нефти и газа РАНРоссияOil and Gas Research Institute of Russian Academy of SciencesRussian FederationНАЦ РН им. В.И, ШпильманаРоссияOil and Gas Research Institute of Russian Academy of SciencesRussian Federation2024060620242617899Copyright © Ющенко Т.С., Санникова И.А., Кульков М.Г., Брусиловский А.И., Салахидинова Г.Т., Алиев А.Э., Гаврилов А.Е., 20242024Ющенко Т.С., Санникова И.А., Кульков М.Г., Брусиловский А.И., Салахидинова Г.Т., Алиев А.Э., Гаврилов А.Е.Yushchenko T.S., Sannikova I.A., Kulkov M.G., Brusilovsky A.I., Salakhidinova G.T., Aliev A.E., Gavrilov A.E.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://www.geors.ru/jour/article/view/232

работе проведена идентификация компонентного состава исходной пластовой углеводородной (УВ) системы баженовской свиты, а также оценка влияния наличия тяжелой твердой УВ-фазы (битума) в пласте на добычу подвижных флюидов с применением методов PVT-моделирования. Описаны необходимые эксперименты для определения компонентного состава до фракции С81+ и PVT-свойств пластового подвижного флюида, отобранного из скважины, и экстракта битумоидов из породы, представлены их результаты. Кроме того, установлены свойства УВ-фракций до С81+ в зависимости от молекулярной массы для PVT-моделирования (выполнено расширение таблицы Катца – Фирузабади). Получена оценка соотношения связанной и свободной нефти в составе исходной пластовой системы. На основе данных геохимических исследований пластового флюида и битумоида изучен компонентный состав исходной системы (на примере баженовской свиты) с помощью пиролиза горной породы. На базе результатов исследований проб пластового подвижного флюида построена и адаптирована PVT-модель для оценки свойств исходной пластовой УВ-системы с настройкой на долю твердой фазы в пласте при начальных пластовых условиях. На основе PVT-модели изучено влияние наличия твердой фазы в составе пластовой системы на поведение подвижного УВ-флюида при разработке залежи на истощение, а также на применение методов увеличения нефтеотдачи (закачки попутного нефтяного газа и тепловых методов воздействия на пласт).

The purpose of the work is to identify the composition of the initial reservoir hydrocarbon (HC) system of the Bazhenov formation, as well as to assess the influence of the presence of a heavy solid hydrocarbon phase (bitumen) in the formation on the production of mobile fluids using PVT modeling methods. The article describes the necessary experiments to determine the component composition of the C81+ fraction and the PVT properties of the formation mobile fluid taken from the well and the bitumen extract from the rock, and also presents their results. In addition, the properties of fractions up to C81+ were calculated depending on the molecular weight for PVT modeling (extension of the Katz-Firuzabadi table). One of the important parts of the article is the assessment of the ratio of bound and free oil in the original reservoir system. Based on geochemical research data, an analysis was performed to assess the component composition of the original system (using the example of the Bazhenov Formation) using rock pyrolysis and studying formation fluid and bitumen. Using the results of studies of reservoir fluid samples, a PVT model was built and tuned. This PVT model was used to assess the properties of the initial reservoir hydrocarbon system and was adjusted to the fraction of the solid phase in the reservoir at the initial reservoir conditions. After this, based on the PVT model, an assessment was made of the influence of the presence of a solid phase in the composition of the reservoir system on the behavior of a mobile hydrocarbon fluid during reservoir development for depletion, as well as on the use of enhanced oil recovery methods (injection of associated petroleum gas and thermal methods of influencing the reservoir).

баженовская свитаPVT-модельбитумоидпластовая углеводородная системалабораторные исследованиягеохимические исследованияBazhenov formationPVT modelbitumenreservoir hydrocarbon systemlaboratory studiesgeochemical studiesReferencesБрусиловский А.И. (2002). Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 575 с.Abrams M.A., Gong C., Garnier C., Sephton M.A. (2017). A new thermal extraction protocol to evaluate liquid rich unconventional oil in place and in-situ fluid chemistry. Marine and Petroleum Geology, 88, pp. 659–675. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2017.09.014Волков В.А., Олейник Е.В., Оксенойд Е.Е., Сидоров А.А. (2016). Строение и генерационный потенциал баженовской свиты на территории центральной части Западной Сибири. Геология и минерально-сырьевые ресурсы, (3), с. 79–98.Al Solial A.J., Shaikh A., Idrees A.K. (2023). Identification and Mapping of Gas Reservoir Bitumen. Middle East Oil, Gas and Geosciences Show, SPE-213390-MS. https://doi.org/10.2118/213390-MSВторушина Э.А., Булатов Т.Д., Козлова Е.В., Кульков М.Г. (2022). Пиролитические критерии оценки степени термической зрелости органического вещества баженовской свиты. Геология нефти и газа, (4), с. 53–63. https://doi.org/10.31087/0016-7894-2022-4-53-63Beti D.R., Ring T.A. (2019). Programmed temperature pyrolysis: Alterations to the standard method. Sorkhabi R. (ed.) Encyclopedia of Petroleum Geoscience. Encyclopedia of Earth Sciences Series. Springer, Cham., pp. 1–12. https://doi.org/10.1007/978-3-319-02330-4_302-1Гутман И.С., Потемкин Г.Н., Батурин А.Ю., Маслянко М.Ю., Козлова Е.В., Спасенных М.Ю., Булатов Т.Д. (2019). Изучение баженовской свиты Западной Сибири на различных уровнях по данным пиролитических исследований как основа объективной оценки углеводородного потенциала. Недропользование XXI век, 79(3), с. 102–115.Brusilovsky A.I. (2002). Phase transformations during the development of oil and gas fields. Moscow: Grail, 575 p. (In Russ.)Калмыков Г.А. (2016). Строение баженовского нефтегазоносного комплекса как основа прогноза дифференцированной нефтепродуктивности: Дис. … д-ра геол.-минерал. наук. М., 391 с.Chen S., Fan X., Lu J., Wang X., Fei A. (2010). Impact of bitumen on reservoir properties and hydrocarbon accumulation. Petroleum Exploration and Development, 37(1), 1793-0, pp. 70–76.Козлова Е.В., Фадеева Н.П., Калмыков Г.А., Балушкина Н.С., Пронина Н.В., Полудеткина Е.Н., Костенко О.В., Юрченко А.Ю., Борисов Р.С., Бычков А.Ю., Калмыков А.Г., Хамидуллин Р.А., Стрельцова Е.Д., Борисов М.В. (2015). Технология исследования геохимических параметров органического вещества керогенонасыщенных отложений (на примере баженовской свиты, Западная Сибирь). Вестник Московского университета. Серия 4. Геология, (5), с. 44–53.Cheremisin A.N., Mukhina E.D., Ushakova A.S., Prochukhan K.Yu., Kasyanenko A.A. (2022). Chemical, gas and thermal EOR for the Bazhenov formation. Neftegaz.ru, 5–6, pp. 58-64. (In Russ.)Конторович А.Э., Костырева Е.А., Родякин С.В., Сотнич И.С., Ян П.А. (2018). Геохимия битумоидов баженовской свиты. Геология нефти и газа, (2), с. 79–88.Gomaa S., El-Hosboudy A.N. (2018). New Correlation Predicting Molecular Weight of Petroleum Fractions. Petroleum & Petrochemical Engineering Journal, 2(1), pp. 1–5. https://doi.org/10.23880/PPEJ-16000139Конторович А.Э., Меленевский В.Н., Занин Ю.Н., Замирайлова А.Г., Казаненков В.А., Казарбин В.В., Махнева Е.Н., Ямковая Л.С. (1998). Литология, органическая геохимия и условия формирования основных типов пород баженовской свиты. Геология и геофизика, 39(11), с. 1477–1491.Gutman I.S., Potemkin G.N., Baturin A.Yu., Maslyanko M.Yu., Kozlova E.V., Spasennykh M.Yu., Bulatov T.D. (2019). Study of the West Siberian Bazhenov Formation at multiple levels according to pyrolysis data as the basis for the unbiased assessment of petroleum potential. Nedropolzovanie XXI vek, 79(3), pp. 102–115. (In Russ.)Кульков М.Г., Вторушина Э.А. (2019). Ускоренная экстракция ASE – как эффективный метод извлечения битумоидов при выполнении пиролитических и хроматографических исследований кернового материала. Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа – Югры: Материалы XXII науч.-практ. конф. Ханты-Мансийск: АУ «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана», Т. 2, с. 79–90.Handbook of Oil and Gas Geology (1984). Ed. N.A. Eremenko. Moscow: Nedra, 480 p. (In Russ.)Лопатин Н.В., Емец Т.П. (1999). Нефтегенерационные свойства баженовской свиты на территории Ханты-Мансийского автономного округа. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск: ХМПИ, Т. 1, с. 116–123.Kalmykov G.A. (2016). The structure of the Bazhenov oil and gas complex as the basis for forecasting differentiated oil productivity. Dr. Geol. and Mineral. Sci. Diss. Moscow: MSU. (In Russ.)Мурадов А.В., Диева Н.Н., Кравченко М.Н., Перехожев Ф.А. (2018). ВПГ и ТГХВ на пластах баженовской свиты. Neftegaz.Ru, (3), с. 62–69.Katz D.L., Firoozabadi A. (1978). Predicting Phase Behavior of Condensate/Crude-Oil Systems Using Methane Interaction Coefficients. Journal of Petroleum Technology, 30(11), SPE-6721-PA, pp. 1649–1655. https://doi.org/10.2118/6721-PAСалахидинова Г.Т., Кульков М.Г., Вторушина Э.А. (2022). Повышение достоверности оценки степени катагенеза органического вещества баженовской свиты путем комплексирования пиролитических и молекулярных параметров (в пределах северо-западной части территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры). Геология нефти и газа, (6), с. 85–98. https://doi.org/10.31087/0016-7894-2022-6-85-98Kontorovich A.E., Kostyreva E.A., Rodyakin S.V., Sotnich I.S. and others (2018). Geochemistry of bitumens of the Bazhenov formation. Geologiya nefti i gaza = Russian Oil and Gas Geology, 2, pp. 79–88. (In Russ.)Самойленко В.В. (2011). Геохимия органического вещества баженовской свиты юго-востока Западной Сибири и генетически связанных с ним флюидов: Автореф. дис. … канд. геол.-минерал. наук. Томск, 22 с. Соболева Е.В. (2017). Формирование состава нефтей пласта Ю Баженовской свиты Салымского месторождения. Георесурсы, Спецвып. Ч. 2, с. 144–154. http://doi.org/10.18599/grs.19.15Kontorovich A.E., Melenevsky V.N., Zanin Yu.N., Zamirailova A.G., Kazanenkov V.A., Kazarbin V.V., Makhneva E.N., Yamkovaya L.S. (1998). Lithology, organic geochemistry and conditions for the formation of the main types of rocks of the Bazhenov Formation. Geologiya i Geofizika, 39 (11), pp. 1477–1491. (In Russ.)Справочник по геологии нефти и газа. (1984). Под ред. Н.А. Еременко. М.: Недра, 480 с.Kozlova E.V., Fadeeva N.P., Kalmykov G.A., Balushkina N.S. and others (2015). Technology for studying the geochemical parameters of organic matter in kerogen-saturated sediments (using the example of the Bazhenov formation, Western Siberia). Moscow University Bulletin. Series 4. Geology, 5, pp. 44–53. (In Russ.)Тихонова М.С., Иванова Д.А., Калмыков А.Г., Борисов Р.С., Калмыков Г.А. (2019). Методика ступенчатой экстракции пород высокоуглеродистых формаций для изучения компонентного распределения битумоидов и изменчивости их основных геохимических параметров. Георесурсы, 21(2), с. 172–182. https://doi.org/10.18599/grs.2019.2.172-182Kulkov M.G., Vtorushina E.A. (2019). Accelerated extraction ASE - as an effective method for extracting bitumen when performing pyrolytic and chromatographic studies of core material. Ways to realize the oil and gas potential of the Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug - Ugra: Proc. Sci and Pract. Conf. Khanty-Mansiysk: V.I. Shpilman Research and Analytical Centre for the Rational Use of the Subsoil, pp. 79–90. (In Russ.)Успенский В.А., Родионова К.Ф., Горская А.И., Шишкова А.П. (1966). Руководство по анализу битумов и рассеянного органического вещества горных пород (для лабораторий геологоразведочных организаций). Л.: Недра, 316 с.Lee B.I., Kesler M.G. (1975). A Generalized Thermodynamic Correlation Based on Three-Parameter Corresponding States. AIChE Journal, 21(3), pp. 510–527. https://doi.org/10.1002/aic.690210313Черемисин А.Н., Мухина Е.Д., Ушакова А.С., Прочухан К.Ю., Касьяненко А.А. (2022). Химические, газовые и тепловые МУН для баженовской свиты. Neftegaz.ru, (5–6), с. 58–64.Lopatin N.V., Yemets T.P. (1999). Oil generation properties of the Bazhenov formation on the territory of the Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug. Ways to realize the oil and gas potential of the Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug - Ugra: Proc. Sci and Pract. Conf. Khanty-Mansiysk, pp. 116–123. (In Russ.)Ющенко Т.С., Брусиловский А.И. (2022). Поэтапный подход к созданию и адаптации PVT-моделей пластовых углеводородных систем на основе уравнения состояния. Георесурсы, 24(3), с. 164–181. https:// doi.org/10.18599/grs.2022.3.14Maende A., Pepper A., Jarvie D.M., Weldon W.D. (2017). Advanced pyrolysis data and interpretation methods to identify unconventional reservoir sweet spots in fluid phase saturation and fluid properties (API gravity) from drill cuttings and cores. AAPG 2017 Annual Convention & Exhibition, Houston, Texas, https://www.searchanddiscovery.com/pdfz/documents/2017/80596maende/ndx_maende.pdf.htmlAbrams M.A., Gong C., Garnier C., Sephton M.A. (2017). A new thermal extraction protocol to evaluate liquid rich unconventional oil in place and in-situ fluid chemistry. Marine and Petroleum Geology, 88, pp. 659–675. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2017.09.014Michelsen M.L., Mollerup J. (2007). Thermodynamic Models: Fundamentals and Computational Aspects. Denmark: Tie-Line Publ., 382 p.Al Solial A.J., Shaikh A., Idrees A.K. (2023). Identification and Mapping of Gas Reservoir Bitumen. Middle East Oil, Gas and Geosciences Show, SPE-213390-MS. https://doi.org/10.2118/213390-MSMuradov A.V., Dieva N.N., Kravchenko M.N., Perekhozhev F.A. (2018). HSV and THCV in the formations of the Bazhenov formation. Neftegaz.Ru, 3, pp. 62–69. (In Russ.)Beti D.R., Ring T.A. (2019). Programmed temperature pyrolysis: Alterations to the standard method. Sorkhabi R. (ed.) Encyclopedia of Petroleum Geoscience. Encyclopedia of Earth Sciences Series. Springer, Cham., pp. 1–12. https://doi.org/10.1007/978-3-319-02330-4_302-1Naji H.S. (2010). Characterizing Pure and Undefined Petroleum Components. International Journal of Engineering and Technology IJETIJENS, 10(2), pр. 39–68.Chen S., Fan X., Lu J., Wang X., Fei A. (2010). Impact of bitumen on reservoir properties and hydrocarbon accumulation. Petroleum Exploration and Development, 37(1), 1793-0, pp. 70–76.Pedersen K.S., Christensen P.L. (2006). Phase Behavior of Petroleum Reservoir Fluids. Boca Raton: CRC Press, 422 p. https://doi.org/10.1201/9781420018257Gomaa S., El-Hosboudy A.N. (2018). New Correlation Predicting Molecular Weight of Petroleum Fractions. Petroleum & Petrochemical Engineering Journal, 2(1), pp. 1–5. https://doi.org/10.23880/PPEJ-16000139Péneloux A., Rauzy E., Fréze R. (1982). A consistent volume correction for Redlich–Kwong–Soave volumes. Fluid Phase Equilibria, 8(1), pp. 7–23. https://doi.org/10.1016/0378-3812(82)80002-2Katz D.L., Firoozabadi A. (1978). Predicting Phase Behavior of Condensate/Crude-Oil Systems Using Methane Interaction Coefficients. Journal of Petroleum Technology, 30(11), SPE-6721-PA, pp. 1649–1655. https://doi.org/10.2118/6721-PAPeng D.-Y., Robinson D.B. (1976). A new Two-Constant Equation of state. Industrial & Engineering Chemistry Fundamentals, 15(1), pp. 59–64. https:// doi.org/10.1021/i160057a011Lee B.I., Kesler M.G. (1975). A Generalized Thermodynamic Correlation Based on Three-Parameter Corresponding States. AIChE Journal, 21(3), pp. 510–527. https://doi.org/10.1002/aic.690210313Peters K.E., Cassa M.R. (1994). Applied source rock geochemistry. Magoon L.B., Dow W.G. The Petroleum System – From Source to Trap. AAPG, pp. 93–120. https://doi.org/10.1306/M60585C5Maende A., Pepper A., Jarvie D.M., Weldon W.D. (2017). Advanced pyrolysis data and interpretation methods to identify unconventional reservoir sweet spots in fluid phase saturation and fluid properties (API gravity) from drill cuttings and cores. AAPG 2017 Annual Convention & Exhibition, Houston, Texas, https://www.searchanddiscovery.com/pdfz/documents/2017/80596maende/ndx_maende.pdf.htmlRiazi M.R., Al-Sahhaf T.A. (1996). Physical Properties of Heavy Petroleum Fractions and Crude Oils. Fluid Phase Equilibria, 117(1–2), pp. 217–224. https://doi.org/10.1016/0378-3812(95)02956-7Michelsen M.L., Mollerup J. (2007). Thermodynamic Models: Fundamentals and Computational Aspects. Denmark: Tie-Line Publ., 382 p.Rydahl A., Pedersen K.S., Hjermstad H.P. (1997). Modelling of Live Oil Asphaltene Precipitation. AIChE Spring National Meeting, Houston, TX, USA. Salakhidinova G.T., Kulkov M.G., Vtorushina E.A. (2022). Increasing the reliability of assessing the degree of catagenesis of organic matter of the Bazhenov Formation by combining pyrolytic and molecular parameters (within the northwestern part of the territory of the Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug - Ugra). Geologiya nefti i gaza = Russian Oil and Gas Geology, 6, pp. 85–99. (In Russ.)Naji H.S. (2010). Characterizing Pure and Undefined Petroleum Components. International Journal of Engineering and Technology IJETIJENS, 10(2), pр. 39–68.Samoilenko V.V. (2011). Geochemistry of organic matter of the Bazhenov formation in the southeast of Western Siberia and genetically related fluids. Abstract Cand. Geol. and Mineral. Sci. Diss. Tomsk, 22 p. (In Russ.)Pedersen K.S., Christensen P.L. (2006). Phase Behavior of Petroleum Reservoir Fluids. Boca Raton: CRC Press, 422 p. https://doi.org/10.1201/9781420018257Soboleva E.V. (2017). Formation of the oil composition of the Yu0 Bazhenov formation, Salym oil field. Georesursy = Georesources, Special issue, pp. 144–154. (In Russ.) http://doi.org/10.18599/grs.19.15Péneloux A., Rauzy E., Fréze R. (1982). A consistent volume correction for Redlich–Kwong–Soave volumes. Fluid Phase Equilibria, 8(1), pp. 7–23. https://doi.org/10.1016/0378-3812(82)80002-2Spasennykh M., Maglevannaia P., Kozlova E., Bulatov T., Leushina E., Morozov N. (2021). Geochemical Trends Reflecting Hydrocarbon Generation, Migration and Accumulation in Unconventional Reservoirs Based on Pyrolysis Data (on the Example of the Bazhenov Formation). Geosciences, 11(8), 307. https://doi.org/10.3390/geosciences11080307Peng D.-Y., Robinson D.B. (1976). A new Two-Constant Equation of state. Industrial & Engineering Chemistry Fundamentals, 15(1), pp. 59–64. https://doi.org/10.1021/i160057a011Tikhonova M.S., Ivanova D.A., Kalmykov A.G., Borisov R.S., Kalmykov G.A. (2019). Methods of step extraction of rocks of high-carbon formations for the study of the component distribution of bitumen and variability of their basic geochemical parameters. Georesursy = Georesources, 21(2), pp. 172–182. https:// doi.org/10.18599/grs.2019.2.172-182Peters K.E., Cassa M.R. (1994). Applied source rock geochemistry. Magoon L.B., Dow W.G. The Petroleum System – From Source to Trap. AAPG, pp. 93–120. https://doi.org/10.1306/M60585C5Ugryumov A., Petrova D., Sannikova I., Kasyanenko A., Khachaturyan M., Kolomytsev A., Yuschenko T., Plotnikov B., Karimov I. (2022). Prospectivity Assessment of Bazhenov Formation Using Cutting-edge Integrated Static Model. SPE/AAPG/SEG Unconventional Resources Technology Conference, URTEC-3723536-MS. https://doi.org/10.15530/urtec-2022-3723536Riazi M.R., Al-Sahhaf T.A. (1996). Physical Properties of Heavy Petroleum Fractions and Crude Oils. Fluid Phase Equilibria, 117(1–2), pp. 217–224. https://doi.org/10.1016/0378-3812(95)02956-7Uspensky V.A., Rodionova K.F., Gorskaya A.I., Shishkova A.P. (1966). Guide to the analysis of bitumen and dispersed organic matter of rocks (for laboratories of geological exploration organizations). Leningrad: Nedra, 316 p. (In Russ.)Rydahl A., Pedersen K.S., Hjermstad H.P. (1997). Modelling of Live Oil Asphaltene Precipitation. AIChE Spring National Meeting, Houston, TX, USA.Volkov V.A., Oleinik E.V., Oksenoid E.E., Sidorov A.A. (2016). Structure and generation potential of the Bazhenov Formation in the central part of Western Siberia. Geologiya i mineral’no-syr’evye resursy, 3(27), pp. 79–98. (In Russ.)Spasennykh M., Maglevannaia P., Kozlova E., Bulatov T., Leushina E., Morozov N. (2021). Geochemical Trends Reflecting Hydrocarbon Generation, Migration and Accumulation in Unconventional Reservoirs Based on Pyrolysis Data (on the Example of the Bazhenov Formation). Geosciences, 11(8), 307. https://doi.org/10.3390/geosciences11080307Vtorushina E.A., Bulatov T.D., Kozlova E.V., Kulkov M.G. (2022). Pyrolytic criteria for assessing the degree of thermal maturity of organic matter of the Bazhenov Formation. Geologiya nefti i gaza = Russian Oil and Gas Geology, 4, pp. 53–63. (In Russ.)Ugryumov A., Petrova D., Sannikova I., Kasyanenko A., Khachaturyan M., Kolomytsev A., Yuschenko T., Plotnikov B., Karimov I. (2022). Prospectivity Assessment of Bazhenov Formation Using Cutting-edge Integrated Static Model. SPE/AAPG/SEG Unconventional Resources Technology Conference, URTEC-3723536-MS. https://doi.org/10.15530/urtec-2022-3723536Whitson C.H., Brulé M.R. (2000). Phase Behavior. SPE, 239 p. https:// doi.org/10.2118/9781555630874Whitson C.H., Brulé M.R. (2000). Phase Behavior. SPE, 239 p. https:// doi.org/10.2118/9781555630874Yushchenko T.S., Brusilovsky A.I. (2016). Mathematical modeling of gas-condensate mixture PVT-properties including presence of brine in reservoir. Fluid Phase Equilibria, 409, pp. 37–48. https://doi.org/10.1016/j.fluid.2015.09.029Yushchenko T.S., Brusilovsky A.I. (2016). Mathematical modeling of gas-condensate mixture PVT-properties including presence of brine in reservoir. Fluid Phase Equilibria, 409, pp. 37–48. https://doi.org/10.1016/j.fluid.2015.09.029Yushchenko T.S., Brusilovsky A.I. (2022). A step-by-step approach to creating and tuning PVT-models of reservoir hydrocarbon systems based on the state equation. Georesursy = Georesources, 24(3), pp. 164–181. (In Russ.) https://doi.org/10.18599/grs.2022.3.14

The authors declare that there are no conflicts of interest present.