georesГеоресурсыGeoresources1608-50431608-5078Georesursy LLC10.18599/grs.2025.4.20geores-611Research ArticleСТАТЬИRESEARCH ARTICLESГеохимическая характеристика нафтидов венд-нижнекембрийских карбонатных отложений центральной части Непско-Ботуобинской нефтегазоносной областиGeochemical Characteristics of Naphthides From the Vendian-Lower Cambrian Carbonate Deposits of the Central Part of the Nepsko-Botuobinskaya Oil and Gas Bearing AreaВторушинаЭ. А.VtorushinaE. A.

Элла Александровна Вторушина – кандидат хим. наук, эксперт управления НИОКР в области исследований керна и пластовых флюидов

625048, Тюмень, ул. Максима Горького, д. 42

Ella A. Vtorushina – Cand. Sci. (Chemistry), Expert of the Research and Development Department in the Field of Core and Reservoir Fluids Studies

42 Maksim Gorkiy St., Tyumen, 625048

EA_Vtorushina@tnnc.rosneft.ruКульковМ. Г.KulkovM. G.

Михаил Григорьевич Кульков – заведующий лабораторией хроматографических методов исследования

Ханты-Мансийск, 628007, ул. Студенческая, д. 2 

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

2 Studencheskaya St., Khanty-Mansiysk, 628007

mgk83@bk.ruСалахидиноваГ. Т.SalakhidinovaG. T.

Гульмира Темирхановна Салахидинова – кандидат геол.-минерал. наук, старший научный сотрудник лаборатории хроматографических методов исследования, Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана; доцент Высшей нефтяной школы, Югорский государственный университет

Ханты-Мансийск, 628007, 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; Associate Professor at Higher School of Oil, Yugra University 

2 Studencheskaya St., Khanty-Mansiysk, 628007

g.salakhidinova@gmail.comБутыринР. И.ButyrinR. I.

Роман Иванович Бутырин – ведущий инженер лаборатории хроматографических методов исследования, Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана; аспирант Высшей нефтяной школы, Югорский государственный университет

Ханты-Мансийск, 628007, ул. Студенческая, д. 2 

Roman I. Butyrin – Leading Engineer of the Laboratory of Chromatographic Research Methods, V.I. Shpilman Research and Analytical Centre for the Rational Use of the Subsoil; Postgraduate Student at Higher School of Oil, Yugra University

2 Studencheskaya St., Khanty-Mansiysk, 628007

butyrinroman@mail.ruАлиевА. Э.AlievA. E.

Азим Энверович Алиев – ведущий инженер лаборатории хроматографических методов исследования

Ханты-Мансийск, 628007, ул. Студенческая, д. 2 

Azim E. Aliev – Leading Engineer of the Laboratory of Chromatographic Research Methods

2 Studencheskaya St., Khanty-Mansiysk, 628007

xalievx@gmail.comМарковВ. В.MarkovV. V.

Виталий Владимирович Марков – главный специалист лаборатории физико-химических исследований

625048, Тюмень, ул. Максима Горького, д. 42 

Vitaliy V. Markov – Senior Specialist of the Laboratory of Physical and Chemical Research

42 Maksim Gorkiy St., Tyumen, 625048

vvmarkov4@tnnc.rosneft.ruСавичевК. С.SavichevK. S.

Константин Сергеевич Савичев – начальник управления геолого-разведочных работ, ресурсной базы и лицензирования

664056, Иркутск, ул. Академическая, д. 54/4  

Konstantin S. Savichev – Head of the Department of Geological Exploration Work, Resource Base and Licensing

42 Maksim Gorkiy St., Tyumen, 625048

kssavichev1@rosneft.ruООО «Тюменский нефтяной научный центр»РоссияTyumen Petroleum Research Centre LLCRussian FederationНаучно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. ШпильманаРоссияV.I. Shpilman Research and Analytical Centre for the Rational Use of the SubsoilRussian FederationНаучно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана; Югорский государственный университетРоссияV.I. Shpilman Research and Analytical Centre for the Rational Use of the Subsoil; Yugra UniversityRussian FederationООО «АнгараНефть»РоссияAngaraOil LLCRussian Federation202530122025274143162Copyright © Вторушина Э.А., Кульков М.Г., Салахидинова Г.Т., Бутырин Р.И., Алиев А.Э., Марков В.В., Савичев К.С., 20252025Вторушина Э.А., Кульков М.Г., Салахидинова Г.Т., Бутырин Р.И., Алиев А.Э., Марков В.В., Савичев К.С.Vtorushina E.A., Kulkov M.G., Salakhidinova G.T., Butyrin R.I., Aliev A.E., Markov V.V., Savichev K.S.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/611

В работе обсуждаются особенности группового, молекулярного и элементного составов битумов и нефтей усольской и тэтэрской свит трех месторождений центральной части Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области. Исследованы нефти (легкая и тяжелая) и битумы (асфальтиты и кериты). Помимо стандартного исследования свободных хлороформенных битумоидов ХБ «А», выделены и проанализированы на молекулярном уровне связанные битумоиды ХБ «с», а также продукты «мягкого» термолиза асфальтенов нефти. Масс-хроматограммы полного ионного тока насыщенных фракций всех изученных образцов нафтидов (за исключением термолизата асфальтенов нефти) характеризуются явным преобладанием пиков н-алканов, изоалканы, в том числе изопреноидные, – в подчиненном количестве. Во всех образцах изученной выборки нафтидов ряд алкановых и терпановых фациально-генетических молекулярных параметров указывает на единство типа исходных биопродуцентов и восстановительные условия раннего диагенеза нефтематеринских пород, однако в составе некоторых образцов зарегистрировано не типичное для древних нафтидов изученного района повышенное содержание холестанов и перегруппированных стеранов. В составе изученных образцов выявлены специфические углеводороды – 25-норгопаны с27-с32(с34), адамантаны с10-с14, диалкилзамещенные алканы (предположительно нечетные с21-с31) и нормальные α-олефины с14-с29 (в термолизате асфальтенов нефти). Данные по молекулярным параметрам обработаны методом главных компонент, показавшим дифференциацию нафтидов по приуроченности к месторождениям, а также к их типу, предположительно обусловленную более интенсивным воздействием термических и миграционных факторов на Южно-Даниловском и Даниловском месторождениях. В целом, по комплексу выполненных исследований предполагается формирование современного состава изученных нафтидов в том числе за счет повторной подпитки залежей новыми порциями углеводородных газов или метановых нефтей. Для выявления источников генерации нафтидов района исследований планируются дополнительные исследования вероятных материнских пород.

The paper discusses the peculiarities of group, molecular and elemental compositions of bitumens and oils of Usolskaya and Teter Formations of three fields of the central part of Nepsko-Botuobinskaya oil and gas bearing area. Oil (light and heavy) and bitumens (asphaltites and kerites) were studied. In addition to the standard study of free chloroform bitumoids “A”, bound chloroform bitumoids “C”, as well as products of ‘soft’ thermolysis of oil asphaltenes were isolated and analysed at the molecular level. Total ion current chromatograms of saturated fractions of naphthides of all studied samples (except for thermolysate of oil asphaltenes) are characterised by a clear predominance of n-alkane peaks, iso-alkanes, including isoprenoid ones – in subordinate amounts. In all samples of the studied naphthides a number of alkane and terpane facial-genetic molecular parameters indicate the unity of the type of initial bioproducers and reductive conditions of early diagenesis of source rocks. However, in the composition of some samples the increased content of cholestanes and rearranged steranes was registered which are not typical for ancient naphthides of the studied area. Specific HCs – 25-norhopanes C27-C32(C34), adamantanes C10-C14, dialkyl-substituted alkanes (presumably odd C21-C31) and normal α-olefins C14-C29 (in the thermolysate of oil asphaltenes) – were detected in the composition of the studied samples. The data on molecular parameters were processed by the principal component method, which showed differentiation of naphthides in terms of their confinement to the fields, as well as their type, presumably caused by a more intensive impact of thermal and migration factors in the Yuzhno-Danilovskoye and Danilovskoye fields. In general, according to the set of studies performed, it is assumed that the formation of the modern composition of the studied naphthides is also due to recharge of the deposits with new portions of hydrocarbon gases or methane oils. Additional studies of probable source rocks are planned to identify sources of naphthides generation in the studied area.

нефтибитумыбитумоидытермолиз асфальтеновбиомаркерыбиодеградациямиграциявендкембрийНепско-Ботуобинская нефтегазоносная областьoilsbitumensbitumoidsthermolysis of asphaltenesbiomarkersbiodegradationmigrationCambrianNepsko-Botuobinskaya oil and gas bearing areaReferencesАнциферов А.С., Бакин В.Е., Воробьев В.Н. и др. (1986). НепскоБотуобинская антеклиза – новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР. Новосибирск: Наука, 245 с.Antsiferov A.S., Bakin V.E., Vorobyov V.N. et al. (1986). The NepskoBotuobinskaya anteclise is a new promising area of oil and gas production in the East of the USSR. Novosibirsk: Nauka, 245 p. (In Russ.)Баженова О.К., Арефьев О.А. (1998). Особенности состава биомаркеров докембрийского органического вещества Восточно-Европейской платформы. Геохимия, (3), с. 287–294.Bao J. (1997). 25-Norhopane series in the unbiodegraded oil and the source rocks. Chinese science bulletin, 42(16), pp. 1388–1391. https://doi.org/10.1007/BF02882874Баженова О.К., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А., Хаин В.Е. (2000). Геология и геохимия нефти и газа. Москва: МГУ, 384 с.Bazhenova O.K., Arefiev O.A. (1998). Compositions of biomarkers of Precambrian organic matter in the East European Platform. Geochemistry international, 36(3), pp. 242–249.Бурдельная Н.С., Борисова Л.С., Бушнев Д.А., Ильченко А.А. (2023). Значение молекулярной и надмолекулярной структуры асфальтенов для геохимических исследований (обзор). Петролеомика, 3(2), с. 35–56. https://doi.org/10.53392/27823857-2023-3-1-35Bazhenova O.K., Burlin Y.K., Sokolov B.A., Khain V.E. (2000). Geology and geochemistry of oil and gas. Moscow: MSU, 384 p. (In Russ.)Гируц М.В., Гордадзе Г.Н. (2013). Дифференциация нефтей и конденсатов по распределению насыщенных углеводородов сообщение 1. Типы нефтей, определяемые газожидкостной хроматографией. Нефтехимия, 53(4), c. 243–243. https://doi.org/10.7868/S0028242113040047Brocks J.J., Summons R.E. (2013). Sedimentary hydrocarbons, biomarkers for early life. In: Holland H., Turekian K. (eds.) Treatise on geochemistry. 2nd ed., 10. Elsevier, pp. 61–103. https://doi.org/10.1016/B978-0-08-095975-7.00803-2Гордадзе Г.Н. (2008). Геохимия углеводородов каркасного строения (обзор). Нефтехимия, 48(4), с. 243–255.Burdelnaya N.S., Borisova L.S., Bushnev D.A., Il’ichenko A.A. (2023). The importance of the molecular and supramolecular structure of asphaltenes for geochemical studies (review). Petroleomics, 3(2), pp. 35–56. (In Russ.) https://doi.org/10.53392/27823857-2023-3-1-35Гордадзе Г.Н., Гируц М.В., Кошелев В.Н. (2013). Органическая геохимия углеводородов. Кн. 2. Москва: Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина, 303 с.Cao J., Hu K., Wang K., Bian L., Liu Y., Yang S., Wang L., Chen Y. (2008). Possible origin of 25-norhopanes in Jurassic organic-poor mudstones from the northern Qaidam Basin (NW China). Organic Geochemistry, 39(8), pp. 1058–1065. https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2008.01.021Гордадзе Г.Н. Гируц М.В., Пошибаева А.Р. (2017). Дифференциация нефтей и конденсатов по распределению насыщенных углеводородов сообщение 2. Типы нефтей по распределению стеранов и терпанов. Нефтехимия, 57(5), с. 503–514. DOI 10.7868/S0028242117050082Connan J., Cassou A.M. (1980). Properties of gases and petroleum liquids derived from terrestrial kerogen at various maturation levels. Geochimica et Cosmochimica Acta, 44(1), pp. 1–23. https://doi.org/10.1016/0016-7037(80)90173-8Гордадзе Г.Н., Гируц М.В., Кошелев В.Н., Юсупова Т.Н. (2015). Особенности распределения углеводородов-биомаркеров в продуктах термолиза асфальтенов разного фракционного состава (на примере нефтей, отобранных из карбонатных отложений месторождение Татарстана). Нефтехимия, 55(1), с. 25–34. DOI: 10.7868/S0028242115010050Flaviano C., Le Berre F., Derenne S., Largeau C., Connan J. (1994). First indications of the formation of kerogen amorphous fractions by selective preservation. Role of non-hydrolysable macromolecular constituents of Eubacterial cell walls. Organic geochemistry, 22(3-5), pp. 759–771, IN11– IN12. https://doi.org/10.1016/0146-6380(94)90137-6Каширцев В.А. (2018). Углеводороды, окклюдированные асфальтенами. Геология и геофизика, 59(8), c. 1211–1219. https://doi.org/10.15372/GiG20180806Fursenko E.A., Borisova L.S., Burukhina A.I., Saitov R.M. (2021). Geochemistry of Crude Oils of the Van-Yeganskoye Oil and Gas Condensate Field. Pet. Chem. 61, pp. 588–601. https://doi.org/10.1134/S0965544121060074Каширцев В.А., Дзюба О.С., Никитенко Б.Л., Костырева Е.А., Иванова И.К., Шевченко Н.П. (2021). Геохимия высокомолекулярных диметилалканов. Геология и геофизика, 62(8), с. 1056–1068. https://doi.org/10.15372/GiG2021108Giruts M.V., Gordadze G.N. (2013). Differentiation of crude oils and condensates by distribution of saturated hydrocarbons: 1. Oil types determinable by gas-liquid chromatography. Petroleum Chemistry, 53, pp. 209–219. https://doi.org/10.1134/S096554411304004XКаширцев В.А., Конторович А.Э., Филп Р.П., Чалая О.Н., Зуева И.Н., Иванова И.К., Меметова Н.П. (2001). Биодеградация насыщенных циклических хемофоссилий. Геология и геофизика, 42(11-12), с. 1792–1800.Gordadze G.N. (2008). Geochemistry of cage hydrocarbons. Petroleum Chemistry, 48, pp. 241–253. https://doi.org/10.1134/S0965544108040014Каширцев В.А., Нестеров И.И., Меленевский В.Н., Фурсенко Е.А., Казаков М. О., Лавренов А.В. (2013). Биомаркеры и адамантаны в нефтях из сеноманских отложений севера Западной Сибири. Геология и геофизика, 54(8), с. 1227–1235.Gordadze G.N., Giruts M.V., Koshelev V.N. (2013). Organic geochemistry of hydrocarbons. Book 2. Moscow: Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 303 p. (In Russ.)Ким Н.С., Родченко А.П. (2016). Гопановые углеводороды в битумоидах мезозойских отложений западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба. Геология и геофизика, 57(4), с. 758–770. https://doi.org/10.15372/GiG20160408Gordadze G.N., Giruts M.V., Poshibaeva A.R. (2017). Differentiation of crude oils and condensates by distribution of saturated hydrocarbons: 2. Oil types according to sterane and terpane distributions. Petroleum Chemistry, 57(10), рр. 826–837. DOI 10.1134/S0965544117100085Кожанов Д.Д. Роль органического вещества докембрия в формировании нефтегазоносности осадочного чехла восточной части ВолгоУральского нефтегазоносного бассейна: Дис. … канд. геол.-мин. наук. Москва, 186 с.Gordadze G.N., Giruts M.V., Koshelev V.N., Yusupova T.N. (2015). Distribution features of biomarker hydrocarbons in asphaltene thermolysis products of different fractional compositions (using as an example oils from carbonate deposits of Tatarstan oilfields). Petroleum Chemistry, 55(1), pp. 22–31. DOI: 10.1134/S0965544115010053Конторович А.Е., Борисова Л.С., Тимошина И.Д., Чеканов В.И. (2013). Геохимия асфальтенов и углеводороды биомаркеры в битумах докембрия и нижнего кембрия Непско-Ботуобинской антеклизы (Сибирская платформа). Международный научно-исследовательский журнал, 7-1(14), c. 92–99.Grantham P.J., Lijmbach G.W.M, Posthuma J., Hughes Clarke M.W., Willink R.J. (1988). Origin of crude oils in Oman. Journal of Petroleum Geology, 11(1), pp. 61–80. https://doi.org/10.1111/j.1747-5457.1988.tb00801.xМакушина В.М., Арефьев О.А., Забродина М.Н., Петров Ал.А. (1978). Новые реликтовые алканы нефтей. Нефтехимия, 18(6), с. 847–853Gürgey K. (2003). Correlation, alteration, and origin of hydrocarbons in the GCA, Bahar, and Gum Adasi fields, western South Caspian Basin: geochemical and multivariate statistical assessments. Marine and Petroleum Geology, 20(10), pp. 1119–1139. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2003.10.002Мельник Д.С., Парфенова Т.М., Рогов В.И. (2020). Биодеградированные рассеянные битумы в породах хатыспытской свиты венда (неопротерозоя) на северо-востоке Сибирской платформы. Георесурсы, 22(2), c. 37–44. https://doi.org/10.18599/grs.2020.2.37–44Hou M., Zha M., Ding X. (2019). Origin Analysis on Anomalies in Enriched 25-Norhopanes in Crude Oil From the Karamay Formation of Santai Oilfield in Junggar Basin, Northwest China. In 2019 AAPG Annual Convention and Exhibition. DOI: 10.1306/20478Hou2020Мельников Н.В., Вымятин А.А., Мельников П.Н., Смирнов Е.В. (2014). Возможности открытия новых крупных залежей нефти в главном поясе газонефтеносности Лено-Тунгусской провинции. Геология и геофизика, 55(5-6), с. 701–720.Kashirtsev V.A. (2018). Hydrocarbons occluded by asphaltenes. Russian Geology and Geophysics, 59(8), pp. 975–982. https://doi.org/10.1016/j.rgg.2018.07.017Парфенова Т.М., Мельник Д.С., Каширцев В.А., Рогов В.И., Кочнев Б.Б., Наговицин К.Е., Гражданкин Д.В. (2018). Нафтидопроявления в вендских и кембрийских отложениях в зоне вечной мерзлоты (северовосток Сибирской платформы). Актуальные проблемы нефти и газа, 4(23), с. 1–5. https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2018-23.art89Kashirtsev V.A., Dzyuba O.S., Nikitenko B.L., Kostyreva E.A., Ivanova I.K., Shevchenko N. P. (2021). Geochemistry of high-molecular weight dimethylalkanes. Russian Geology and Geophysics, 62(8), pp. 866–877. https://doi.org/10.2113/RGG20204319Петров А.А. (1984). Углеводороды нефти. Москва: Наука, 264 с.Kashirtsev V.A., Kontorovich A.E., Philp R.P., Chalaya O.N., Zueva I.N., Ivanova I.K., Memetova N.P. (2001). Biodegradation of saturated cyclic chemofossils. Russian Geology and Geophysics, 42(11), pp. 1700–1709.Пономаренко А.С. (2020). Геология залежей карбонатных коллекторов Непско-Ботуобинской антеклизы. Вестник Евразийской науки, 12(6), с. 1–9.Kashirtsev V.A., Nesterov I.I., Melenevskii V.N., Fursenko E.A., Kazakov M.O., Lavrenov A.V. (2013). Biomarkers and adamantanes in crude oils from Cenomanian deposits of northern West Siberia. Russian geology and geophysics, 54(8), pp. 958–965. https://doi.org/10.1016/j.rgg.2013.07.012Соболева Е.В., Гусева А.Н. (2010). Химия горючих ископаемых. Москва: МГУ, 312 c.Kenig F., Simons D.J.H., Crich D., Cowen J.P., Ventura G.T., Brown T.C., Rehbein T. (2002). Alkanes with a quaternary carbon centre: a 2,200 Myr. record of sulfide oxidizing bacteria. Geochimica et Cosmochimica Acta, 66(15A), A393–A393.Фурсенко Е.А., Борисова Л.С., Бурухина А.И., Саитов Р.М. (2021). Геохимия нефтей Ванъеганского нефтегазоконденсатного месторождения. Петролеомика, 1(1), с. 70–83. DOI 10.1134/S2782385721010077Kenig F., Simons D.J.H., Crich D., Cowen J.P., Ventura G.T., RehbeinKhalily T., Brown T.C., Anderson K.B. (2003). Branched aliphatic alkanes with quaternary substituted carbon atoms in modern and ancient geologic samples. Proceedings of the National Academy of Sciences, 100(22), pp. 12554–12558. https://doi.org/10.1073/pnas.1735581100Шемин Г.Г. (2007). Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы и Катангская седловина). Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 467 с.Kenig F., Simons D.J.H., Crich D., Cowen J.P., Ventura G.T., RehbeinKhalily T. (2005). Structure and distribution of branched aliphatic alkanes with quaternary carbon atoms in Cenomanian and Turonian black shales of Pasquia Hills (Saskatchewan, Canada). Organic Geochemistry, 36(1), pp. 117–138. https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2004.06.014Bao J. (1997). 25-Norhopane series in the unbiodegraded oil and the source rocks. Chinese science bulletin, 42(16), pp. 1388–1391. https://doi.org/10.1007/BF02882874Kim N.S., Rodchenko A.P. (2016). Hopane hydrocarbons in bitumens of Mesozoic deposits of the western Yenisei–Khatanga regional trough. Russian Geology and Geophysics, 57(4), pp. 597–607. https://doi.org/10.1016/j.rgg.2015.06.011Brocks J.J., Summons R.E. (2013). Sedimentary hydrocarbons, biomarkers for early life. In: Holland H., Turekian K. (eds.) Treatise on geochemistry. 2nd ed., 10. Elsevier, pp. 61–103. https://doi.org/10.1016/B978-0-08-095975-7.00803-2Kontorovich A.E., Borisova L.S., Timoshina I.D., Chekanov V.I. Geochemistry of asphaltenes and biomarker hydrocarbons in bitumens of Precambrian and Lower Cambrian of the Nepa-Botuoba anteclise (Siberian platform). International research journal, 7-1(14), pp. 92–99. (In Russ.)Cao J., Hu K., Wang K., Bian L., Liu Y., Yang S., Wang L., Chen Y. (2008). Possible origin of 25-norhopanes in Jurassic organic-poor mudstones from the northern Qaidam Basin (NW China). Organic Geochemistry, 39(8), pp. 1058–1065. https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2008.01.021Kozhanov D.D. The role of Precambrian organic matter in the formation of oil and gas content of the sedimentary cover in the eastern part of the Volga-Ural oil and gas basin. Cand. Geol. and Mineral. Sci. Diss. Moscow: MSU, 186 p. (In Russ.)Connan J., Cassou A.M. (1980). Properties of gases and petroleum liquids derived from terrestrial kerogen at various maturation levels. Geochimica et Cosmochimica Acta, 44(1), pp. 1–23. https://doi.org/10.1016/0016-7037(80)90173-8Logan G.A., Hinman M.C., Walter M.R., Summons R.E. (2001). Biogeochemistry of the 1640 Ma McArthur River (HYC) lead-zinc ore and host sediments, Northern Territory, Australia. Geochimica et Cosmochimica Acta, 65(14), pp. 2317–2336. https://doi.org/10.1016/S0016-7037(01)00599-3Flaviano C., Le Berre F., Derenne S., Largeau C., Connan J. (1994). First indications of the formation of kerogen amorphous fractions by selective preservation. Role of non-hydrolysable macromolecular constituents of Eubacterial cell walls. Organic geochemistry, 22(3-5), pp. 759–771, IN11– IN12. https://doi.org/10.1016/0146-6380(94)90137-6Makushina V.M., Arefiev O.A., Zabrodina M.N., Petrov Al.A. (1978). New relict alkanes of oils. Petroleum chemistry, 18(6), pp. 847–853. (In Russ.)Grantham P.J., Lijmbach G.W.M, Posthuma J., Hughes Clarke M.W., Willink R.J. (1988). Origin of crude oils in Oman. Journal of Petroleum Geology, 11(1), pp. 61–80. https://doi.org/10.1111/j.1747-5457.1988.tb00801.xMel’nikov N. V., Vymyatnin A. A., Mel’nikov P.N., & Smirnov E.V. (2014). Predicted new large oil pools in the main petroliferous belt of the Lena-Tunguska province. Russian Geology and Geophysics, 55(5-6), pp. 544–561. https://doi.org/10.1016/j.rgg.2014.05.003Gürgey K. (2003). Correlation, alteration, and origin of hydrocarbons in the GCA, Bahar, and Gum Adasi fields, western South Caspian Basin: geochemical and multivariate statistical assessments. Marine and Petroleum Geology, 20(10), pp. 1119–1139. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2003.10.002Melnik D.S., Parfenova T.M., Rogov V.I. (2020). Biodegraded bitumens dispersed in Vendian (Neoproterozoic) rocks of the Khatyspyt Formation, Northeastern Siberia. Georesursy = Georesources, 22(2), pp. 37–44. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2020.2.37-44Hou M., Zha M., Ding X. (2019). Origin Analysis on Anomalies in Enriched 25-Norhopanes in Crude Oil From the Karamay Formation of Santai Oilfield in Junggar Basin, Northwest China. In 2019 AAPG Annual Convention and Exhibition. DOI: 10.1306/20478Hou2020Mycke B., Michaelis W., Degens, E.T. (1988). Biomarkers in sedimentary sulfides of Precambrian age. Organic Geochemistry, 13(4-6), pp. 619–625. https://doi.org/10.1016/0146-6380(88)90081-2Kenig F., Simons D.J.H., Crich D., Cowen J.P., Ventura G.T., Brown T.C., Rehbein T. (2002). Alkanes with a quaternary carbon centre: a 2,200 Myr. record of sulfide oxidizing bacteria. Geochimica et Cosmochimica Acta, 66(15A), A393–A393.Oblasov N.V., Goncharov I.V., Eftor I.V., van Graas G.W., Veklich M.A., Akhmadishin A.T., Lokshin D.A. (2024). Geochemistry of Oils and Gases from the Verkhnechonskoye Field, East Siberian Basin: Application of Analytical Results to Reservoir Characterisation. Journal of Petroleum Geology, 47(3), pp. 291–316. DOI: 10.1111/jpg.12865Kenig F., Simons D.J.H., Crich D., Cowen J.P., Ventura G.T., Rehbein-Khalily T., Brown T.C., Anderson K.B. (2003). Branched aliphatic alkanes with quaternary substituted carbon atoms in modern and ancient geologic samples. Proceedings of the National Academy of Sciences, 100(22), pp. 12554–12558. https://doi.org/10.1073/pnas.1735581100Parfenova Т.М., Melnik D.S., Kashirtsev V.А., Rogov V.I., Kochnev B.B., Nagovitsyn К.Е., Grazhdankin D.V. Naphthide shows in the Vendian and Cambrian deposits permafrost (north-east of the East Siberian platform). Actual Problems of Oil and Gas, 4 (23), pp. 1–5. (In Russ.) https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2018-23.art89Kenig F., Simons D.J.H., Crich D., Cowen J.P., Ventura G.T., Rehbein-Khalily T. (2005). Structure and distribution of branched aliphatic alkanes with quaternary carbon atoms in Cenomanian and Turonian black shales of Pasquia Hills (Saskatchewan, Canada). Organic Geochemistry, 36(1), pp. 117–138. https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2004.06.014Peters K.E., Moldowan J.M., McCaffrey M.A., Fago F.J. (1996). Selective biodegradation of extended hopanes to 25-norhopanes in petroleum reservoirs. Insights from molecular mechanics. Organic Geochemistry, 24(8- 9), pp. 765–783. https://doi.org/10.1016/S0146-6380(96)00086-1Logan G.A., Hinman M.C., Walter M.R., Summons R.E. (2001). Biogeochemistry of the 1640 Ma McArthur River (HYC) lead-zinc ore and host sediments, Northern Territory, Australia. Geochimica et Cosmochimica Acta, 65(14), pp. 2317–2336. https://doi.org/10.1016/S0016-7037(01)00599-3Peters K.E., Walters С.C., Moldowan J.M. (2005). The biomarker guide. V. 2. New York: Cambridge University Press, 713 p. https://doi.org/10.1017/CBO9781107326040Mycke B., Michaelis W., Degens, E. T. (1988). Biomarkers in sedimentary sulfides of Precambrian age. Organic Geochemistry, 13(4-6), pp. 619–625. https://doi.org/10.1016/0146-6380(88)90081-2Petrov A.A. (1987). Petroleum hydrocarbons. Berlin, Heidelberg: Springer. DOI 10.1007/978-3-642-71737-6Oblasov N.V., Goncharov I.V., Eftor I.V., van Graas G.W., Veklich M.A., Akhmadishin A.T., Lokshin D.A. (2024). Geochemistry of Oils and Gases from the Verkhnechonskoye Field, East Siberian Basin: Application of Analytical Results to Reservoir Characterisation. Journal of Petroleum Geology, 47(3), pp. 291–316. DOI: 10.1111/jpg.12865Philp R.P. (1983). Correlation of crude oils from the San Jorges Basin, Argentina. Geochimica et cosmochimica acta, 47(2), pp. 267–275. https://doi.org/10.1016/0016-7037(83)90139-4Peters K.E., Moldowan J.M., McCaffrey M.A., Fago F.J. (1996). Selective biodegradation of extended hopanes to 25-norhopanes in petroleum reservoirs. Insights from molecular mechanics. Organic Geochemistry, 24(8- 9), pp. 765–783. https://doi.org/10.1016/S0146-6380(96)00086-1Ponomarenko A.S. (2020). Deposits’ geology of carbonate reservoirs of the Nepa-Botuobin anteclise. Bulletin of Eurasian Science, 12(6), pp. 1–9. (In Russ.)Peters K.E., Walters С.C., Moldowan J.M. (2005). The biomarker guide. V. 2. New York: Cambridge University Press, 713 p. https://doi.org/10.1017/CBO9781107326040Shemin G.G. (2007). Geology and prospects of oil and gas potential in the Vendian and Lower Cambrian of the central regions of the Siberian platform (Nepsko-Botuobinskaya, Baykitskaya anteclises and Katanga saddle). Novosibirsk: IPGG SB RAS, 467 p. (In Russ.)Philp R.P. (1983). Correlation of crude oils from the San Jorges Basin, Argentina. Geochimica et cosmochimica acta, 47(2), pp. 267–275. https://doi.org/10.1016/0016-7037(83)90139-4Snowdon L.R., Volkman J.K., Zhang Z., Tao G., Liu P. (2016). The organic geochemistry of asphaltenes and occluded biomarkers. Organic Geochemistry, 91, pp. 3–15. https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2015.11.005Snowdon L.R., Volkman J.K., Zhang Z., Tao G., Liu P. (2016). The organic geochemistry of asphaltenes and occluded biomarkers. Organic Geochemistry, 91, pp. 3–15. https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2015.11.005Soboleva E.V., Guseva A.N. (2010). Chemistry of fossil fuels. Moscow: MS, 312 p. (In Russ.)Tian Y., Zhao J., Yang C., Liao Z., Zhang L., & Zhang H. (2012). Multiple-sourced features of marine oils in the Tarim Basin, NW China– Geochemical evidence from occluded hydrocarbons inside asphaltenes. Journal of Asian Earth Sciences, 54, pp. 174–181. http://dx.doi.org/10.1016/j.jseaes.2012.04.010Tian Y., Zhao, J., Yang C., Liao Z., Zhang L., & Zhang H. (2012). Multiple-sourced features of marine oils in the Tarim Basin, NW China– Geochemical evidence from occluded hydrocarbons inside asphaltenes. Journal of Asian Earth Sciences, 54, pp. 174–181. http://dx.doi.org/10.1016/j.jseaes.2012.04.010Van Krevelen D.W. (1950). Graphical-statistical method for the study of the structure and reaction processes of coal. Fuel, 29, pp. 269–284.Van Krevelen D.W. (1950). Graphical-statistical method for the study of the structure and reaction processes of coal. Fuel, 29, pp. 269–284.Xu L., Wang J. (2022). Distribution characteristics of long-chain branched alkanes with quaternary carbon atoms in the Carboniferous shales of the Wuwei Basin, China. Frontiers in Earth Science, 9, pp. 1–12. https://doi.org/10.3389/feart.2021.819732Xu L., Wang J. (2022). Distribution characteristics of long-chain branched alkanes with quaternary carbon atoms in the Carboniferous shales of the Wuwei Basin, China. Frontiers in Earth Science, 9, pp. 1–12. https://doi.org/10.3389/feart.2021.819732Zhang Y., Su Y., Liu Z., Chen X., Yu J., Di X., Jin M. (2014). Longchain branched/cyclic alkanes in recent sediment of Lake Fuxian and their environmental implications. Chinese science bulletin, 59, pp. 1139–1150. https://doi.org/10.1007/s11434-014-0159-zZhang Y., Su Y., Liu Z., Chen X., Yu J., Di X., Jin M. (2014). Longchain branched/cyclic alkanes in recent sediment of Lake Fuxian and their environmental implications. Chinese science bulletin, 59, pp. 1139–1150. https://doi.org/10.1007/s11434-014-0159-z

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