Изотопно-геохимические различия нефтей аллохтонных и автохтонных комплексов Предкарпатья (в границах польско-украинского сегмента)
The paper deals with the isotope-geochemical indices between the oils of different fields of the Carpathian Foredeep on the territory of Poland and Ukraine. Substantial distinctions by the indices δ¹³C, δD, and δ^34S are established between the oils of autochthonous and allochthonous complexes. In t...
Saved in:
| Date: | 2008 |
|---|---|
| Main Authors: | , , |
| Format: | Article |
| Language: | Russian |
| Published: |
Видавничий дім "Академперіодика" НАН України
2008
|
| Subjects: | |
| Online Access: | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/6253 |
| Tags: |
Add Tag
No Tags, Be the first to tag this record!
|
| Journal Title: | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| Cite this: | Изотопно-геохимические различия нефтей аллохтонных и автохтонных комплексов Предкарпатья (в границах польско-украинского сегмента) / А.Е. Лукин, Г.Н. Ладыженский, Ю. Потера // Доп. НАН України. — 2008. — № 11. — С. 119-126. — Бібліогр.: 9 назв. — рос. |
Institution
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine| _version_ | 1859984606207410176 |
|---|---|
| author | Лукин, А.Е. Ладыженский, Г.Н. Потера, Ю. |
| author_facet | Лукин, А.Е. Ладыженский, Г.Н. Потера, Ю. |
| citation_txt | Изотопно-геохимические различия нефтей аллохтонных и автохтонных комплексов Предкарпатья (в границах польско-украинского сегмента) / А.Е. Лукин, Г.Н. Ладыженский, Ю. Потера // Доп. НАН України. — 2008. — № 11. — С. 119-126. — Бібліогр.: 9 назв. — рос. |
| collection | DSpace DC |
| description | The paper deals with the isotope-geochemical indices between the oils of different fields of the Carpathian Foredeep on the territory of Poland and Ukraine. Substantial distinctions by the indices δ¹³C, δD, and δ^34S are established between the oils of autochthonous and allochthonous complexes. In the light of isotopic criteria, the conclusion about a powerful practically non-realized hydrocarbon potential of the Ukrainian Carpathian autochthone is made.
|
| first_indexed | 2025-12-07T16:27:55Z |
| format | Article |
| fulltext |
УДК 553.98:550.42
© 2008
Член-корреспондент НАН Украины А.Е. Лукин, Г. Н. Ладыженский,
Ю. Потера
Изотопно-геохимические различия нефтей аллохтонных
и автохтонных комплексов Предкарпатья (в границах
польско-украинского сегмента)
The paper deals with the isotope-geochemical indices between the oils of different fields of the
Carpathian Foredeep on the territory of Poland and Ukraine. Substantial distinctions by the
indices δ13
C, δD, and δ34
S are established between the oils of autochthonous and allochthonous
complexes. In the light of isotopic criteria, the conclusion about a powerful practically non-
realized hydrocarbon potential of the Ukrainian Carpathian autochthone is made.
Целенаправленные изотопно-геохимические исследования нефтей и конденсатов нефтегазо-
носных бассейнов различного тектоногеодинамического типа позволили установить их за-
кономерные различия [1]. Наиболее чувствительным показателем является содержание дей-
терия в водороде (δD). Именно благодаря δD выявились четкие различия между жидкими
углеводородами (УВ), а также тяжелыми нефтями (битумами) рифтовых и аккреционных
(субдукционно-аккреционных, стратисферно-аккреционных) бассейнов [1, 2]. Открытие это-
го феномена стало весомым аргументом в пользу геосинергетической концепции УВ-гене-
рирующих систем [2, 3] — альтернативы как осадочно-миграционной теории, так и верх-
немантийной гипотезе.
Показатели изотопного состава основных элементов нафтидов (δ13
C, δD, δ32
S, δ15
N) до-
полняют друг друга, характеризуя в той или иной мере различные аспекты нафтидогенеза.
Все они, прежде всего δ13
C, характеризуют природу исходного органического вещества —
субстрата различных УВ-генерирующих систем [2]. Показатели δ32
S и δ15
N, кроме того,
чутко реагируют на характер и интенсивность вторичных (в особенности, криптогипер-
генных) изменений уже сформированных залежей. Наряду с указанными аспектами, δD
характеризует источник того водорода, с которым связана деструктивная гидрогенизация
как завершающая стадия нафтидогенеза. Поэтому в координатах δ13
C — δD при изуче-
нии большой коллекции нефтей и конденсатов из разновозрастных комплексов различно-
го формационного состава основных нефтегазоносных регионов Украины, а также Запад-
ной Сибири (Среднеширотное Приобье), Восточной Сибири (Юрубчено-Тохомская зона),
Южно-Вьетнамского шельфа, Прикаспийской и Тимано-Печорской впадин четко выдели-
лись поля разновозрастных генераций нафтидов (их обособление в виде достаточно четко
локализованных изотопно-геохимических полей носит характер пространственно-времен-
ной развертки) и нефтей (конденсатов) рифтовых и аккреционных (s. l.) бассейнов (комп-
лексов, структурно-формационных зон) [1, 2]. Эти отличия позволяют рассчитывать на ин-
формативность изотопно-геохимических показателей как в региональном, так и зональном
прогнозе нефтегазоносности в условиях тектонически и литогеодинамически обусловленной
фазово-геохимической дифференциации нафтидов [4].
Подходящим полигоном для более детального изучения корреляции изотопного соста-
ва нафтидов с тектоникой и геодинамикой является Карпатский нефтегазоносный регион,
ISSN 1025-6415 Доповiдi Нацiональної академiї наук України, 2008, №11 119
связанный с одноименной дугообразной в плане складчато-орогенной системой и зоной ее
сочленения с Восточно-Европейской платформой.
Предкарпатский передовой прогиб является классическим примером системы, пред-
ставленной пограничными структурами альпийской складчато-орогенной “области Карпат
и прилегающего к ней форланда”1 [5, с. 45 ]. В геологическом строении гигантского, прости-
рающегося на 1500 км в пределах пяти стран, соответствующего пояса нефтегазонакопления
принимают участие два основных мегатектонических элемента, различные по строению,
формационному составу и условиям формирования (залегания) месторождений нафтидов
(нефть, газ, газоконденсат, битумы) — аллохтонный и автохтонный [5–7]. Они, в свою оче-
редь, разделяются на структурные элементы более низкого иерархического ранга [6, т. 4 ; 7].
Для Карпатского аллохтона это — Скибовая, Кросненская (Силезская), Дуклянская, Чер-
ногорская, Поркулецкая и другие структурно-фациальные зоны. В составе Предкарпатско-
го прогиба выделяются также аллохтонные Бориславско-Покутская и Самборская зоны,
надвинутые на Бильче-Волицкую (Внешнюю) зону. Таким образом, применительно к Кар-
патскому поясу можно говорить о двух основных нефтегазоносных мегакомплексах: 1) Кар-
патском мегапокрове (Карпатский аллохтон и Внутренняя зона Предкарпатского прогиба)
и 2) подпокровно-надвиговой зоне или автохтонном “фундаменте Прикарпатья” [7, с. 36 ].
Последний включает в себя Внешнюю зону Предкарпатского прогиба и другие структур-
ные элементы области перикратонных опусканий. Такая “пограничная ситуация” исключи-
тельно благоприятна для изучения закономерностей формирования нефтяных и газовых
месторождений.
Задача данного исследования заключалась в сравнительном изотопно-геохимическом
изучении нефтей Карпатского мегапокрова и Прикарпатского автохтона (фундамента), да-
лее условно называемые аллохтоном и автохтоном. Трудности в ее решении заключались,
с одной стороны, в сложном характере фазово-геохимической дифференциации УВ, а с дру-
гой — в очень низкой плотности глубокого бурения на территории обширной перикратонной
области в пределах Украины. Основная часть известных месторождений нефти открыта
в аллохтонной Бориславско-Покутской зоне (аллохтон), где из 39 месторождений, сосре-
доточенных в палеогеновых отложениях, 37 являются нефтяными [6, т. 5 ]. С комплексами
автохтона в западной части Украины связана преимущественно газоносность. 43 газовых
и газоконденсатных многопластовых месторождений (с залежами преимущественно в ниж-
нем сармате, а также в более древних отложениях — от бадена до верхней юры) сосредо-
точено в Бильче-Волицкой зоне. На территории Волыно-Подольской окраины платформы
пока известны лишь два месторождения, причем оба газовые: Великомостовское (залежь
в среднем девоне) — во Львовском прогибе и Локачинское (7 залежей в нижнем и среднем
девоне) — в зоне сочленения Львовского прогиба и Днестровского перикратона.
Во Внешней зоне Предкарпатья, наряду с многочисленными газовыми и газоконден-
сатными месторождениями, до недавнего времени [8] было известно только два нефтяных
месторождения: Кохановское и Лопушнянское. Кохановское месторождение находится на
границе с Польшей, на крайнем северо-западе украинского сегмента Внешней зоны Пред-
карпатского прогиба. Скопления тяжелой (плотностью 949 кг/м3) высокосернистой (5,14%)
нефти залегают здесь в верхнеюрских известняках (палеокарстовых карбонатных коллек-
торах) в интервале глубин от −857 до −1121 м под многопластовым Свидницким газовым
1Форланд — край кратона, на который опрокинуты и надвинуты формации осадочно-орогенического
пояса.
120 ISSN 1025-6415 Reports of the National Academy of Sciences of Ukraine, 2008, №11
месторождением [6, т. 4 ]. Нефтяная залежь примыкает к границе с Польшей, на терри-
тории которой в юрских известняках присутствует небольшая залежь еще более тяжелой
(1038 кг/м3) высокосернистой (содержание серы до 8%) нефти со своеобразной газовой шап-
кой — газоконденсатной залежью [6, т. 4 ]. Польская часть этой единой зоны нефтегазона-
копления называется Любачувским месторождением [7]. Лопушнянское месторождение ра-
сположено на противоположном юго-восточном конце украинского сегмента этой же зоны.
Нефтяные залежи установлены здесь в интервале глубин от 4080 до 4300 м в терригенных
палеогеновых, альб-сеноманских и карбонатных верхнеюрских отложениях. Нефти, в отли-
чие от Кохановского месторождения, легкие малосернистые (содержание серы 0,13–0,35%).
Структурно-фациальная позиция этих месторождений в свое время позволила предпо-
ложить здесь наличие нефтегазоносных зон, связанных с верхнеюрской барьерно-рифовой
системой и структурами облекания рифов в мелу и палеогене [9]. Подтверждением этого
предположения стало недавнее открытие Орховицкого месторождения с нефтяной зале-
жью в верхнеюрских известняках, расположенного на северо-западном участке Внешней
зоны между Рудками и Кохановкой [8]. Как и на Кохановском месторождении, нефть здесь
тяжелая (963–972 кг/м3) высокосернистая (6,36%). Кроме того, на ряде площадей (Судо-
ва Вишня, Никловицы, Вижомля и др.) отмечены нефтепроявления и непромышленные
притоки такой же нефти из разновозрастных (верхнеюрские известняки, меловые и палео-
геновые песчаники) отложений.
По изотопному составу нефти Кохановского, Орховицкого месторождений, а также про-
явлений на указанных площадях практически идентичны и в то же время резко отличаются
от нефти Лопушнянского месторождения.
Для более полного изучения характера изотопно-геохимических различий нефтей ал-
лохтона и автохтона были привлечены данные по шести месторождениям на территории
Польского Предгорья и прилегающего Люблинского синклинория (табл. 1, рис. 1). Пять из
них (Гробля, Плавовице, Ястжомбка Стара, Бжезувка, Носувка) приурочены к Внешней
зоне Предкарпатского прогиба, ширина которой на востоке польского сегмента достигает
90–100 км. Как и на территории Украины в ее формационном составе доминирующими яв-
ляются неогеновые комплексы (прежде всего, морские среднемиоценовые отложения), под
которыми залегают структуры автохтона, сформированные мезозойскими, палеозойскими
и докембрийскими формациями. Они погружаются на юг под надвиг Флишевых Карпат.
Нефтяные залежи месторождений Гробля, Плавовице (их нередко рассматривают как
одно месторождение, состоящее из двух залежей с суммарными разведанными запасами
около 4 млн т — одно из самых крупных на юге Польши), Ястжомбка Стара, Бжезувка
находятся в мезозойском тектоноформационном этаже автохтона и связаны с сантон-ту-
Таблица 1. Пробы нефти, отобранные на территории Польского Предгорья и прилегающего Люблинского
синклинория
Месторождение-
скважина
Глубина отбора
пробы, м Стратиграфия Литология
Гробля-113 815 Сеноман (K2 cm) Песчаники
Ястжомбка Стара-20 1416 Сантон + турон (K2 sn + t) Мергели
Плавовице-53 586 Верхняя юра (J3) Известняки
Бжезувка-24 1930 Кимеридж (J3 km) То же
Носувка-2 3353 Нижний карбон (C1) ”
Глинник-3 2294 Фамен (D3 fm) Песчаники
ISSN 1025-6415 Доповiдi Нацiональної академiї наук України, 2008, №11 121
Рис. 1. Схема размещения месторождений, нефти которых охарактеризованы изотопно-геохимическими
данными.
Условные обозначения: 1 — украинско-польская государственная граница; 2 — Карпатский аллохтон; 3 —
Предкарпатский фундамент — автохтон; месторождения: 4 — нефтяные, 5 — газоконденсатные, 6 —
газовые
ронскими трещиноватыми мергелями (Ястжомбка Стара), песчаниками сеномана (Гро-
бля) и верхнеюрскими известняками (Плавовице, Бжезувка). Нефти месторождений Но-
сувка и Глинник связаны соответственно с нижнекаменноугольными известняками и верх-
недевонскими песчаниками. Тектоническая и палеогеографическая позиция месторождения
Глинник, расположенного севернее уже в пределах прилегающего Люблинского синклино-
рия (см. рис. 1), соответствует Великомостовскому месторождению (газовая залежь в сред-
нем девоне Львовского прогиба).
Состав стабильных изотопов углерода, водорода и серы изученных нефтей месторожде-
ний украинского и польского сегментов Предкарпатского прогиба характеризуется широ-
ким диапазоном значений δ13
C, δD и δ34
S (табл. 2). При этом на всех графиках обособля-
ются поля, соответствующие аллохтону и автохтону.
122 ISSN 1025-6415 Reports of the National Academy of Sciences of Ukraine, 2008, №11
Наиболее четкое разделение нефтей аллохтонных и автохтонных комплексов наблюдает-
ся по изотопному составу водорода (рис. 2). В соответствии с ранее установленными геоди-
намически обусловленными различиями по показателю δD жидких УВ рифтовых и аккре-
ционных нефтегазоносных бассейнов [1, 2], нефти автохтона изотопно существенно тяжелее
по водороду, по сравнению с нефтями аллохтона (см. рис. 2). Это, в свою очередь, свиде-
тельствует о существенных различиях источников водорода (как фактора деструктивной
гидрогенизации керогена) и того субстрата, взаимодействие с которым высокоэнтальпий-
ных флюидов определяло конкретный тип УВ-генерирующей системы [2]. О его литоло-
го-стратиграфическом диапазоне можно судить по значениям δ13
C нефтей. Нефти алло-
хтона характеризуются весьма узким (δ13
C −25,5 — −27,1%�) диапазоном по сравнению
с автохтоном (δ13
C −25,3 — −30,2%�). С учетом ранее опубликованных данных об изотоп-
ном составе углерода керогена и термолизных жидких УВ разновозрастных гидрокарбо-
пелитов (“черных сланцев”) сводного стратиграфического разреза Карпатского региона [2],
это позволяет предположить, что для аллохтона роль субстрата УВ-генерирующей систе-
мы играли гидрокарбопелиты менилитовой свиты (олигоцен), а для автохтона — различные
черносланцевые толщи верхнего протерозоя (венда), палеозоя и мезозоя.
Наибольшим разбросом значений характеризуется изотопный состав серы изученных
проб нефтей. Им соответствует и более сложный характер распределения полей фигу-
ративных точек на диаграммах δ34
S – δ13
C (рис. 3) и δ34
S – δD (рис. 4). Это отражает
Таблица 2. Состав стабильных изотопов углерода, водорода и серы нефтей Карпатского аллохтона, авто-
хтона и прилегающего Люблинского синклинория
Месторождение Номер
скв.
Глубина, м δ
13
C, %� δD, %� δ
34
S, %�
Территория Польского Предгорья (автохтон) и прилегающего Люблинского синклинория
Гробля 113 815 −27,2 −98 +22,7
Ястжомбка Стара 20 1416 −25,3 −111 +8,4
Плавовице 53 586 −26,6 −97 +26,9
Бжезувка 24 1930 −30,2 −110 +16,9
Носувка 2 3353 −29,2 −123 +15,8
Глинник 3 2294 −25,9 −119 +12,5
Территория украинского сегмента Внешней зоны Предкарпатского прогиба (автохтон)
Кохановское 1 1120 −27,2 −60 −7,5
Судова Вишня 10 1754 −27,3 −61 −7,3
(нефтепроявления)
Орховицкое 2 1880 −28,0 −58 −8,2
Лопушнянское 11 4150 −27,1 −120 −1,6
Территория украинского сегмента Внутренней зоны Предкарпатского прогиба (аллохтон)
Бориславское 78 1327 −27,2 −120 +2,5
Долинское 825 2770 −27,1 −138 +1,3
Долинское 632 1725 −26,5 −135 +0,8
Спасское 9 1088 −26,6 −156 +2,5
Спасское 52 945 −26,9 −152 0,0
Струтыньское 107 2378 −27,1 −130 +1,3
Струтыньское 107 2428 −27,1 −130 +1,2
Рыпнянское 29 1060 −26,9 −132 +1,2
Старуньское 10 1153 −27,0 −136 +2,7
Пневское 3 2406 −26,8 −135 +1,9
Битковское 310 1800 −25,5 −137 0,0
ISSN 1025-6415 Доповiдi Нацiональної академiї наук України, 2008, №11 123
Рис. 2. Диаграмма изотопного состава углерода и водорода нефтей Карпатского аллохтона и автохтона
Рис. 3. Диаграмма изотопного состава углерода и серы нефтей Карпатского аллохтона и автохтона
диверсификацию источников серы в нефтях, осернение которых обусловлено следующим:
1) редукцией сульфатов в разновозрастных системах нафтиды — породы — подземные воды
(органическое вещество — илы — иловые воды — на стадиях седиментогенеза, диагенеза);
2) привносом серы глубинными флюидами; 3) криптогипергенными процессами вторичного
124 ISSN 1025-6415 Reports of the National Academy of Sciences of Ukraine, 2008, №11
Рис. 4. Диаграмма изотопного состава водорода и серы нефтей Карпатского аллохтона и автохтона
осернения нефтей в зоне сульфатных вод затрудненного водообмена (восстановление суль-
фат-иона метанотрофными и другими анаэробными микроорганизмами).
Для всех изученных польских нефтей, судя по относительно тяжелому изотопному сос-
таву серы и широкому разбросу значений δ34
S (+8,4 –+26,9%�), источником осернения яв-
лялись седиментационные (эвапоритовые) и катагенетические сульфаты.
В отличие от них, значения δ34
S нефтей украинских месторождений аллохтона близки
к нулю (от 0 до +2,6%�), соответствуя метеоритному стандарту, что свидетельствует в поль-
зу глубинного (мантийного) источника серы. Знаменательно, что метеоритному стандарту
соответствует и изотопный состав серы нефти Лопушнянского месторождения (−1,6%�).
Что же касается Кохановского и Орховицкого месторождений, то резкая изотопная
облегченность серы этих тяжелых нефтей однозначно свидетельствует о криптогиперген-
ном характере их интенсивного осернения. Это хорошо согласуется с представлениями
о крупной зоне древнего нефтенакопления в Предкарпатской верхнеюрской барьерно-ри-
фовой системе автохтона.
Физико-химические особенности нефти Лопушнянского месторождения, также приуро-
ченного к данной зоне, свидетельствуют о процессах замещения этих более древних тяже-
лых нефтей (мальт) нефтегазовыми (газонефтяными, нефтегазоконденсатными) флюидами
при воздействии глубинных факторов на этот тип субстрата УВ-генерирующих систем [2].
Если рассматривать аллохтон и автохтон как автономные нефтегазоносные системы (бас-
сейны), это месторождение является пока единственным примером их геофлюидодинами-
ческой взаимосвязи.
Таким образом, изотопно-геохимические особенности нефтей аллохтона и автохтона
области сочленения Карпат и форланда свидетельствуют об участии в нафтидогенезе —
нефтегазонакоплении различных УВ-генерирующих систем и о многофазности этого про-
цесса, что позволяет высоко оценить перспективы Карпатского региона и смежных плат-
форменных структур в широком (докембрий — кайнозой) возрастном диапазоне. Даль-
ISSN 1025-6415 Доповiдi Нацiональної академiї наук України, 2008, №11 125
нейшие изотопно-геохимические исследования нафтидов позволят существенно повысить
эффективность раздельного прогноза УВ в поднадвиговых комплексах. Судя по геологи-
ческим и геохимическим данным, здесь сосредоточены большие прогнозные ресурсы нефти,
газа и битумов. Особо следует подчеркнуть низкую степень реализации, по-видимому, весь-
ма значительного углеводородного потенциала украинского сегмента автохтона.
1. Лукин А.Е. О геодинамически обусловленных различиях в изотопном составе водорода нефтей и
конденсатов нефтегазоносных регионов Украины // Докл. АН. – 1999. – 369, № 3. – С. 351–353.
2. Лукин А. Е. О происхождении нефти и газа (геосинергетическая концепция природных углеводород-
но-генерирующих систем) // Геол. журн. – 1999. – № 1. – С. 30–42.
3. Лукин А. Е. Синергетика нафтидогенеза // Синергетика геологических систем. – Иркутск: Изд-во
Иркут. ун-та, 1991. – С. 51–53.
4. Лукин А. Е. Литогеодинамические факторы нефтегазонакопления в авлакогенных бассейнах. – Киев:
Наук. думка, 1997. – 225 с.
5. Доленко Г.Н., Бойчевская Л.Т., Ярош Б.И. Нефтегазоносность надвиговых и поднадвиговых струк-
тур Предкарпатского прогиба // Тектоника и нефтегазоносность поднадвиговых зон. – Москва: Нау-
ка, 1990. – С. 45–52.
6. Атлас родовищ нафти i газу. Захiдний нафтогазоносний регiон. – Львiв: Центр Європи, 1998. – Т. 4. –
328 с.; Т. 5. – 363 с.
7. Нафта i газ Прикарпаття / Пiд ред. Ю. Рачковського, Ю. Зарубiна. – Кракiв; Київ: Ин-т нефти и
газа; Наук. думка, 2004. – 572 с.
8. Павлюх Й.С., Павлюх О.Й. Нафтовi поклади Орховицького родовища у контекстi загальної нафто-
газоносностi Зовнiшньої зони Передкарпатського прогину // Нафтова i газова пром-сть. – 2005. –
№ 3. – С. 15–19.
9. Грачевский М.М., Котык В.И., Лукин А. Е., Калик Н.Я. Барьерные рифы – новое направление
поисков нефти и газа на Украине. – Москва: ВНИИОЭНГ, 1974. – 34 с.
Поступило в редакцию 12.03.2008Институт геологических наук НАН Украины, Киев
Санокский отдел Польской нефтяной и газовой
компании
126 ISSN 1025-6415 Reports of the National Academy of Sciences of Ukraine, 2008, №11
|
| id | nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-6253 |
| institution | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| issn | 1025-6415 |
| language | Russian |
| last_indexed | 2025-12-07T16:27:55Z |
| publishDate | 2008 |
| publisher | Видавничий дім "Академперіодика" НАН України |
| record_format | dspace |
| spelling | Лукин, А.Е. Ладыженский, Г.Н. Потера, Ю. 2010-02-22T12:36:07Z 2010-02-22T12:36:07Z 2008 Изотопно-геохимические различия нефтей аллохтонных и автохтонных комплексов Предкарпатья (в границах польско-украинского сегмента) / А.Е. Лукин, Г.Н. Ладыженский, Ю. Потера // Доп. НАН України. — 2008. — № 11. — С. 119-126. — Бібліогр.: 9 назв. — рос. 1025-6415 https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/6253 553.98:550.42 The paper deals with the isotope-geochemical indices between the oils of different fields of the Carpathian Foredeep on the territory of Poland and Ukraine. Substantial distinctions by the indices δ¹³C, δD, and δ^34S are established between the oils of autochthonous and allochthonous complexes. In the light of isotopic criteria, the conclusion about a powerful practically non-realized hydrocarbon potential of the Ukrainian Carpathian autochthone is made. ru Видавничий дім "Академперіодика" НАН України Науки про Землю Изотопно-геохимические различия нефтей аллохтонных и автохтонных комплексов Предкарпатья (в границах польско-украинского сегмента) Article published earlier |
| spellingShingle | Изотопно-геохимические различия нефтей аллохтонных и автохтонных комплексов Предкарпатья (в границах польско-украинского сегмента) Лукин, А.Е. Ладыженский, Г.Н. Потера, Ю. Науки про Землю |
| title | Изотопно-геохимические различия нефтей аллохтонных и автохтонных комплексов Предкарпатья (в границах польско-украинского сегмента) |
| title_full | Изотопно-геохимические различия нефтей аллохтонных и автохтонных комплексов Предкарпатья (в границах польско-украинского сегмента) |
| title_fullStr | Изотопно-геохимические различия нефтей аллохтонных и автохтонных комплексов Предкарпатья (в границах польско-украинского сегмента) |
| title_full_unstemmed | Изотопно-геохимические различия нефтей аллохтонных и автохтонных комплексов Предкарпатья (в границах польско-украинского сегмента) |
| title_short | Изотопно-геохимические различия нефтей аллохтонных и автохтонных комплексов Предкарпатья (в границах польско-украинского сегмента) |
| title_sort | изотопно-геохимические различия нефтей аллохтонных и автохтонных комплексов предкарпатья (в границах польско-украинского сегмента) |
| topic | Науки про Землю |
| topic_facet | Науки про Землю |
| url | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/6253 |
| work_keys_str_mv | AT lukinae izotopnogeohimičeskierazličiânefteiallohtonnyhiavtohtonnyhkompleksovpredkarpatʹâvgranicahpolʹskoukrainskogosegmenta AT ladyženskiign izotopnogeohimičeskierazličiânefteiallohtonnyhiavtohtonnyhkompleksovpredkarpatʹâvgranicahpolʹskoukrainskogosegmenta AT poteraû izotopnogeohimičeskierazličiânefteiallohtonnyhiavtohtonnyhkompleksovpredkarpatʹâvgranicahpolʹskoukrainskogosegmenta |