Изучен углеводородный состав тяжелой, высокосмолистой, высокопарафинистой, малосернистой нефти месторождения Камышлджа (Западный Туркменистан). Показано, что около трети масляных компонентов нефти составляют н-алканы и другие соединения, содержащие в молекулах длинные неразветвленные алифатические фрагменты (моно-метилалканы, алкилмоно- и алкилбицикланы, алкилбензолы). Суммарные групповые концентрации нафтенов в нефти снижаются более чем в 15 раз, а концентрации моноаренов - на два порядка с увеличением числа колец в их молекулах от 0 до 5. Среди углеводородов, не образующих клатратов с карбамидом, идентифицированы соединения, содержащие до пяти циклов в молекулах. Из нафтеноароматических углеводородов, как правило, преобладают соединения с четырьмя-пятью циклами в молекулах. Ряды алканов, моно-, би- и трицикланов, а также алкилбензолов в нефти простираются в широких интервалах от С11 - С14 до С47 - C48. Ряды остальных идентифицированных в нефти углеводородов ограничены не более, чем 13 низкомолекулярными членами.

Исследовано влияние постоянного магнитного поля на реологические свойства и температуру застывания ряда высокопарафинистых нефтей. Установлено, что реологическое поведение нефти в магнитном поле зависит от содержания парафиновых углеводородов, смол и асфальтенов. Для высокопарафинистых нефтей с повышенным содержанием нейтральных смол при воздействии магнитного поля отмечено увеличение, а для высокопарафинистых нефтей с повышенным содержанием кислых смол - снижение основных реологических параметров. Определена энергия активации вязкого течения и установлена зависимость скорости восстановления реологических свойств магнитообработанных нефтей различного состава от параметров магнитной обработки и от соотношения содержания парафиновых углеводородов и смолистоасфальтеновых компонентов.

Рассмотрены закономерности пространственного распределения вязких парафинистых нефтей по нефтегазоносным бассейнам России и Казахстана, обладающим наибольшими ресурсами подобной нефти на территории Евразии. Проведен сравнительный анализ физико-химических и реологических свойств исследуемой нефти на основе информации из базы данных физико-химических свойств нефти ИХН СО РАН, необходимый для совершенствования геохимических методов поиска месторождений, определения оптимальных технологий добычи и транспортировки такого сырья.

Определены групповые углеводородные составы типичных нефтей важнейших месторождений Монголии, а также их бензиновых, дизельных и масляных фракций. Оценены товарно-технические характеристики этих фракций, намечены пути дополнительной переработки прямогонных фракций с целью доведения их качества до требуемых кондиций.

С помощью масс-спектрометрии детально изучены групповой состав и молекулярно-массовые распределения углеводородов различных структурных типов в типичных нефтях из отложений верхнего и среднего миоцена на месторождениях Сахалина. Газохроматографически установлен индивидуальный состав алифатических и некоторых низших алкилароматических углеводородов в этих нефтях. Прослежены основные тенденции изменения углеводородного состава изученных миоценовых нефтей с глубиной, показана важная роль термодинамических факторов в формировании состава содержащихся в них аренов.

В книгу вошли статьи и отдельные разделы монографий А.Э. Конторовича, посвященные проблемам теории нафтидогенеза, опубликованные им, в том числе в соавторстве, в течение четырех десятилетий. Рассмотрены вопросы геохимии органического вещества в осадках и осадочных породах, методы его диагностики, закономерности и образования углеводородов. Особое внимание уделено роли литогенеза и отдельных его этапов в нефтегазообразовании. Рассмотрены методы диагностики нефтепроизводящих отложений, оценки масштабов генерации нефти и газа по геохимическим данным. Некоторые статьи сборника посвящены развитию учения о зональности нефтегазообразования, а также теории развития осадочных бассейнов как автономных саморазвивающихся систем, влиянию возраста осадочного выполнения бассейнов на их нефтегазоносность, проблемам первичной и вторичной миграции углеводородов. Дана геохимия аквабитумоидов, впервые изученных сибирскими учеными по инициативе и при активном участии автора. Многие работы посвящены проблемам геохимии нефти, особенно геохимии углеводородов-биомаркеров и геохимии изотопов углерода в рассеянном органическом веществе и нефтях. Уделено внимание вопросам цикличности и эволюции нафтидогенеза в истории Земли. Намечены подходы к построению нелинейной теории нафтидогенеза и основные этапы становления осадочно-миграционной теории нафтидогенеза. Для специалистов, работающих в области геологии нефти и газа, а также для студентов вузов.

Определены важнейшие композиционные и структурно-групповые характеристики смол и асфальтенов из 13 тяжелых нефтей различных нефтеносных регионов и четырех природных битумов месторождений Казахстана. Установлено, что величины большинства найденных параметров не выходят за пределы интервалов, найденных ранее для смол и асфальтенов из обычных (легких и средних) нефтей. Сходны и общие тенденции изменения состава и структуры смол и асфальтенов в зависимости от условий залегания объекта. Интервалы колебаний всех композиционных и структурных параметров смол и асфальтенов перекрываются между собой. Известные закономерные различия между этими группами компонентов нефтей проявляются лишь при сравнении средних значений параметров. Высокая способность смол и асфальтенов к межмолекулярной диссоциации с образованием комплекса, полимолекулярных агрегатов, «пачечных» частиц и мицелл придает нефтям и битумам свойства полидисперсных динамически равновесных систем, состояние которых значительно меняется под влиянием внешних факторов.

Изучен структурно-групповой состав кетонов нефтей Западной Сибири. Установлена взаимосвязь состава и структуры кетонов и типа углеводородов в нефтях. Показано, что в нефтях метанонафтенового типа преобладают кетоны алифатического строения, в то время, как в нефтях нафтенового типа - кетоны с циклановыми и ароматическими заместителями.

Исследованы качественные и количественные изменения массы и углеводородного состава нефтяных систем при биодеградации в условиях модельных лабораторных экспериментов. Биодеградация образцов нефтей Советского и Стрежевского месторождений (Западная Сибирь) и месторождения Белый Тигр (Вьетнам) осуществлялась природными ассоциациями микроорганизмов, выделенными из пластовых вод и образцов почв, загрязненных нефтью. Анализ изменений углеводородного состава проведен методом хромато-масс-спектрометрии (ГХ/МС). Установлено, что в процессах биодеградации нефти происходит одновременное разрушение всех частей нефтяной системы - как насыщенных углеводородов, так и высокомолекулярных ее фрагментов - смол и асфальтенов.

Выделены широкие фракции карбонилсодержащих соединений из 6 нефтей различных стратиграфических комплексов Западной Сибири. Методом масс-спектрометрии структурно-группового состава и распределения по числу углеродных атомов кетонов в выделенных концентратах показано наличие гомологических рядов кетонов, включающих соединения от 10 до 32 атомов углерода в молекуле. Методом ГЖХ определено, что в нефтях различного типа присутствует ряд алканонов-2 с распределением по молекулярной массе, характерной для каждой нефти. Наблюдается тенденция уменьшения молекулярных масс алканонов-2 при погружении залежи нефти.

Проведен анализ взаимосвязи химического состава и плотности нефтей с уровнем теплового потока Земли на нефтеносных территориях с использованием карты геотермического и нефтегазоносного районирования территории и глобальной базы данных о физико-химических характеристиках нефтей. Показано, что как в глобальном масштабе, так и на территории России плотность и содержание серы, смол и асфальтенов в нефтях уменьшается с увеличением уровня теплового потока, а содержание парафинов увеличивается. Установлено, что на нефтеносных территориях России с высоким уровнем теплового потока располагаются в основном кайнозойские и мезозойские нефти, а в областях с низким уровнем – палеозойские и протерозойские, что, вероятно, обусловлено тектоническими процессами. Наибольшее число уникальных и крупных месторождений нефти и газа располагаются на территориях с высоким уровнем теплового потока.

Исследование нефтей Колтогорского прогиба и прилегающих к нему районов показало, что состав ароматических соединений не зависит от глубины залегания нефти, а определяется условиями накопления исходного нефтематеринского вещества и тектоническим строением территории.

Анализируется изменение состава и свойств нафтидов (нефти, углеводородных газов и природных битумов) в недрах, а также емкостных и фильтрационных свойств пород. Рассмотрены процессы накопления органического вещества, образования нефти и газа и формирования их залежей. Показаны глобальные закономерности распределения нафтидов. Обоснованы геохимические методы дифференцированного прогнозирования нафтидоностновти, направленные на повышение эффективности поисковых работ и охраны окружающей среды. Для научных сотрудников, работающих в области нефтегазовой геологии и геохимии.

Приведены результаты структурно-группового анализа высокомолекулярных гетероатомных соединений, присутствующих в большом числе мезозойских нефтей месторождений Восточно-Гобийской и Тамсагской нефтеносных провинций Монголии. Найдено, что вместо общий "метанизации" состава нефти, обычно наблюдающейся с увеличением возраста и глубины залегания продуктивных пород, в этих нефтях сокращаются при этом средние размеры молекул смол и среднее содержание в смолах молекул, включающих конденсированные полиареновые ядра и крупные алифатические фрагменты.