Характеристика рассеянного органического вещества и оценка нефтегенерационного потенциала верхнелейасовых отложений Вилюйской синеклизы

НАУКА И ОБРАЗОВАНИЕ, 2013, №2

УДК 550.4:552.578.2

Характеристика рассеянного органического вещества и оценка нефтегенерационного потенциала верхнелейасовых отложений

Вилюйской синеклизы

И.Н. Зуева, О.Н. Чалая, А.Ф. Сафронов, В.А. Каширцев

Проведено геохимическое изучение гумитосапропелитового РОВ верхнелейасовых отложений Вилюйской синеклизы. Установлено, что с погружением пород катагенетические изменения РОВ отчётливо проявляются на градации катагенеза МК1, но по ряду геохимических показателей установлено, что ОВ ещё не достигло ГФН. Величина коэффициента эмиграции нефти на МК1 равна 0,470,50, объёмная плотность массы эмигрировавшей нефти составила 50104 т/км3.

Ключевые слова: сунтарская свита, органическое вещество, сапропелитогумиты, нефть, катагенез, коэффициент эмиграции нефти, объёмная плотность массы эмигрировавшей нефти.

The geochemical investigation of humito-sapropelytes of the Upper Liasic deposits of Viluy syncline is carried out. Catagenesis transformations of organic matter was detected at MK1 gradation. The organic matter of studied samples did not reach the main stage of oil generation. The value of oil migration coefficient equals about 0,47-0,50 for MK1 stage, volume density of emigrated oil mass is 50104t/km3.

Key words: Suntar suite, organic matter, humito-sapropelytes, oil, catagenesis, oil migration coefficient, volume density of emigrated oil mass.

С верхнепалеозойско-мезозойским комплексом отложений Лено-Вилюйского осадочного бассейна связан ряд промышленных газо- и га-зоконденсатных месторождений Якутии. Вместе с тем нефтегенерационный потенциал рассеянного и концентрированного органического вещества (ОВ) данного комплекса в настоящее время оценен не в полной мере. При оценке нефтегенерационного потенциала пород наряду с определением фациально-генетического типа рассеянного органического вещества (РОВ) большое значение имеет термическая зрелость, определяющая его способность генерировать жидкие и газообразные углеводороды (УВ). Выявленная стадийность катагенетического преобразования ОВ осадочных пород и вертикальная зональность проявления главной фазы нефтеоб-разования (ГФН) и главной фазы газообразования указывают на приуроченность генерации жидких УВ к этапам среднего мезокатагенеза

ЗУЕВА Ираида Николаевна - к.г.-м.н., в.н.с. ИПНГ СО РАН, i.n.zueva@ipng.ysn.ru; ЧАЛАЯ Ольга Николаевна - к.г.-м.н., зав.лаб ИПНГ СО РАН; САФРОНОВ Александр Федотович - д.г.-м.н., чл.-корр. РАН, директор ИПНГ СО РАН, a.f.safronov@prez.ysn.ru; КАШИРЦЕВ Владимир Аркадьевич - д.г.-м.н., чл.-корр. РАН, зам. директора Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН, kashircevVA@ipgg. nsc.ru.

МК1-МК3, а генерации газовых УВ, образующих промышленные скопления, к более поздним этапам катагенеза.

Изучению РОВ верхнелейасовых отложений Вилюйской синеклизы посвящены ряд работ [19]. Данная статья является продолжением геохимических исследований и посвящена выяснению специфики состава гумитосапропелито-вого РОВ верхнелейасовых отложений сунтар-ской свиты и оценке её нефтегенерационного потенциала.

Характеристика РОВ верхнелейасовых отложений

Верхнелейасовые отложения сунтарской свиты развиты в Вилюйской синеклизе и прилегающих районах Предверхоянского прогиба, её мощность изменяется от 40 до 60 м, в среднем составляя от 46 до 49 м. Существенно морские условия осадконакопления, нормальная или близкая к ней соленость вод бассейна, значительная удаленность береговой зоны, гумидный климат способствовали накоплению ОВ с преобладанием сапропелевой составляющей [9]. Содержание ОВ в аргиллитах этих отложений изменяется в широком интервале от низких 0,23% до повышенных значений 1,82%. В данной работе РОВ нижнеюрских отложений сун-тарской свиты изучено в интервале погружения пород на глубину от 1352 до 2047 м, что соот-

Т а б л и ц а 1

Геохимическая характеристика РОВ и ХБ из верхнелейасовых отложений сунтарской свиты на различных стадиях катагенеза, %

Стадия катагенеза Значение С Сорг Ихб Рхб Элементный состав ХБ Групповой компонентный состав ХБ

С Н Га масла смолы асф.

ПК3(Б) Миним. 0,23 0,006 0,84 71,0 8,3 7,0 18,0 26,6 9,9

Макс. 1,31 0,062 5,21 83,0 11,2 19,0 52,9 55,6 34,9

Среднее 0,72 0,028 3,22 79,0 9,8 11,2 33,9 44,4 20,2

ПКз-МК! (Б-Д) Миним. 0,48 0,012 1,15 74,3 7,7 2,8 32,8 25,5 4,4

Макс. 1,68 0,108 7,98 85,9 11,3 15,2 64,0 57,9 21,7

Среднее 1,08 0,030 2,95 81,1 10,5 8,4 44,0 46,5 9,3

МК, (Д) Миним. 1,36 0,010 0,83 81,5 10,2 4,7 40,8 40,3 6,6

Макс. 1,82 0,260 2,93 84,7 11,4 7,6 51,4 46,8 15,8

Среднее 1,60 0,050 1,79 82,9 10,9 6,1 45,1 43,8 11,0

ветствует градациям от ПК3 до МК1 по шкале катагенеза, разработанной Г.М. Парпаровой, С.Г. Неручевым и др. [10].

Результаты геохимических исследований показали, что содержание хлороформенных биту-моидов (ХБ) на породу и ОВ изменяется в широком диапазоне (табл.1, рис.1).

Изученные битумоиды также разнообразны по составу и химической структуре, что отмечалось ранее предшествующими исследователями [1-3]. В элементном составе содержание углерода составляет от 71,0 до 85,9%, водорода -8,3-11,4%, гетероатомов - от 2,8 до 19,0%. Количество масел варьирует от 18,0 до 64,0%, смол - от 25,5 до 57,9% и асфальтенов - от 4,4 до 34,9%. Большие вариации в составе биту-моидов отмечаются как на стадии ПК3, так и МК1, т.е. вне зависимости от глубины погружения пород и катагенетической зрелости ОВ.

Для каждой стадии катагенеза среди гаммы различающихся по составу битумоидов отчётливо выделяются разности ХБ, отвечающие син- и эпибитумоидам. Различия в химической структуре ХБ этих битуминозных разностей прослеживаются по данным ИК-спектроскопии, элементного и группового компонентного составов. В синбитумоидах в отличие от эпибиту-моидов выше содержание кислородных групп и связей: относительные коэффициенты поглощения карбонильных групп в области 1700 см-1 равны 1,24 и 0,84, соответственно, гидроксиль-ных групп в области 3300 см-1 - 0,32 и 0,13. В химической структуре ХБ синбитумоидов установлено также более высокое участие ароматических структур: значения относительных коэффициентов поглощения в области 1600 см-1 вдвое выше по сравнению с ХБ эпибитумоидов. В масляной части ХБ различия более значительны. Масляные фракции эпибитумоидов в отдельных образцах практически нацело представлены твёрдыми парафинами, а нафтеново-ароматические углеводороды характеризуются

Рис.1. Выход ХБ на породу в отложениях сунтарской свиты

высокой гибридностью - свыше 76,4% углерода в них связано с алифатическими фрагментами молекул.

Анализ распределения битумоидов по разрезу показал, что проявление эпигенетичной биту-минозности тяготеет к верхней части свиты, что может быть обусловлено приуроченностью к этой части разреза маломощных прослоев песчаников и переслаивания алевролитов и аргиллитов. На рис. 2 приведена картина распределения выхода ХБ на породу и ОВ по разрезу сун-тарской свиты для Мастахской площади, которая прослеживается и на Средневилюйской и Толонской площадях.

На Мастахской площади ближе к кровле свиты в интервале 1440-1460 м выход ХБ на породу составляет 0,067-0,104 по сравнению с 0,011-0,034% в более погруженной части, величина рхб равна 9,6-22,3 и 1,1-4,3, соответственно. В направлении от подошвы к кровле свиты возрастает песчанистость.

На глубине 1730 м отмечен ещё один уровень появления вторичной битуминозности. Далее с

Рис. 2. Изменение содержания ХБ на породу (а) и ОВ (б) по разрезу сунтарской свиты (Мастахская площадь), %

погружением пород наблюдается тенденция к падению выхода ХБ и уменьшению величины Рхб, что характеризует сингенетичный фон, который достаточно выдержан по направлению к подошве, сложенной тёмно-серыми плитчатыми алевритистыми аргиллитами и чёрными тонко-отмученными алевритистыми глинами [11]. У самой кровли отмечается небольшое увеличение выхода ХБ, но при этом рхб остается низким.

При более детальном изучении химической структуры ХБ - углеводородной и смолистой части методами ИК-спектроскопии и индивидуального состава УВ-методами хромато-масс-спектроскопии также обнаружены большие различия битумоидов. Так, по данным ИК-спек-троскопии, в масляной части ХБ содержание углерода в ароматических циклах варьирует от 9,3 до 25,9%. Причём в образцах с низким содержанием ароматического углерода отмечается большое содержание твёрдых парафинов по присутствию в ИК-спектре дублета 720 и 730 см-1. Нафтеново-ароматические УВ существенно отличаются по содержанию углерода в ароматических циклах от 23,6 до 66,5%. Для одной группы образцов нафтеново-ароматиче-ские УВ характеризуются большой гибридно-стью, поскольку большая часть углерода в них (до 76,4%) связана с алифатическими радикалами. В этих битумоидах установлено самое низкое содержание полициклических аренов -5,3%. Всё эти особенности скорее присущи миграционным разностям битумоидов. В то же время в изученном разрезе присутствует другая группа образцов, состав нафтеново-ароматиче-ских УВ которых характеризуется низкой гиб-

ридностью - содержание углерода в алифатических фрагментах вдвое ниже 33,1% , количество поли-аренов выше в четыре раза и составляет 22,9% по сравнению с 5,3%. Такой состав ароматических УВ в большей степени соответствует сингенетичным (для стадии ПК3) либо сингенетичным остаточным разностям би-тумоидов (для стадии МК1).

В смолистой части биту-моидов в отличие от углеводородной преобладают ароматические структуры ( полосы поглощения -п.п. 750, 810, 880, 1600 см-1). Кислородсодержащие соединения представлены карбонильными (п.п. 1720 и 1700 см-1) и гидроксильными группами (п.п. 3300см-1), а также эфирными связями (п.п. 1170 и 1250 см-1). Причём в отличие от углеводородной части в химической структуре фракций как бензольных, так и спиртобензольных смол не установлено существенных различий, в том числе и по участию кислородсодержащих групп и связей. Последнее обстоятельство позволяет предположить, что изменение содержания кислородных групп и связей в составе нефракционированных битумоидов по разрезу свиты скорее всего обусловлено различным соотношением углеводородной и смолисто-асфальтеновой части в составе ХБ, что может отражать влияние миграционных процессов.

В целом наблюдающаяся пестрая картина распределения выхода битумоидов по разрезу свиты и большие вариации в их составе свидетельствуют о присутствии целой гаммы битуминозных разностей - сингенетичных, эпигене-тичных, смешанных и сингенетично остаточных (рис. 1-2).

Наложение отчётливо выраженной вторичной битуминозности, обусловленной привносом углеводородных флюидов из нижележащих отложений и возможной миграцией в пределах самой сунтарской свиты из её более погруженных частей к менее погруженным, существенно осложнило задачу выявления картины катагенети-ческих преобразований РОВ.

Изменения в составе РОВ начинают проявляться при переходе от стадии ПК3 к МК1, начиная с глубины 1700 м. Это выражается в увеличении доли ХБ и количества УВ, возрастании содержания углерода и уменьшении гетероато-

мов в элементном составе ХБ (табл.1). С середины стадии МК1 наблюдается обратная тенденция в изменении содержания битумоидов, их элементного и группового составов. Повышение содержания гетероэлементов, количества ас-фальтенов и смол в гумитосапропелитах может указывать на имевшие место процессы эмиграции УВ. С глубиной погружения пород происходит усиление процессов эмиграции битумои-дов, которые начинают преобладать над процессами генерации, что выражается в появлении «остаточных битумоидов».

Изменения в составе насыщенных алканов ХБ РОВ гумитосапропелитов в зоне катагенеза выражены в увеличении доли относительно низкомолекулярных н-алканов, сдвиге максимума из высокомолекулярной области с нС23 ,25,27 на нС20-21, выравнивании значения коэффициента нч/ч, увеличении в составе изопреноидов доли относительно низкомолекулярных структур. При этом сохраняется бимодальное распределение н-алканов с присутствием второго максимума в низкомолекулярной области на С17-С19. Большие вариации в характере распределения н-алканов в ХБ могут быть обусловлены не только различным соотношением сапропелевой и гумусовой составляющих в исходном ОВ, накапливавшимся в единых фациальных условиях и находящимся на одинаковых стадиях катагене-тического превращения [9], но и наложением миграционных битумоидов.

Для стерановых УВ с нарастанием катагенеза повышается коэффициент созревания, т.е. отношение стеранов С29 (14a,17ß,20R+20S/5a20R). В составе гомогопанов увеличивается отношение S-изомеров к R-изомерам, что указывает на преобладание геогопанов над биогопанами. Вместе с тем в составе индивидуальных насыщенных УВ обнаружен биологический гопан -17ß(H),21ß(H) трисноргопан С27 на градациях катагенеза ПК3 и МК1, содержание которого уменьшается с нарастанием катагенеза. Присутствие этого гопана Ал.А. Петровым рассматривается как один из показателей недостаточно высокой зрелости ОВ [12].

Количественная оценка эмиграции нефти и массы эмигрировавших УВ из материнских пород верхнелейасовых отложений сунтарской свиты

Оценка отдачи микронефти проведена по разрезу пород верхнелейасовых отложений сун-тарской свиты в интервале глубин 1377-2047 м, что соответствует изменению градаций катагенеза от ПК3 до МК1. Проведена диагностика типов битумоидов и выделены син-, эпи- и остаточные разности ХБ. Результаты диагностики

вместе с данными по химическому составу этих типов битумоидов были использованы для оценки значений коэффициентов миграции нефти из материнских пород верхнелейасовых отложений.

Коэффициенты эмиграции нефти рассчитаны по уравнениям материального баланса, предложенным С.Г. Неручевым, согласно которым, количество любого компонента в исходном би-тумоиде (синбитумоиде) до эмиграции нефти равно его суммарному количеству в остаточном и эмигрировавшем битумоидах [13,14]. В данной работе средние значения коэффициентов эмиграции нефти из материнских пород для различных градаций катагенеза РОВ были рассчитаны по набору следующих геохимических параметров - содержание углерода и гетероато-мов в элементном составе ХБ, содержание УВ в групповом составе ХБ, выход ХБ на породу (аХб,%) и ОВ (рхб,%).

Масса эмигрировавших УВ из материнских пород верхнелейасовых отложений по формуле, предложенной в работе [15]:

Qэм=[(0,01Кэм/(1-Кэм)] рШЬ, где Ь= ахб ост,% - выход остаточного битумоида на породу; Кэм-коэффициент эмиграции нефти из материнских пород нефтепроизводивших толщ; H - мощность пород нефтепроизводив-шей свиты; S - площадь.

Учитывая, что в процессе горячей экстракции битумоидов неизбежны потери легких УВ, для величины QIэм введена поправка на низкокипя-щие фракции с учетом их содержания в нефтях Вилюйской синеклизы.

В табл. 2 и на рис. 3 приведены значения коэффициентов эмиграции нефти из аргиллитовой пачки верхнелейасовых отложений Вилюйской синеклизы.

На стадии, переходной от ПК3 к МКЬ коэффициенты эмиграции нефти характеризуются близкими значениями 0,36-0,38. По мере созревания ОВ на стадии МК значения коэффициента возрастают до 0,47-0,50. Полученные результаты показывают, что из аргиллитовых пород сунтарской свиты могло эмигрировать около 38 % генерированных УВ на стадии ПК3 и до 50% на стадии МК!.

Согласно расчётам, величина объёмной плотности массы эмигрировавших из материнских пород верхнелейасовых отложений оценивается в 27-32-104 т/км3 на стадии ПК3 и возрастает до 50• 104 т/км3 на стадии МКЬ что составляет около 50% от массы микронефти, генерированной этим типом ОВ. При благоприятных геологических условиях эмигрировавшие УВ могли поступать в породы-коллекторы, образуя залежи УВ флюидов.

Т а б л и ц а 2

Количество эмигрировавших УВ из материнских пород верхнелейасовых отложений

Площадь Глубина, м Стадия катагенеза Коэф. эмиграции нефти Исходные параметры аХб ост., % Qэм, т/км3 Q эм, т/км3

Средне-вилюйская 1377-1393 ПК (Б) 0,36 Кпотерь- 1,67 р=2,2 т/м3 0,0130 16-104 27-104

Северо-Линденская 1708-1768 ПК (Б) 0,38 Кпотерь- 1,67 р=2,2 т/м3 0,0140 19-104 32-104

Бадаранская 2017-2025 ПК-МК1 (Б-Д) 0,47 Кпотерь-1,67 р=2,2 т/м3 0,0155 30-104 50-104

Бадаранская 2033-2047 МК1 (Д) 0,51 Кпотерь-1,67 р=2,2 т/м3 0,0130 30-104 50-104

Обозначения: Qэм - количество эмигрировавших битумоидов из материнских пород нефтепро-изводивших свит на единицу объёма пород (или объёмная плотность массы мигрировавших битумоидов); QIэм - количество эмигрировавших битумоидов из материнских пород из нефте-производивших свит на единицу объёма пород с учётом поправки на потери лёгких фракций при экстракции; Кпотерь - коэффициент, учитывающий потерю лёгких фракций при экстракции битумоидов из пород: при выходе фракций до 300°С, равном 40%, Кпотерь=1,67; р= - плотность аргиллитов.

Интервал глубин, м Стадия катагенеза

1377-1393 ПК

1708-1768

2017-2025 ПК-МК1

2033-2047 МК1

Объем, плотность массы эмигрировавших "УВ,

ил3 К.4

Рис. 3. Изменение коэффициента миграции нефти и объёмной плотности массы эмигрировавшей нефти с глубиной погружения пород верхнелейасовых отложений Вилюйской синеклизы

Полученные результаты указывают на различный генерационный потенциавл РОВ разных фациально-генетических типов на начальных этапах мезокатагенеза. Так, в верхнепермских отложениях, в составе ОВ которых преобладают гумиты, величина объёмной плотности массы эмигрировавших битумоидов из материнских пород на стадии МК1 составила всего 23 104 т/км3 по сравнению с 50104 т/км3 для верхне-лейасовых отложений, в исходном ОВ которых преобладают сапропелиты. Эти различия могут рассматриваться как один из показателей более высокого нефтегенерационного потенциала РОВ гумитосапропелитового типа отложений

верхнего лейаса по сравнению с сапро-пелитогумитовым РОВ верхнепермских отложений Вилюй-ской синеклизы.

Выводы

Наложение отчётливо выраженной вторичной битуми-нозности, обусловленной смещением мигрировавшей нефти из нижележащих отложений вверх по разрезу и возможной миграцией в пределах самой сунтарской свиты из её более погруженных частей в зону протокатаге-неза, где РОВ еще не достигло ГФН, существенно осложнило задачу выявления картины катагенети-ческих преобразований РОВ.

Начало катагене-тических превращений состава РОВ гу-мито-сапропелитов верхнелейасовых отложений проявляется уже при переходе от стадии ПК3 к МК1 на глубине 1700 м, эти процессы усиливаются с погружением пород на стадии МК1. С середины МК1 отмечена обратная тенденция в изменении содержания битумоидов, их элементного и группового составов, что указывает на начало развития процессов эмиграции битумоидов с дальнейшим погружением пород.

Микронефть из отложений верхнего лейаса по составу биомаркеров может быть отнесена к нефтям, генерированным РОВ гумитосапропе-литового типа невысокой зрелости, не достигшим ГФН.

Причём на начальных этапах катагенеза РОВ с преобладанием сапропелевой составляющей характеризуется более высоким нефтегенераци-онным потенциалом по сравнению с РОВ с пре-бладанием гумусовой составляющей. При близ-

ПОРТНЯГИН, ФЕДОРОВА, ШИЦ, ШИЛОВА

ких значениях коэффициентов отдачи микронефти объёмная плотность массы эмигрировавших битумоидов на стадии МК1 для гумитоса-пропелитов в 2,5 раза больше по сравнению с сапропелитогумитами верхнепермской толщи.

Из отложений верхнего лейаса Вилюйской синеклизы эмигрировало от 38 до 50% генерированных битумоидов. Учитывая достаточно высокую объёмную плотность массы эмигрировавших битумоидов, можно предположить, что при сочетании благоприятных геологических факторов эмигрировавшие УВ могли поступать в породы-коллекторы, образуя залежи УВ флюидов.

Литература

1. Бодунов Е.И., Иванова Л.Г. Распределение битумоидов в некоторых толщах Вилюйской синеклизы // Нефтегазоносность Западной Якутии. - Новосибирск: Наука, 1973. - С.120-123.

2. Сороко Т.И. Геохимическая характеристика рассеянного органического вещества верхнелейасо-вых отложений Вилюйской синеклизы и оценка их нефтепроизводящих свойств // Нефтегазоносность Западной Якутии. - Новосибирск: Наука, 1973 -С.78-85.

3. Изосимова А.Н. Сравнительное изучение биту-моидов и нефтей мезозойских и пермских отложений Вилюйской синеклизы с целью диагностики нефте-производящих отложений: автореф. дис. ... к.г.-м.н. - Новосибирск, 1974. - 18 с.

4. Изосимова А.Н., Чалая О.Н. Реликтовые углеводороды в органическом веществе и нефтях Западной Якутии. - Новосибирск: Наука, 1989. - 127 с.

5. Зуева И.Н. Генетические типы органического вещества и нефтей Западной Якутии (по данным

ИК- и УФ-спектроскопии): автореф. дис. ... к.г.-м.н. - Л.: ВНИГРИ, 1984. - 18 с.

6. Каширцев В.А. Природные битумы северо-востока Сибирской платформы. - Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1988. - 104 с.

7. Каширцев В.А. Органическая геохимия нафти-дов востока Сибирской платформы. - Якутск: ЯФ Изд-ва СО РАН, 2003. - 160 с.

8. Сафронов А.Ф., Бодунов Е.И., Каширцев В.А. и др. Условия генерации углеводородов в верхнепалеозойских и мезозойских отложениях северовосточной окраины Сибирской платформы // Геология и геофизика. - 1979. -№1. - С.3-8.

9. Геохимия органического вещества нефтегазоносных отложений Западной Якутии. - Новосибирск: Наука, 1984. - 113 с.

10. Катагенез и нефтегазоносность // Г.М. Парпа-рова, С.Г. Неручев, А.В. Жукова и др. - Л.: Недра, 1981. - 240 с.

11. Гриненко В.С., Князев В.Г. Стратиграфия юрских отложений Хапчагайского и Лено-Вилюйского районов: расчленение и межрегиональная корреляция // Отечественная геология. - 2008. - №5. - С.72-78

12. Петров Ал.А. Углеводороды нефти. - М.: Наука, 1984. - 264 с.

13. Неручев С.Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти. - Л.: Недра, 1969. - 240 с.

14. Неручев С.Г., Рогозина Е.А. Геохимические основы прогноза нефтегазоносности. - СПб.: ВНИГРИ, 2010. - 280 с.

15. Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности. - М.: Недра, 1976. - 250 с.

Поступила в редакцию 25.04.2013

УДК 622.276.72

Изучение свойств полимерных растворов и эффективности вытеснения ими нефти в специфических условиях месторождений

Юго-Западной Якутии

А С. Портнягин, А.Ф. Федорова, Е Ю. Шиц, Ю.Э. Шилова

Изучены особенности реологического поведения и уровень нефтевытеснения растворов с различной концентрацией карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) и полиэтиленгликоля (ПЭГ) в условиях коллекторов с низкими пластовыми температурами и высокой минерализацией пластовых вод.В результате проведенных исследований показано, что исследованные растворы вытеснения на основе Ыа-КМЦ 5 и 7 г/л обладают высокими значениями коэффициента извлечения нефти (КИН) и могут быть рекомендованы для практического применения.

ПОРТНЯГИН Альберт Серафимович - м.н.с. ИПНГ СО РАН, al220282@mail.ru; ФЕДОРОВА Айталина Федоровна - к.т.н., в.н.с. ИПНГ СО РАН; ШИЦ Елена Юрьевна - к.т.н., зав. лаб. ИПНГ СО РАН; ШИЛОВА Юлия Эдуардовна - аспирант ИПНГ СО РАН.