ИСТИНА

В работе применен метод главных компонент вместе с тепловой картой корреляций для определения взаимосвязи жидких углеводородов с нефтегазоматеринскими толщами в бассейне дельты Нила. Метод главных компонент позволил отобразить образцы нефти и нефтегазоматеринских пород в едином пространстве главных компонент, а тепловая карта – расшифровать оси этого графика. По результатам исследования удалось определить характеристики материнских толщ для углеводородов – это породы с III типом керогена и исходным водородным индексом менее 200 мг УВ/г Сорг, производившие жидкие углеводороды на стадиях МК1-МК2, то есть в ранней-основной фазе главной зоны нефтегенерации. Ближайшими к исследуемым нефтям по обстановке осадконакопления являются миоценовые нефтегазоматеринские отложения.