Нефтегазогенерационный потенциал среднеюрских углей Улуг-Хемского бассейна
- Авторы: Ондар С.А.1, Бушнев Д.А.1,2, Смирнова Н.А.3
-
Учреждения:
- Тувинский институт комплексного освоения природных ресурсов СО РАН
- Институт геологии Федерального исследовательского центра Коми Научного центра УрО РАН
- Национальный исследовательский Томский политехнический университет
- Выпуск: Том 336, № 1 (2025)
- Страницы: 98-107
- Раздел: Статьи
- URL: https://journals.rcsi.science/2500-1019/article/view/281175
- DOI: https://doi.org/10.18799/24131830/2025/1/4671
- ID: 281175
Цитировать
Полный текст
Аннотация
Актуальность. Среднеюрское угленакопление прослеживается на обширных территориях Сибири и Азии. Эти отложения в Улуг-Хемском угольном бассейне, расположенном на юге Восточной Сибири (Республика Тыва, Россия), являются доступным для изучения стратиграфическим аналогом углистых материнских пород Западной Сибири (тюменская свита J2tm), а также нефтегазоносных бассейнов северо-запада Китая (формация Сишаньяо J2x). Изучение их генерационных свойств позволит сделать прогноз зон распространения потенциальных углистых материнских пород на сопредельных слабоизученных территориях. Цель и методы. Оценка углеводородного потенциала углей и углистых пород Улуг-Хемского бассейна на основе результатов пиролиза Rock-Eval. Результаты и выводы. По данным пиролиза угли среднеюрского возраста Улуг-Хемского бассейна имеют значительный углеводородный потенциал. Кероген представлен смесью II и III типов, витринитом и липтинитом в разных соотношениях. Для углей Межегейского и Элегесткого месторождений потенциал генерации жидких и газообразных углеводородов в существенной мере реализован. Оценка количества углеводородов, которое могло быть произведено углями в ходе нафтидогенеза, достигает очень высоких значений – 100–170 мг УВ/г породы. Сопоставление полученных нами характеристик по углеводородам-биомаркерам и мацеральному составу среднеюрских улугхемских углей с опубликованными данными по ряду одновозрастных углистых нефтегазоматеринских пород бассейнов северо-западного Китая и Западной Сибири позволяет говорить о родстве их органического вещества. Углеводородный потенциал органического вещества среднеюрских углей и их аналогов может быть реализован в условиях осадочных бассейнов сопредельной Монголии, еще не известных своей нефтегазоносностью.
Ключевые слова
Полный текст
Введение
Для оценки типа органического вещества нефтематеринских пород и его генерационного потенциала широко применяется экспрессный метод пиролиза по типу Rock-Eval [1]. Органическое вещество (ОВ) ископаемых углей в ряде случаев обладает значительным нефтегазоматеринским потенциалом и может выступать в качестве породы – генератора ископаемых углеводородов (УВ) [2]. Данная работа является продолжением цикла исследований геохимии ОВ и петрографического состава среднеюрских углей Улуг-Хемского бассейна. Проведенные нами ранее исследования состава углеводородов-биомаркеров в экстрактах из этих углей показали, что их ОВ представлено остатками наземной и водной растительности [3, 4].
Геологическое строение
Улуг-Хемский угольный бассейн расположен на юге Восточной Сибири. Этот бассейн в виде обширной отрицательной структуры, заполненной юрскими озерными осадками, сформировался на постгерцинском и салаирском основании практически одновременно с целой серией аналогичных структур в Монголии и Китае. Угленосный разрез бассейна представлен элегестской J1el и эрбекской J2er свитами нижней и средней юры, соответственно, которые перекрываются слабоугольными салдамской J3sl и бомской J3-K1bm свитами верхней юры – нижнего мела. Максимально угленасыщенной является эрбекская свита, содержащая наиболее выдержанный и имеющий промышленное значение угольный пласт Улуг мощностью от 0,5 до 20 м [5]. По кровле пласта Улуг эрбекская свита расчленена на две подсвиты, возраст которых обоснован в объеме аален‑байоса и бата соответственно [6]. Палинокомплекс байоса в нижнеэрбекской подсвите аналогичен споро-пыльцевому комплексу байоса, прослеженному в средней подсвите итатской свиты с пластом рабочей мощности «Итатский» и в бородинской свите с пластом «Бородинский» Канско-Ачинского бассейна [7].
Материалы и методы
Исследованы образцы ископаемых углей пласта Улуг эрбекской свиты (J2er) из четырех местонахождений. Это разрезы Межегейского, Каа-Хемского и Элегестского месторождений, а также естественный выход пласта Улуг на горе Бегреда.
Углепетрографические исследования включали изучение мацерального состава под микроскопом ПОЛАМ 312-Р и Olimpus BX-60 в шлифах в проходящем и отраженном свете методом подсчета не менее 500 точек в каждом образце. Замеры отражательной способности витринита в аншлифах проводились на микроскопе-спектрофотометре МСФП-2 (ИНГГ СО РАН, г. Новосибирск) при длине волны 546 нм в воздушной среде и пересчитывались в значения отражательной способности витринита в иммерсионной среде (Ro).
Для пиролитических исследований образцы измельчались до порошкообразного состояния вручную и после просеивания использовали навеску породы массой от 10 до 100 мг для пиролиза и измерения общего органического углерода (ТОС) в режиме Bulk Rock на приборе Rock-Eval 6 компании Vinci Technologies. Пиролиз Rock-Eval включал программируемый нагрев от 300 до 650 °C (25 °C/мин) породы в инертной атмосфере.
Результаты и обсуждение
Мацеральный состав углей
В составе углей пласта Улуг наблюдается преобладание компонентов группы витринита (от 71 до 100 %) (рис. 1). Среди них доминирует бесструктурный гелинит (66–99 %), в меньшей степени представлены телинит (от 0 до 21 %) различной степени сохранности и обрывки колотелинита. Повышенные содержания телинита с хорошей степенью сохранности клеточной структуры характерны для образцов с горы Бегреда, а также углистых алевролитов в основании пласта Улуг на Каа-Хемском месторождении.
Рис. 1. Компонентный состав органического вещества углей пласта Улуг Улуг-Хемского бассейна: 1 – Элегестское, 2 – Межегейское, 3 – Каа-Хемское месторождения, 4 – обнажение Бегреда
Fig. 1. Maceral composition of the Ulug coal bed in Ulug-Khem Basin: coal deposits: 1 – Elegest, 2 – Mezhegey, 3 – Kaa-Khem, 4 – Begreda outcrop
Содержание инертинитовых компонентов варьирует от 0 до 29 %. При этом наиболее повышенные значения (6–29 %) зафиксированы в углях на горе Бегреда, где они представлены в основном фюзинитом (1–16 %), реже макринитом (0–24 %), тогда как в образцах остальных разрезов суммарно группа инертинита не превышает 3,4 %.
В состав группы липтинита в изученных углях входят мацералы кутинита, споринита, резинита и липтодетринита общим содержанием до 5,4 %. Среди них преобладает кутинит (до 4 %), тогда как споринит, резинит и липтодетринит не превышают 1 %. Каа-хемские угли наиболее обогащены липтинитом.
В межегейских углях с наибольшей по геохимическим данным долей аквагенного органического вещества примененными микроскопическими методами липтинитовые компоненты не обнаруживаются. Диагностика липтинита (альгинита) на высоких стадиях катагенеза затруднена [8–10] из-за изменения им своих оптических свойств.
Таким образом, угли средеюрского пласта Улуг по своему углепетрографическому составу сложены преимущественно витринитом, второстепенными компонентами являются мацералы группы инертинита и некоторые мацералы группы липтинита, которые в совокупности характеризуют гумусовое ОВ.
Углеводородный потенциал улуг-хемских углей
Результаты пиролитических исследований представлены в табл. 1 и на рис. 2.
Водородный индекс исследованных образцов изменяется от 8 до 321 мг УВ/г TOC, что указывает на присутствие в разрезе интервалов с ОВ, обладающим различным генерационным потенциалом. Показатель отражательной способности витринита Ro варьирует от 0,57 до 0,73 %. Термическая зрелость, определяемая по параметру Тmax, изменяется в исследуемых углях Улуг-Хемского бассейна от 423 до 451 °С. Взаимосвязь этих двух параметров имеет линейный характер в зоне Ro=0,51,5 % и соответствует органическому веществу, находящемуся на градации катагенеза МК11 –МК2. Подобная катагенетическая зональность была показана на гумусовом материале из Гыданской параметрической скважины № 130 на севере Западной Сибири [11].
То есть нами исследованы породы, как ещё не вступившие в главную фазу нефтеобразования, так и достигшие её пика. Сам же углеводородный потенциал (S2) в ряде исследованных углей достигает очень высоких значений, доходящих до 247 мг УВ/г породы.
Сопоставим результаты, полученные при исследовании различных разрезов угленосной толщи Улуг-Хемского бассейна (рис. 2).
ОВ углей, отобранных из обнажения Бегреда, по результатам пиролиза относится к террагенному типу, является довольно окисленным и обладает самым низким из всех исследованных образцов генерационным потенциалом. Степень их термической преобразованности соответствует началу главной зоны нефтеобразования (МК11, Rо=0,56–0,60 %). Каа-хемские угли, напротив, отличаются довольно значительным для угля водородным индексом (243<HI<321 мг УВ/г ТОС) и минимальным кислородным (OI), обладают высоким углеводородным потенциалом, их ОВ характеризуется как слабопреобразованное (МК11). Межегейские угли имеют достаточно высокий остаточный потенциал и по степени зрелости ОВ соответствуют главной фазе нефтеобразования. Углеводородный потенциал образца элегестского угля в значительной мере реализован, так как низкое значение HI в нём сочетается с повышенным значением Tmax.
Сравнительный анализ данных по углям Каа-Хемского и Элегесткого месторождений может свидетельствовать о принадлежности их ОВ к одной линии термической эволюции керогена преимущественно II–III типа. Отсюда следует, что повышение термической зрелости от 423 до 447 °C Тmax или градации катагенеза от МК11 до МК2 в случае ОВ каа-хемского типа приводит к образованию до 122 мг УВ/г породы с последующей их эмиграцией из углистой толщи.
Ещё один разрез с высокой степенью термической преобразованности ОВ угля – это Межегейское месторождение. Здесь, судя по высоким значениям HI, при повышенном до 451 °C Тmax содержится ОВ II–III типов со значительным вкладом II типа. Незрелых аналогов этого ОВ в изученных разрезах Улуг-Хемского бассейна нами не обнаружено. Поэтому оценку уже реализованного углеводородного потенциала углистого вещества межегейского типа можно условно дать с применением данных по образцам тюменской свиты (J2tm) из Западно-Сибирских разрезов, наиболее насыщенных богатым водородом ОВ [12]. Эта оценка позволяет получить впечатляющие 179 мг УВ/г породы уже реализованного межегейским углём потенциала.
Таблица 1. Результаты пиролиза Rock-Eval, TOC и отражательная способность витринита среднеюрских углей Улуг-Хемского бассейна
Table 1. Rock-Eval parameters, TOC and vitrinite reflectance Ro values of samples from the Middle Jurassic rocks of the Ulug-Khem Basin
Образец Sample | S1 | S2 | PI | Tmax | S3 | TOC | HI | OI | S1+S2 | MPI-1 | Rc, % | Ro, % |
MU-18-1 | 1,33 | 230,48 | 0,01 | 450 | 2,42 | 80,54 | 286 | 3 | 231,81 | 1,33 | 1,17 | 0,71 |
MU-18-2 | 1,00 | 228,05 | 0 | 450 | 2,82 | 85,64 | 266 | 3 | 229,05 | 1,42 | 1,22 | 0,68 |
MU-18-3 | 1,4 | 222,12 | 0,01 | 448 | 2,04 | 80,81 | 275 | 3 | 223,52 | 1,37 | 1,18 | 0,70 |
MU-18-4 | 1,07 | 205,28 | 0,01 | 451 | 2,84 | 82,96 | 247 | 3 | 206,35 | 1,32 | 1,17 | – |
MU-18-5 | 1,63 | 236,22 | 0,01 | 451 | 2,10 | 83,67 | 282 | 3 | 237,85 | 1,31 | 1,15 | – |
MU-18-6 | 1,13 | 246,86 | 0 | 450 | 2,16 | 88,50 | 279 | 2 | 247,99 | 1,20 | 1,10 | – |
E-17 | 1,81 | 90,62 | 0,02 | 447 | 16,41 | 78,13 | 116 | 21 | 92,43 | 1,08 | 1,02 | – |
UE-17-3 | 1,77 | 67,41 | 0,03 | 449 | 51,63 | 72,21 | 93 | 71 | 69,18 | – | – | 0,73 |
UE-17-4 | 2,07 | 93,19 | 0,02 | 450 | 37,64 | 77,33 | 121 | 49 | 95,26 | – | – | 0,71 |
UE-17-5 | 1,94 | 72,96 | 0,03 | 450 | 45,83 | 71,9 | 101 | 64 | 74,90 | – | – | 0,72 |
KKh-4-14 | 2,52 | 157,15 | 0,02 | 427 | 4,53 | 62,62 | 251 | 7 | 159,67 | 0,35 | 0,58 | - |
KKh-3-14 | 1,54 | 74,86 | 0,02 | 427 | 1,83 | 28,53 | 262 | 6 | 76,40 | 0,41 | 0,62 | 0,57 |
KKh-8-14 | 1,99 | 85,93 | 0,02 | 430 | 1,67 | 30,89 | 278 | 5 | 87,92 | 0,34 | 0,58 | – |
KKh-9-14 | 2,47 | 166,09 | 0,01 | 427 | 4,29 | 68,33 | 243 | 6 | 168,56 | 0,32 | 0,56 | – |
KKh-270-3 | 2,69 | 224,83 | 0,01 | 423 | 3,29 | 76,56 | 294 | 4 | 227,52 | – | – | – |
KKh-270-4 | 3,95 | 236,08 | 0,02 | 426 | 3,64 | 80,06 | 295 | 5 | 240,03 | – | – | – |
KKh-270-5 | 3,52 | 238,20 | 0,01 | 424 | 3,60 | 80,35 | 296 | 4 | 241,72 | – | – | – |
KKh-270-6 | 2,80 | 198,29 | 0,01 | 427 | 2,83 | 69,11 | 287 | 4 | 201,09 | – | – | – |
KKh-270-7 | 0,92 | 41,60 | 0,02 | 424 | 1,02 | 14,96 | 278 | 7 | 42,52 | – | – | – |
KKh-269-1 | 4,00 | 206,19 | 0,02 | 427 | 2,73 | 64,23 | 321 | 4 | 210,19 | – | – | – |
KKh-269-2 | 2,67 | 233,40 | 0,01 | 423 | 2,85 | 78,93 | 296 | 4 | 236,07 | – | – | 0,58 |
KKh-269-3 | 2,69 | 240,78 | 0,01 | 424 | 3,23 | 78,39 | 307 | 4 | 243,47 | – | – | – |
KKh-269-4 | 4,48 | 229,22 | 0,02 | 425 | 3,26 | 76,13 | 301 | 4 | 233,70 | – | – | 0,59 |
KKh-269-5 | 2,33 | 218,14 | 0,01 | 425 | 4,58 | 82,15 | 266 | 6 | 220,47 | – | – | 0,58 |
BG-229-1 | 0,17 | 4,05 | 0,04 | 435 | 21,80 | 48,71 | 8 | 45 | 4,22 | 0,07 | 0,41 | – |
BG-229-2 | 0,29 | 5,94 | 0,05 | 432 | 23,84 | 53,23 | 11 | 45 | 6,23 | 0,04 | 0,39 | 0,60 |
BG-229-3 | 0,29 | 5,95 | 0,05 | 436 | 23,91 | 56,29 | 11 | 42 | 6,24 | 0,04 | 0,39 | 0,59 |
BG-229-4 | 0,57 | 40,20 | 0,01 | 433 | 33,89 | 59,34 | 68 | 57 | 40,77 | 0,21 | 0,50 | 0,58 |
BG-229-5 | 0,5 | 38,91 | 0,01 | 434 | 32,31 | 58,51 | 67 | 55 | 39,41 | 0,22 | 0,50 | 0,59 |
BG-229-6 | 0,57 | 45,06 | 0,01 | 435 | 27,05 | 50,65 | 89 | 53 | 45,63 | 0,18 | 0,48 | 0,56 |
BG-229-8 | 0,78 | 23,35 | 0,03 | 431 | 20,08 | 40,66 | 57 | 49 | 24,13 | 0,12 | 0,44 | 0,58 |
BG-229-9 | 0,56 | 26,47 | 0,02 | 432 | 27,07 | 50,35 | 53 | 54 | 27,03 | 0,16 | 0,47 | 0,57 |
BG-229-10 | 0,66 | 42,26 | 0,02 | 433 | 33,91 | 59,44 | 71 | 57 | 42,92 | 0,16 | 0,47 | 0,57 |
Примечание: S1 – свободные и адсорбированные УВ, мг УВ/г породы; S2 – УВ-продукты пиролиза, мг УВ/г породы; PI – индекс продуктивности =S1/(S1+S2); Tmax – температура максимального выхода УВ при пиролизе, °C; S3 – выход двуокиси углерода, мг CO2/г породы; TOC – содержание органического углерода, %; НI – водородный индекс =S2×100/TOC, мг УВ/г TOC; OI – кислородный индекс =S3×100/TOC, мг CO2/г TOC; MPI-1=1,5*(3MP+2MP)/(P+9MP+1MP), где MP – метилфенантрен, P – фенантрен; Rc=0,6MPI+0,4; Ro – отражательная способность витринита, %.
Note: S1 – free and adsorbed hydrocarbons, mg HC/g rock; S2 – pyrolysis hydrocarbon products, mg HC/g rock; PI – productivity index [S1/(S1+S2)]; Tmax – temperature of the maximum yield of hydrocarbon generation during pyrolysis, °C; S3 – oxidizable carbon, mg CO2/g rock; TOC – total organic carbon, %; HI – hydrogen index [(S2/TOC)×100, mg HC/g TOC]; OI – oxygen index [S3×100/TOC, mg CO2/g TOC]; MPI-1=1.5*(3MP+2MP)/(P+9MP+1MP), MP – methylphenanthrene, P – phenanthrene; Rc=0,6MPI+0,4; Ro – vitrinite reflectance, %.
Рис. 2. Диаграмма HI–Tmax, характеризующая тип ОВ и зрелость углей и углистых пород Улуг-Хемского и других среднеюрских бассейнов: 1–4 – рис. 1; 5 – угли тюменской свиты J2tm, Западная Сибирь [12]; 6 – угли J1-2 Монголии [13]; 7 – свита Сишаньяо J2x, Джунгарский бассейн [14]]; 8 – горючие сланцы J2 Монголии [13]
Fig. 2. HI vs. Tmax diagram describing the kerogen type and maturity of organic matter in coals and carbonaceous deposits of the Ulug-Khem Basin in comparison with other Middle Jurassic basins: 1–4 – Fig. 1; 5 – coals of Tyumen Formation J2tm, West Siberia [12]; 6 – J1-2 coals of Mongolia [13]; 7 – Xishanyao Formation J2x, Junggar Basin [14]; 8 – J2 oil shales of Mongolia [13]
Среднеюрское угленакопление и известная нефтегазоносность
Среднеюрское угленакопление прослеживается на обширных территориях Сибири и Центральной Азии. Угли пласта Улуг Улуг-Хемского бассейна с установленным высоким генерационным потенциалом являются стратиграфическим аналогом тюменской свиты Западной Сибири. В последние годы в связи с истощением ресурсов УВ, связанных с основной материнской баженовской свитой, возрастает роль нижне- и среднеюрских отложений для прогнозирования перспективных площадей и горизонтов. Так, повышенные генерационные свойства тюменской свиты установлены во Фроловской, Красноленинской, Средне-Обской, Каймысовской, Васюганской, Пайдугинской нефтегазоносных областях, а также в Карабашском нефтегазоносном районе [12, 15, 16] (рис. 3). Наступление главной фазы нефтеобразования зависит от типа ОВ, для гумусового ОВ требуются более жесткие термобарические условия. Для тюменской свиты основная генерация и миграция микронефти проявляется на глубинах 3–3,5 км [17].
Залежи нефти, образованные из юрских углей и ассоциированных с ними обогащенных ОВ аргиллитов, обнаружены в бассейнах на северо-западе Китая (рис. 3). Во впадине Фукан Джунгарского бассейна юрские породы мощностью до 500 м залегают на глубинах от 0 до 9000 м. С мелового периода до конца палеогена в южной части впадины Фукан было накоплено около 3000 м отложений, что позволило юрским нефтегазоматеринским породам (НГМП) войти в «нефтяное окно». Нефтегазогенерационный потенциал среднеюрской свиты сишаньяо J2x озерного генезиса обоснован по результатам пиролиза и биомаркерного анализа. Согласно данным компьютерного моделирования юрские нефтегазоматеринские породы достигли главной зоны нефтеобразования в конце мелового периода [18]. Юрские НГМП во впадине Фукан генерировали нефть, но меньше, чем основные среднепермские и среднетриасовые НГМП.
В восточной части Таримского бассейна среднеюрские углистые отложения формации Kezilenuer J2k мощностью 0–570 м перекрыты меловыми и кайнозойскими образованиями мощностью до 1,2–4 км, являются НГМП с керогеном преимущественно III типа [19].
Мы сравнили основные геохимические показатели, характеризующие состав и тип ОВ, чтобы выяснить, как ОВ улуг-хемских углей соотносится с ОВ одновозрастных материнских пород бассейнов с известной нефтегазоносностью (табл. 2). Несмотря на некоторые различия в наборе биомаркеров между среднеюрскими углями, аргиллитами и горючими сланцами рассматриваемых бассейнов, они показывают уникальный набор биомаркеров материнских пород юрских угленосных толщ: доминирование среднецепочечных н-алканов (преимущественно С23), преобладание стерана С29, высокое значение Pr/Ph, низкое содержание Ts и гомогопанов C34–C35. Большинство исследователей приходят к выводу, что тип исходного ОВ среднеюрских пород был смешанный с разной долей гумусовой и сапропелевой составляющих [3, 18, 20, 21]. Их соотношения могут существенно варьировать даже на небольших расстояниях (в пределах 10 км). Примером тому являются угли межегейского месторождения с явно выраженной аквагенной компонентой в отличие от элегестских (табл. 2). Наличие биомаркеров хвойной растительности, ряда дитерпеноидов – филлокладана, нор-лабдана, нор-изопимарана, изопимарана, 4β(H) нор-изопимарана – в китайских углях [22] и 4β(H)-19-норизопимарана, кадалена, 6-изопропил-1-изогексил-2-метилнафталина и ретена в улуг-хемских [3], является их общей чертой, указывая на значительный вклад хвойных в образовании гумусовой составляющей ОВ углей. Среднеюрские растения-углеобразователи Улуг-Хемского бассейна описаны в [23].
Рис. 3. Схематическая карта угленосных бассейнов и перспективных на углеводороды площадей с нефтегазоматеринскими породами среднеюрского возраста: 1 – территория исследования; бассейны J1–2: 2 – угольные; 3 – с мощностью <750 м и/или буроугольные; 4 – перспективные на УВ, мощностью >2700–3000 м; 5 – площади с НГМП среднеюрского возраста [8, 9, 12]; 6 – горючие сланцы J1-2. Бассейны: I – Тунгусский (C-P); II – Кузнецкий (C-P); III – Минусинский (C-P); IV – Канско-Ачинский (J1-2); V – Иркутский (J1-2); VI – Улуг-Хемский (J1–2); VII – Западно-Сибирский; VIII – Ленский (K); IX – Горловский (C-P); X – Карагандинский (C); XI – Экибастузский (C); XII – Майкубенский (J); XIII – Хархираа (C); XIV – Mонгол-Алтай (C); XV – Южно-Гобийский (P, J); XVI – Их-Богд (J); XVII – Южный Хангай (P, J, K); XVIII – Онги-Ривер (P, J, K); XIX – Орхон-Селенга (J, K); XX – Восточно-Гобийская провинция (P, J, K); XXI – Джунгарский (P, T, J)
Fig. 3. Contour map of coal-bearing basins and potential for hydrocarbons areas with Middle Jurassic source rocks: 1 – studied area; J1-2 basins: 2 – coal; 3 – with thickness <750 m and/or lignites; 4 – potential for hydrocarbons with >2700–3000 m in thickness; 5 – areas with Middle Jurassic source rocks [8, 9, 12]; 6 – oil shale J1-2. Basins: I – Tunguska (C-P); II – Kuznetsky (C-P); III – Minusinsk (C-P); IV – Kansk-Achinsk (J1-2); V – Irkutsk (J1-2); VI – Ulug-Khem (J1-2); VII – West Siberian; VIII – Lensk (K); IX – Gorlovsky (C-P); X – Karaganda (C); XI – Ekibastuz (C); XII – Maikubensky (J); XIII – Harhiraa (C); XIV – Mongol-Altai (C); XV – South Gobi (P, J); XVI – Ikh-Bogd (J); XVII – Southern Khangai (P, J, K); XVIII – Ongi River (P, J, K); XIX – Orkhon-Selenga (J, K); XX – East Gobi Province (P, J, K); XXI – Junggar (P, T, J)
В петрографическом составе углей Улуг-Хемского, Джунгарского и Таримского бассейнов витринит является доминирующей компонентой. Содержание инертинита может варьировать в разных разрезах до 30 % в улуг-хемских и до 60 % в джунгарских. В углях северо-запада Китая содержится больше липтинитовой компоненты – до 30 % против 19 % в улуг-хемских по данным геологоразведочных работ. Мацеральный состав рассматриваемых углей указывает на III тип керогена со вкладом керогена II типа в состав ОВ.
Нижне-среднеюрские отложения относятся к потенциальным нефтематеринским на слабо изученных площадях в центральной части сопредельной Монголии [13, 24]. Анализ геологического строения угленосных бассейнов Монголии [25] позволил нам выделить три угленосных бассейна – Их-Богд, Онги-Ривер и Южный Хангай (рис. 3) в Долине Озёр, в которых нижне-среднеюрские угленосные толщи могут находиться в главной зоне нефтеобразования. К тому же разрезы этих бассейнов включают еще и пермские породы, являющихся ведущими НГМП в Джунгарском бассейне. В Долине Озёр формация Бахар (J1-2) сложена конгломератами, песчаниками, сланцами и углями, которые местами перемежаются c вулканическими породами. Максимальная мощность формации достигает 2700 м. По аналогии с Джунгарским бассейном региональной покрышкой юрского нефтегазоносного комплекса могут служить глинистые отложения мелового возраста, представленные здесь формацией Андхудаг (K1) мощностью до 700 м и сложенные углистыми аргиллитами, горючими сланцами, а также песчаниками с прослоями тонких известняков и мергелей [25]. Все три бассейна в разной степени были затронуты процессами орогенеза в кайнозое. Из них бассейн Южный Хангай был наиболее подвергнут деформациям и складкообразованию, что снижает потенциал обнаружения сохранившихся залежей УВ в его пределах.
Среднеюрские витринитовые угли бассейна Онги-Ривер по мацеральному составу близки улуг-хемским углям и содержат до 11 % липтинита и 1–2 % инертинита. По данным пиролиза Rock-Eval, изотопным характеристикам и биомаркерным показателям [13] среднеюрские горючие сланцы центральной Монголии, перекрывающие угольные пласты, имеют сходство с углями Улуг-хемского (межегейскими и каа-хемскими) и Джунгарского бассейнов и относятся к керогену II типа, а угли в этих бассейнах – к керогену III, как некоторые угли Улуг-Хемского и Джунгарского бассейнов (рис. 2, табл. 2). Таким образом, в бассейнах Их-Богд и Онги-Ривер можно ожидать преимущественно газовые скопления углеводородов, не исключая возможности генерации жидких.
Таблица 2. Сравнительная характеристика углеводородов-биомаркеров битумоидов среднеюрских отложений Сибири, северо-запада Китая и Монголии
Table 2. Comparison of biomarker parameters of bitumens from the Middle Jurassic deposits of Siberia, China and Mongolia
Месторождение/ Локация Field/Location | Свита Formation | Литология Lythology | Максимум концентрации н-алканов Dominant n-Alkane | CPI | Pr/ Ph | Pr/n-C17 | Ph/n-C18 | C27 St (%) | C28 St (%) | C29 St (%) | C29 St (S/S+R αα) (%) | Ts/Tm |
Улуг-Хемский угольный бассейн (Россия)/Ulug-Khem coal Basin (Russia) [3, 4] | ||||||||||||
Каа-Хемское/Kaa-Khem | эрбекская Erbek | уголь coal | С23 | 1,62 | 7,62 | 1,05 | 0,10 | 4 | 15 | 81 | 0,36 | 0,02 |
Элегестское/Elegest | С23 | 1,23 | 5,95 | 5,02 | 0,61 | 2 | 10 | 88 | 0,44 | 0,16 | ||
Межегейское/Mezhegey | С19-С23 | 1,08 | 2,52 | 0,71 | 0,23 | 17 | 23 | 60 | 0,40 | 0,54 | ||
Западной Сибири (Россия)/West Siberia (Russia) [20] | ||||||||||||
Юг ЗСНП/Southern WS | тюменская Tyumen | аргиллиты mudstones | С21-С25 | 1,25 | 3,62 | 1,33 | – | 22 | 23 | 55 | 0,43 | 0,05 |
Выступ Байцзяхай Baijiahai Ledge | Сишаньяо Xishanyao | аргиллит mudstones | С23 | 1,16 | 6,29 | 2,43 | 0,37 | – | – | – | – | – |
Зона Гумуди/Gumudi zone | С18 | 0,99 | 0,49 | 0,49 | 0,56 | – | – | – | – | – | ||
Манас/Manas | уголь coal | С23 | 1,1 | 3,4 | – | – | 2 | 17 | 81 | 0,5 | – | |
Сишаньяо/Xishanyao | С23 | 1,7 | 3,8 | – | – | 3 | 17 | 80 | 0,02 | – | ||
Таримский бассейн (Китай)/Tarim Basin (China) [22] | ||||||||||||
Awate | Kezilenuer | уголь/coal | С22 | nc | nc | – | – | 5 | 12 | 83 | 0,45 | – |
Цагаан-Овоо (Монголия)/Tsagaan-Ovoo (Mongolia) [13] | ||||||||||||
TSO-1602 | Khamar-khoovor | горючие сланцы oil shale | С23 | 2,24 | 1,50 | 1,1 | 0,57 | 10 | 18 | 72 | 0,19 | – |
Заключение
Методом пиролиза Rock-Eval исследован углеводородный потенциал улуг-хемских углей из четырех местонахождений. Установлено, что угли Каа-Хемского месторождения имеют значительный углеводородный потенциал при относительно низком катагенезе, а генетически близкие угли Элегесткого месторождения более термически преобразованы. Эти угли относятся к единой линии трансформации органического вещества, а повышение зрелости от 425 до 450 °С по шкале Тmax ведёт к реализации до 100 мг УВ/г породы углеводородного потенциала. Угли Межегейского месторождения могли генерировать ещё больше углеводородов, так как сохранили высокий углеводородный потенциал даже при зрелости 450 °С по шкале Тmax пиролиза Rock-Eval.
Анализ литературных данных свидетельствует о том, что породы, имеющие органическое вещество аналогичное по составу улуг-хемским углям, развито в нефтегазоносных бассейнах Китая, а также Западной Сибири. В связи с полученными результатами можно обратить внимание на осадочные бассейны в Монголии, еще не известные своей нефтеносностью, где одновозрастные и сходные по составу исследованным углям породы залегают на значительных глубинах. Вариативность состава среднеюрских углей позволяет прогнозировать реализацию ими в ходе нафтидогенеза как газообразных углеводородов, так и нефтяных.
Об авторах
Солангы Александровна Ондар
Тувинский институт комплексного освоения природных ресурсов СО РАН
Email: ondarsa@tikopr.sbras.ru
ORCID iD: 0000-0001-7229-2880
кандидат геолого-минералогических наук, научный сотрудник химико-технологической лаборатории
Россия, КызылДмитрий Алексеевич Бушнев
Тувинский институт комплексного освоения природных ресурсов СО РАН; Институт геологии Федерального исследовательского центра Коми Научного центра УрО РАН
Автор, ответственный за переписку.
Email: boushnev@geo.komisc.ru
ORCID iD: 0000-0002-3860-944X
доктор геолого-минералогических наук, главный научный сотрудник, заведующий лабораторией органической геохимии Института геологии Федерального исследовательского центра Коми Научного центра УрО РАН; главный научный сотрудник химико-технологической лаборатории Тувинского института комплексного освоения природных ресурсов СО РАН
Россия, Кызыл; СыктывкарНаталья Александровна Смирнова
Национальный исследовательский Томский политехнический университет
Email: smirnova@hw.tpu.ru
заведующая лабораторией геологии месторождений нефти и газа
Россия, ТомскСписок литературы
- Methode rapid de caracterisation des rocks meres, de leur potential petrolier et leur degree devolution / J. Espitalie, L. Laporte, M. Madec, F. Marquis, P. Leplat, J. Paulet, A. Boutefeu // Revue de L'Institut Francais du Petrole. – 1977. – № 32. – P. 23–42.
- Wilkins R.W., George S.C. Coal as a source rock for oil: a review // International Journal of Coal Geology. – 2002. – Vol. 50 (1–4). – P. 317–361. DOI: https://doi.org/10.1016/S0166-5162(02)00134-9.
- Бушнев Д.А., Ондар С.А., Бурдельная Н.С. Геохимия органического вещества углей Улуг-Хемского бассейна // Геология и геофизика. – 2021. – Т. 62. – № 11. – С. 1499–1510. DOI: https://doi.org/10.15372/GiG2020156.
- Ондар С.А., Бушнев Д.А. Органическое вещество и геохимия углей среднеюрского возраста Межегейского месторождения (Улуг-Хемский бассейн, Тыва) // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2022. – Т. 333. – № 11. – С. 71–80. DOI: https://doi.org/10.18799/24131830/2022/11/3603.
- Лебедев Н.И. Угли Тувы: состояние и перспективы освоения сырьевой базы. – Кызыл: ТувИКОПР СО РАН, 2007. – 180 с.
- Берзон Е.И., Петрухина О.Н. Стратиграфическое расчленение юрского разреза Улугхемского каменноугольного бассейна (Республика Тыва) // Региональная геология и металлогения. – 2016. – № 67. – С. 1–12.
- Смокотина И.В. Сравнительная палиностратиграфия байоса средней юры Улугхемского угольного бассейна и Канско-Ачинского бассейна // Юрская система России: проблемы стратиграфии и палеогеографии: Научные материалы седьмого Всероссийского совещания. – М., 18–22 сентября 2017. – М.: ГИН РАН, 2017. – С. 201–204.
- Угленасыщенность, петрографический состав и метаморфизм углей тюменской свиты Шаимского нефтегазоносного района (Западная Сибирь) / В.П. Алексеев, В.И. Русский, Ю.Н. Федоров и др. / под ред. В.П. Алексеева. – Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2006. – 158 с.
- Волкова И.Б. Органическая петрология. – Л.: Недра, 1990. – 299 с.
- Столбова Н.Ф., Исаева Е.Р. Петрология углей. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2013. – 77 с.
- Беляева Г.Л. Катагенетическая характеристика органического вещества пород Гыданской параметрической скважины // Вестник Пермского университета. Геология. – 2021. – Т. 20. – № 3. – С. 267–273.
- Условия осадконакопления и закономерности распределения органического вещества нижне-среднеюрского комплекса юго-западной части Западно-сибирского нефтегазоносного бассейна / И.К. Комков, А.В. Мордасова, М.В. Дахнова, С.В. Можегова, М.А. Большакова, Н.В. Пронина // Георесурсы. – 2022. – Т. 24. – № 2. – С. 150–171. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2022.2.15.
- Depositional environment and petroleum source rock potential of Mesozoic lacustrine sedimentary rocks in central Mongolia / B.-O. Erdenetsogt, S.K. Hong, J. Choi, I. Lee // Marine and Petroleum Geology. – 2022. – Vol. 140. – P. 105646. DOI: https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2022.105646.
- Petroleum generation and expulsion characteristics of Lower and Middle Jurassic source rocks on the southern margin of Junggar Basin, northwest China: implications for unconventional gas potential / J. Guo, X. Pang, F. Guo, X. Wang, C. Xiang, F. Jiang, P. Wang, J. Xu, T. Hu, W. Peng // Canadian Journal of Earth Sciences. – 2014. – Vol. 51. – № 6. – P. 537–557. DOI: https://dx.doi.org/10.1139/cjes-2013-0200.
- Мусихин К.В. Условия формирования и сохранения коллекторских свойств пород и залежей углеводородов нижне-среднеюрских отложений Фроловской мегавпадины: автореф. дис. … канд. геол.-минерал. наук. – М., 2020. – 22 с.
- Углистое органическое вещество нижней и средней юры Западной Сибири и его роль в формировании углеводородных скоплений / И.В. Гончаров, Н.В. Обласов, В.В. Самойленко, С.В. Носова // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 8. – С. 19–23.
- Супруненко О.И., Тугарова М.А. Геохимия нафтидов. – СПб.: Изд-во С.-Петерб. ун-та, 2002. – 130 с.
- Ян Х., Соболева Е.В. Геолого-геохимические условия формирования состава нефтей залежей пермского и юрского нефтегазоносных комплексов впадины Фукан (бассейн Джунгария) // Георесурсы. – 2021. – Т. 23. – № 2. – С. 110–119. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2021.2.10.
- Tang X., Yang S., Hu S. Thermal and maturation history of Jurassic source rocks in the Kuqa foreland depression of Tarim Basin, NW China // Journal of Asian Earth Sciences. – 2014. – Vol. 89. – P. 1–9. DOI: https://doi.org/10.1016/j.jseaes.2014.03.023.
- Особенности состава битумоидов рассеянного органического вещества аргиллитов мезозойских отложений юга Западной Сибири / В.К. Шиманский, А.И. Шапиро, В.Ф. Васильева, Н.Б. Вишневская, Н.Т. Кунаева, Г.В. Туренкова // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2006. – № 1. – С. 1–14.
- Organic geochemical characteristics and generating potential of source rocks from the Lower-Middle Jurassic coal-bearing strata in the East Junggar Basin, NW China / Y. Qian, T. Zhanga, Z. Wanga, J. Tuoa, M. Zhanga, C. Wua, C. Tiana // Marine and Petroleum Geology. – 2018. – Vol. 93. – P. 113–126. DOI: https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2018.02.036.
- Sedimentology, organic geochemistry, and petroleum potential of Jurassic Coal Measures: Tarim, Junggar, and Turpan Basins, Northwest China / M.S. Hendrix, S.C. Brassell, A.R. Carroll, S.A. Graham // AAPG Bulletin. – 1995. – Vol. 79. – P. 929–959.
- Cреднеюрские растения-углеобразователи Улуг-Хемского бассейна (Республика Тыва, Россия) / Е.В. Бугдаева, С.А. Ондар, В.С. Маркевич, Д.А. Бушнев // Палеоботаника. – 2020. – Т. 11. – С. 48–73. DOI: https://doi.org/10.31111/palaeobotany/2020.11.48
- Erdenetsogt B.-O. Preliminary results of petroleum source rock evaluation of Mongolian Mesozoic oil shales // Геологийн асуудлууд. – 2023. – Vol. 15. – Iss. 01. – P. 46–57.
- Mongolian coal-bearing basins: geological settings, coal characteristics, distribution, and resources / B.-O. Erdenetsogt, I. Lee, D. Bat-Erdene, L. Jargal // International Journal of Coal Geology. – 2009. – Vol. 80. – Iss. 2. – P. 87–104. DOI: http://dx.doi.org/10.1016/j.coal.2009.08.002
Дополнительные файлы
