Нефтегазогенерационный потенциал среднеюрских углей Улуг-Хемского бассейна

Обложка

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.

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 ааленбайоса 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

С1923

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

С2125

1,25

3,62

1,33

22

23

55

0,43

0,05

Джунгарский бассейн (Китай)/Junggar Basin (China) [18, 22]

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, Кызыл

Дмитрий 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; Сыктывкар

Наталья Александровна Смирнова

Национальный исследовательский Томский политехнический университет

Email: smirnova@hw.tpu.ru

заведующая лабораторией геологии месторождений нефти и газа

Россия, Томск

Список литературы

  1. 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.
  2. 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.
  3. 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.
  4. 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.
  5. Лебедев Н.И. Угли Тувы: состояние и перспективы освоения сырьевой базы. – Кызыл: ТувИКОПР СО РАН, 2007. – 180 с.
  6. Берзон Е.И., Петрухина О.Н. Стратиграфическое расчленение юрского разреза Улугхемского каменноугольного бассейна (Республика Тыва) // Региональная геология и металлогения. – 2016. – № 67. – С. 1–12.
  7. 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.
  8. 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.
  9. Волкова И.Б. Органическая петрология. – Л.: Недра, 1990. – 299 с.
  10. Столбова Н.Ф., Исаева Е.Р. Петрология углей. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2013. – 77 с.
  11. Беляева Г.Л. Катагенетическая характеристика органического вещества пород Гыданской параметрической скважины // Вестник Пермского университета. Геология. – 2021. – Т. 20. – № 3. – С. 267–273.
  12. 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.
  13. 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.
  14. 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.
  15. 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.
  16. 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.
  17. Супруненко О.И., Тугарова М.А. Геохимия нафтидов. – СПб.: Изд-во С.-Петерб. ун-та, 2002. – 130 с.
  18. 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.
  19. 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.
  20. 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.
  21. 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.
  22. 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.
  23. 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
  24. 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.
  25. 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

Доп. файлы
Действие
1. JATS XML
2. Рис. 1. Компонентный состав органического вещества углей пласта Улуг Улуг-Хемского бассейна: 1 – Элегестское, 2 – Межегейское, 3 – Каа-Хемское месторождения, 4 – обнажение Бегреда

Скачать (113KB)
3. 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]

Скачать (268KB)
4. 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)

Скачать (357KB)


Согласие на обработку персональных данных с помощью сервиса «Яндекс.Метрика»

1. Я (далее – «Пользователь» или «Субъект персональных данных»), осуществляя использование сайта https://journals.rcsi.science/ (далее – «Сайт»), подтверждая свою полную дееспособность даю согласие на обработку персональных данных с использованием средств автоматизации Оператору - федеральному государственному бюджетному учреждению «Российский центр научной информации» (РЦНИ), далее – «Оператор», расположенному по адресу: 119991, г. Москва, Ленинский просп., д.32А, со следующими условиями.

2. Категории обрабатываемых данных: файлы «cookies» (куки-файлы). Файлы «cookie» – это небольшой текстовый файл, который веб-сервер может хранить в браузере Пользователя. Данные файлы веб-сервер загружает на устройство Пользователя при посещении им Сайта. При каждом следующем посещении Пользователем Сайта «cookie» файлы отправляются на Сайт Оператора. Данные файлы позволяют Сайту распознавать устройство Пользователя. Содержимое такого файла может как относиться, так и не относиться к персональным данным, в зависимости от того, содержит ли такой файл персональные данные или содержит обезличенные технические данные.

3. Цель обработки персональных данных: анализ пользовательской активности с помощью сервиса «Яндекс.Метрика».

4. Категории субъектов персональных данных: все Пользователи Сайта, которые дали согласие на обработку файлов «cookie».

5. Способы обработки: сбор, запись, систематизация, накопление, хранение, уточнение (обновление, изменение), извлечение, использование, передача (доступ, предоставление), блокирование, удаление, уничтожение персональных данных.

6. Срок обработки и хранения: до получения от Субъекта персональных данных требования о прекращении обработки/отзыва согласия.

7. Способ отзыва: заявление об отзыве в письменном виде путём его направления на адрес электронной почты Оператора: info@rcsi.science или путем письменного обращения по юридическому адресу: 119991, г. Москва, Ленинский просп., д.32А

8. Субъект персональных данных вправе запретить своему оборудованию прием этих данных или ограничить прием этих данных. При отказе от получения таких данных или при ограничении приема данных некоторые функции Сайта могут работать некорректно. Субъект персональных данных обязуется сам настроить свое оборудование таким способом, чтобы оно обеспечивало адекватный его желаниям режим работы и уровень защиты данных файлов «cookie», Оператор не предоставляет технологических и правовых консультаций на темы подобного характера.

9. Порядок уничтожения персональных данных при достижении цели их обработки или при наступлении иных законных оснований определяется Оператором в соответствии с законодательством Российской Федерации.

10. Я согласен/согласна квалифицировать в качестве своей простой электронной подписи под настоящим Согласием и под Политикой обработки персональных данных выполнение мною следующего действия на сайте: https://journals.rcsi.science/ нажатие мною на интерфейсе с текстом: «Сайт использует сервис «Яндекс.Метрика» (который использует файлы «cookie») на элемент с текстом «Принять и продолжить».