Отправить статью по E-mail 
ОБРАЗОВАНИЕ УГЛЕВОДОРОДОВ ПРИ ТЕРМИЧЕСКОМ СОЗРЕВАНИИ КАА-ХЕМСКОГО УГЛЯ
- Авторы: Бушнев Д.А1, Бурдельная Н.С1, Ондар С.А2, Смирнова Н.А3
-
Учреждения:
- Институт геологии имени академика Н.П. Юшкина Коми НЦ УрО РАН
- Тувинский институт комплексного освоения природных ресурсов СО РАН
- Томский политехнический университет
- Выпуск: Том 70, № 12 (2025)
- Страницы: 966-977
- Раздел: Статьи
- URL: https://bakhtiniada.ru/0016-7525/article/view/362315
- DOI: https://doi.org/10.7868/S3034495625120027
- ID: 362315
Цитировать
Открытый доступ
Доступ предоставлен
Только для подписчиков
Аннотация
В статье исследуется уголь Каа-Хемского месторождения с точки зрения изучения его нефтегазогенерационного потенциала. Для имитации природного катагенеза уголь Каа-Хемского месторождения подвергли гидротермальному воздействию при 350°C в течение 24 часов. Для оценки кинетических характеристик органического вещества Каа-Хемского угля он исследовался методом пиролиза Rock-Eval при трех скоростях нагрева. Методом сухого ступенчатого пиролиза были дополнительно исследованы кинетические характеристики индивидуальных углеводородов состава C1-C5. Также были проанализированы изменения состава углеводородов-биомаркеров до и после акватермолиза и установлено, что гидротермальное воздействие в основном сказалось на распределении n-алканов и ароматических углеводородов. Среди полициклических биомаркеров стеранового и гопанового ряда существенных изменений не наблюдается. Исследование состава угля методом пиролитической хромато-масс-спектрометрии позволило зафиксировать потерю длинных алкильных цепей в исследуемом диапазоне термической зрелости. Проведенные исследования позволяют оценить углеводородный потенциал Каа-Хемского угля как высокий. При этом возможность его реализации, прогноз фазового состава флюидов требуют дальнейших исследований.
Об авторах
Д. А Бушнев
Институт геологии имени академика Н.П. Юшкина Коми НЦ УрО РАН
Email: boushnev@geo.komisc.ru
ORCID iD: 0000-0002-3860-944X
Сыктывкар, Россия
Н. С Бурдельная
Институт геологии имени академика Н.П. Юшкина Коми НЦ УрО РАН
Email: burdelnaya@geo.komisc.ru
ORCID iD: 0000-0003-0597-3170
Сыктывкар, Россия
С. А Ондар
Тувинский институт комплексного освоения природных ресурсов СО РАН
Email: ondarsa@tikopr.sbras.ru
Кызыл, Россия
Н. А Смирнова
Томский политехнический университетТомск, Россия
Список литературы
- Бушнев Д.А., Бурдельная Н.С. (2013). Моделирование процесса нефтеобразования углеродистым сланцем доманика. Нефтехимия. 53(3), 163–170.
- Бушнев Д.А., Бурдельная Н.С., Ильченко А.А., Сенникова Я.Д. (2023a) Образование углеводородных газов доманиковым сланцем при пиролизе в автоклаве в присутствии воды. Вестник геонаук 10(346), 37–41.
- Бушнев Д.А., Бурдельная Н.С., Ильченко А.А., Сенникова Я.Д. (2023b) Состав углеводородных газов сухого пиролиза керогена доманикового сланца после гидротермального эксперимента. Нефтехимия 63(5), 671–678.
- Бушнев Д.А., Бурдельная Н.С., Ильченко А.А., Сенникова Я.Д., Кузьмин Д.В. (2024). Кинетика образования индивидуальных газообразных углеводородов состава С1-С5 при гидротермальном воздействии на доманиковый сланец. Геохимия. 69(12), 1174–1180.
- Бушнев Д.А., Бурдельная Н.С., Шанина С.Н., Макарова Е.С. (2004). Генерация углеводородных и гетероатомных соединений высокосернистым горючим сланцем в процессе водного пиролиза. Нефтехимия. 44 (6), 1–13.
- Бушнев Д.А., Ондар С.А., Бурдельная Н.С. (2021). Геохимия органического вещества углей Улуг-Хемского бассейна. Геология и геофизика. 62(11), 1499–1510.
- Вялов В.И., Ю.Н. Корнилов, Черезов М.Ю. (1991). Петрографический состав и метаморфизм углей Улуг-Хемского бассейна. Советская геология. (5), 3–7.
- Геология угольных месторождений СССР. Под ред. А.К. Матвеева. М.: Изд-во МГУ, 1990. 352 с.
- Голицын М.В., Пронина Н.В. (2004). Нефть в угольных бассейнах. ГИАБ. 2004. № 5. С. 13–19. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/neft-v-ugolnyh-basseynah (дата обращения: 08.04.2025).
- Гончаров И.В., Обласов Н.В., Самойленко В.В., Носова С.В. (2006). Углистое органическое вещество нижней и средней юры Западной Сибири и его роль в формировании углеводородных скоплений. Нефтяное хозяйство. (8), 19–23.
- Жунси Л., Ючжу Л. (2006). Эволюция пористой структуры материнских пород и первичная миграция нефти и газа из угольных пород. Геология нефти и газа. (6), 52–56.
- Калмыков А.Г., Гафурова Д.Р., Тихонова М.С., Видищева О.Н., Иванова Д.А., Манько И.Э., Корост Д.В., Кудаев А.А., Бычков А.Ю., Калмыков Г.А. (2021). Влияние состава пород высокоуглеродистых формаций на процесс генерации нефти и газа (результаты лабораторного моделирования). Вестник Московского Университета. Серия 4. Геология. (1), 85–98.
- Комков И.К., Мордасова А.В., Дахнова М.В., Можегова С.В., Большакова М.А., Пронина Н.В. (2022). Условия осадконакопления и закономерности распределения органического вещества нижне-среднеюрского комплекса юго-западной части Западно-сибирского нефтегазоносного бассейна. Георесурсы. 24(2), 150–171.
- Меленевский В.Н., Конторович А.Э., Хуанг В.-Л., Ларичев А.И., Бульбак Т.А. (2009). Аквапиролиз органического вещества рифейского аргиллита. Геохимия. 5, 504–512.
- Ондар С.А., Бушнев Д.А., Смирнова Н.А. (2025). Нефтегазогенерационный потенциал среднеюрских углей Улуг-Хемского бассейна. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 336(1), 98–107.
- Спасенных М.Ю., Широкова В.В., Ильменский А.С., Козлова Е.В., Булатов Т.Д., Гончарова А.В., Леушина Е.А. (2024). Исследование кинетики термического преобразования органического вещества нефтегазоматеринских пород: обзор методов и экспериментальные результаты. Георесурсы, 26(4), 3–19.
- Тимофеев П.П. Юрская угленосная формация Тувинского межгорного прогиба. Москва: Наука, 1964. 262 с.
- Угольная база России. Том III. Угольные бассейны и месторождения Восточной Сибири (Красноярский край, Канско-Ачинский бассейн; Республика Хакасия, Минусинский бассейн; Республика Тыва, Улугхемский бассейн и др. месторождения; Иркутская область, Иркутский бассейн и угольные месторождения Предбайкалья). М.: ООО «Геонформцентр», 2002. 488 с.
- Ян Х., Соболева Е.В. (2021). Геолого-геохимические условия формирования состава нефтей залежей пермского и юрского нефтегазоносных комплексов впадины Фукан (бассейн Джунгария). Георесурсы. 23(2), 110–119.
- Alsaab D., Suarez-Ruiz I., Elie M., Izart A., Martinez L. (2007). Comparison of generative capacities for bitumen and gas between Carboniferous coals from Donets Basin (Ukraine) and a Cretaceous coal from Sabinas–Piedras Negras Basin (Mexico) during artificial maturation in confined pyrolysis system. Int. J. Coal Geology. 71, 85–102.
- Behar F., Vandenbroucke M., Tang Y, Marquis F., Espitalie J. (1997). Thermal cracking of kerogen in open and closed systems: determination of kinetic parameters and stoichiometric coefficients for oil and gas generation. Org. Geochem. 26 (5/6), 321–339.
- Bulatov T., Kozlova E., Leushina E., Vaitekhovich A., Pronina N., Goncharova A., Kul’kov M., Salakhidinova G., Butyrin R., Bazhanova A., Torshina L., Spasennykh M. (2025). Source rock potential and depositional environments of the Jurassic and Cretaceous coals from the Gyda Peninsula, Western Siberia. Int. J. Coal Geol. 305, 104789.
- Erdenetsogt B.-O., Hong S.K., Choi J., Lee I. (2022). Depositional environment and petroleum source rock potential of Mesozoic lacustrine sedimentary rocks in central Mongolia. Marine Petroleum Geology. 140, 105646.
- Guo J., Pang X., Guo F., Wang X., Xiang C., Jiang F., Wang P., Xu J., Hu T., Peng W. (2014). 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. Canadian J. Earth Sciences. 51(6), 537–557.
- Hendrix M.S., Brassell S.C., Carroll A.R., Graham S.A. (1995). Sedimentology, organic geochemistry, and petroleum potential of Jurassic Coal Measures: Tarim, Junggar, and Turpan Basins, Northwest China. AAPG Bulletin. 79, 929–959.
- Horsfield B. (1997). The bulk composition of first-formed petroleum in source rocks. In: D.H. Welte, B. Horsfield, D.R. Baker (Eds.), Petroleum and Basin Evolution. Springer, Heidelberg, pp. 337–402.
- Huang D. (1999). Advances in hydrocarbon generation theory II. Oils from coal and their primary migration model. J. Pet. Sci. Eng. 22, 131–139.
- Inan S., Namik Yalçin M., Mann U. (1998). Expulsion of oil from petroleum source rocks: inferences from pyrolysis of samples of unconventional grain size. Org. Geochem. 29(1–3), 45–61.
- Kohli K.B., Thomas N.J., Prabhu B.N., Misra K.N. (1994). Simulated petroleum generation studies by hydrous pyrolysis of a tertiary coal from Northern Cambay Basin in India. Org. Geochem. 21(3–4), 323–332.
- Kotarba M.J., Słowakiewicz M., Misz-Kennan M., Więcław D., Jurek K., Waliczek M. (2021). Simulated maturation by hydrous pyrolysis of bituminous coals and carbonaceous shales from the Upper Silesian and Lublin basins (Poland): Induced compositional variations in biomarkers, carbon isotopes and macerals. Int. J. Coal Geology. 247, 103856.
- Kramer L., Arouri K.R., McKirdy D.M. (2001). Petroleum expulsion from Permian coal seams in the Patchawarra Formation, Cooper Basin, South Australia. PESA Eastern Australasian Basins Symposium, Melbourne, Vic, 25–28 November 2001, 329–340.
- Lewan M.D. (1993). Laboratory simulation of petroleum formation hydrous pyrolysis // In Org. Geochem. ed. M.H. Engler and S.A. Macko. Plenum Press, New York, 419–442.
- Petersen H.I., Andsbjerg J., Bojesen-Koefoed J.A., Nytoft H.P. (2000). Coal-generated oil: source rock evaluation and petroleum geochemistry of the Lulita oilfield, Danish North sea. J. Pet. Geol. 23(1), 55–90.
- Powell T.G., Boreham C.J., Smyth M., Russell N., Cook A.C. (1991). Petroleum source rock assessment in non-marine sequences: pyrolysis and petrographic analysis of Australian coals and carbonaceous shales. Org. Geochem. 17 (3), 375–394.
- Radke M., Welte D.H., Willsch H. (1986). Maturity parameters based on aromatic hydrocarbons: Influence of the organic matter type. Org. Geochem. 10(1-3), 51–63.
- Safaei-Farouji M., Liu B., Gentzis T., Wen Z., Ma Z., Bai L., Ostadhassan M. (2023). Geochemical evolution of kerogen type III during hydrous pyrolysis: A case study from the Damoguaihe Formation, Hailar Basin, China. Geoenergy Sci. Eng. 228, 211947.
- Snowdon L.R. (1991). Oil from Type III organic matter: resinite revisited. Org. Geochem. 17 (6), 743–747.
- Wilkins R.W.T, George S.C. (2002). Coal as a source rock for oil: a review. Int. J. Coal Geol. 50(1–4), 317–361.
- Yasser A., Mahmoudi A.E., Radwan A.A., Leila M. (2024). Investigating the hydrocarbon potential of the Paleogene coal seams in Kapuni field, Taranaki basin, New Zealand: Implications for coal-oil correlation. Marine and Petroleum Geology. 168, 107009.
- Zhao C., Cheng K. (1998). Expulsion and primary migration of the oil derived from coal. Sci. China Earth Sci. Series D. 41(4), 345–353.
Дополнительные файлы
