Oil and gas generation potential of the Middle Jurassic coals of the Ulug-Khem Basin (South Siberia, Russia)

Full Text

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 (R_o).

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 R_o варьирует от 0,57 до 0,73 %. Термическая зрелость, определяемая по параметру Т_max, изменяется в исследуемых углях Улуг-Хемского бассейна от 423 до 451 °С. Взаимосвязь этих двух параметров имеет линейный характер в зоне R_o=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, R_о=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 T_max.

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 Т_max 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 Т_max 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 R_o 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); T_max – 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; R_c=0,6MPI+0,4; R_o – 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)]; T_max – 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; R_c=0,6MPI+0,4; R_o – vitrinite reflectance, %.

 

Рис. 2. Диаграмма HI–T_max, 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 J_1-2 Монголии [13]; 7 – свита Сишаньяо J₂x, Джунгарский бассейн [14]]; 8 – горючие сланцы J₂ Монголии [13]

Fig. 2. HI vs. T_max 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 – J_1-2 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 J_1–2: 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 J_1-2. Бассейны: I – Тунгусский (C-P); II – Кузнецкий (C-P); III – Минусинский (C-P); IV – Канско-Ачинский (J_1-2); V – Иркутский (J_1-2); VI – Улуг-Хемский (J_1–2); 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; J_1-2 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 J_1-2. Basins: I – Tunguska (C-P); II – Kuznetsky (C-P); III – Minusinsk (C-P); IV – Kansk-Achinsk (J_1-2); V – Irkutsk (J_1-2); VI – Ulug-Khem (J_1-2); 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 (J_1-2) 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
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 Т_max 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 Т_max 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.

About the authors

Solangy A. Ondar

Tuvinian Institute for Exploration of Natural Resources, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences

Email: ondarsa@tikopr.sbras.ru
ORCID iD: 0000-0001-7229-2880

Researcher

Russian Federation, Kyzyl

Dmitry A. Bushnev

Tuvinian Institute for Exploration of Natural Resources, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences; Institute of Geology, Komi Scientific Center

Author for correspondence.
Email: boushnev@geo.komisc.ru
ORCID iD: 0000-0002-3860-944X

Dr. Sc., Chief Researcher, Head of the Laboratory of Organic Geochemistry, Institute of Geo-logy, Komi Scientific Center, Ural Branch of the Russian Academy of Sciences; Chief Researcher, Tuvinian Institute for Exploration of Natural Resources, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences

Russian Federation, Kyzyl; Syktyvkar

Natalia A. Smirnova

National Research Tomsk Polytechnic University

Email: smirnova@hw.tpu.ru

Head of the Laboratory of Geology of Oil and Gas Fields

Russian Federation, Tomsk

References

Supplementary files