CC BY
44
особенности формирования месторождений нефти и газа на Западно-Сибирской плите. - Л.: ВНИГРИ, 1980. - С. 115-127.
8. Предтеченская Е. А. Минералогические аномалии как индикаторы процессов флюидомигра-ции в юрских нефтегазоносных отложениях Западно-Сибирской плиты // Осадочные бассейны, седиментационные и постседиментационные процессы в геологической истории: материалы VII Всеросс. литологического сов-я. - Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2013. - Т. 2. - С. 400-405.
9. Решение 6-го межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири. Объяснительная записка. - Новосибирск: изд-во СНИИГГ и МС, 2004. - 37 с.
10. Особенности геологического строения баженовско-абалакского комплекса на примере Пальяновской площади Красноленинского месторождения / К. В. Стрижнев, М. А. Черевко, А. Н. Ситников и др. // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 12. - С. 24-27.
11. Хабаров В. В., Барташевич О. В., Нелепченко О. М. Геолого-геофизическая характеристика и нефтеносность битуминозных пород баженовской свиты Западной Сибири // Геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа: (Обзор ВИЭМС). - М., 1981.
12. Халимов Э. М., Колесникова Н. В., Морозова М. Н. Оценка экономической эффективности освоения запасов нефти в баженовской свите // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2004. - № 4. - С. 71-79.
УДК 622.337.2 (470.44)
геохимическая характеристика органического вещества верхнеюрских горючих сланцев волжского сланценосного бассейна
© 2018 г. В. С. Илясов В. Н. Староверов 2, Е. В. Воробьева 2
1 - ООО "НьюТек Сервисез"
2 - АО "Нижне-Волжский НИИ геологии и геофизики"
Статья посвящена изучению геохимической характеристики органического вещества верхнеюрских горючих сланцев Волжского бассейна. Рассмотрены основные геохимические параметры, полученные методом Rock-Eval, влияющие на качество горючих сланцев, изучена закономерность изменения анализируемых параметров по вертикали, проанализированы данные, полученные по методу BULK ROCK.
Одним из важнейших показателей го- ченных при крекинге керогена в интервале
рючих сланцев, влияющих на технологиче- 300-600 °C) [3].
ское качество продукта, является геохими- Углеродистые сланцы, изученные в цен-
ческая характеристика как органических, тральных и северных районах Русской пли-
так и неорганических компонентов. ты [4], характеризуются нестабильными
При исследованиях органической состав- содержаниями ОВ. Количество Сорг. в их
ляющей приоритет отдается анализу таких составе колеблется от 5,8 до 24,4 % и в
параметров, как Сорг. (TOC), генерационный целом значительно понижено, по сравне-
потенциал, степень термической зрелости, нию с месторождениями южных районов
водородный показатель и содержание S2 на территории Самарской и Саратовской
(количество углеродных продуктов, полу- областей. Количество ОВ также зависит от
типа горючих сланцев. В отдельных прослоях оно заметно возрастает, достигая 2735 % в высокоуглеродистых разностях в разрезах «Городище». Кроме латеральных изменений, характерны и значительные колебания концентраций С в одном и том же разрезе сланценосной толщи. Так, в разрезах Перелюбского месторождения максимальные значения С достигают
орг.
36,1 %, а минимальные не превышают 5,5 % [1, 2, 6].
В строении волжской сланценосной толщи выделяется девять продуктивных пластов. Вниз по разрезу наблюдается постепенное снижение концентраций Сорг. до 1920 % (от первого пласта к третьему), затем несколько возрастает (21-30 %) в четвертом и пятом пластах и вновь снижается в нижней половине разреза (до 5-10 %) в шестом - девятом пластах. Для разрезов Ко-цебинского месторождения характерны более низкие показатели Сорг. (от 12 до 25 %), преобладающие значения составляют 1417 %. Четкой закономерности изменения ОВ в продуктивных пластах ранее не устанавливалось [1].
При помощи метода пиролиза на установке Rock Eval-6 нами были исследованы образцы керна горючих сланцев и сапропелевой глины с Перелюбского, Коцебинско-го и Кашпир-Хвалынского месторождений (табл. 1). Описание методики и интерпретация результатов анализа приводятся ниже.
Данный геохимический метод разработан с целью выделения в осадочном разрезе отложений, отличающихся высоким неф-тегазогенерационным потенциалом. Метод широко применяется в геологоразведочных работах по всему миру [4, 8, 10]. При проведении исследования используется средняя проба керна, которая отбирается способом квартования. В данном случае результаты анализов характеризуют нефтематеринские свойства породы в целом. Вес анализируемой пробы керна обычно составляет 70 мг.
Использование данной методики обеспечивает прямое количественное определение многих параметров. Вначале происходит нагревание исследуемой пробы в потоке инертного газа (N2) при температуре 180 °С в течение 10 минут. На этом этапе фиксируется такой параметр как S1 - количество низкомолекулярных УВ (С1- С ). При последующем нагреве до 350 °С фиксируются уже высокомолекулярные УВ (С - С ). Этот параметр обозначается S2a. При дальнейшем увеличении температуры отмечаются углеводороды, полученные в результате термического разложения ОВ. Этот параметр обозначается S2b. В нашей работе параметры S2a и S2b объединены в S2, который достаточно объективно характеризует остаточный нефтегенерационный потенциал керогена. Однако в S2 в аддитивной форме присутствуют высокомолекулярные гетеросоединения смол и асфальтенов нефти (или битумоида), которые выносятся лишь в зоне более высоких температур крекинга керогена. Предполагается, что хоть они и влияют на показания пика S2, но их доля в общем количестве компонентов сравнительно невелика [7].
Совместная интерпретация содержания органического углерода с показателем S2 имеет большое значение для зон сильного проявления мезо- и апокатогенеза, когда первые имеют низкое содержание. Его значение определяется путем сложения углерода, полученного при разложении органического вещества в фазу пиролиза, и остаточного углерода, полученного в фазу окисления.
Одним из наиболее важных показателей является показатель водородного индекса (Н1), который является расчетным и определяется как отношение S2 / С . Показатель
2 орг
Н1 характеризует степень обогащенности материнской породы водородом и при известном типе керогена используется для оценки термической зрелости породы [9].
ю 00
Таблица 1
Результаты пиролитических исследований
ю
Е
Я
■в*
о
(Я р
р
№
2 о
№ п/п Площадь / месторождение (м-е), № пласта № обр Глубина, м Литология в! mg/g mg/g Т тах (оС) взСО mg/g mg/g ТОС (%) Н1 О1СО
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
1 Орловское м-е, шурф №1 1 1,5 глина 0,1 0,4 366 0,2 1,57 0,21 190 95,2
2 Коцебинское м-е, пласт №1 2 32,8 горючий сланец 0,14 157,6 414 2,12 9,46 14,48 1089 14,6
3 Коцебинское м-е, пласт №2 3 35 горючий сланец 0,12 175,3 407 1,26 8,97 16,31 1075 7,7
4 Коцебинское м-е, пласт №3 4 38,7 горючий сланец 0,08 194,8 402 1,27 9,93 18,39 1059 6,9
5 Коцебинское м-е, пласт №4 5 42 горючий сланец 0,09 166 403 0,85 9,1 25,57 649 3,3
6 Кашпир-Хвалынская пл., пачка №1 6 145,7 горючий сланец 0,12 163,2 411 1,07 5,21 25,84 632 4,1
7 Кашпир-Хвалынская пл., пачка №2 7 146,3 горючий сланец 0,19 138,4 415 1,16 4,06 12,81 1081 9,1
8 Кашпир-Хвалынская пл., пачка №3 8 146,9 горючий сланец 0,13 127,3 413 0,93 3,51 18,8 678 4,9
9 Перелюбское м-е, пласт №1 12 79 горючий сланец 3,68 178,9 407 4,03 12,16 19,11 936 13,1
10 Перелюбское м-е, пласт №3, пачка №2 14 88,7 горючий сланец 2,45 136,63 409 3,11 9,32 13,7 997 15,3
11 Перелюбское м-е 15 92,7 глина сапропелевая 0,13 7,84 425 0,61 2,71 2,18 360 18,3
12 Перелюбское м-е, пласт №4, пачка №1 17 94,6 горючий сланец 3,35 158,1 414 3,66 10,49 15,55 1017 10,3
И О Й О Г
к
Я
<s к
§ о
v§ £
СП ич" 17,4 ,7 8, 15,6 1'б ,5 8,
гч (N ОN ОN 1041 3 6 9 81 9 7 9 3
19,01 5,76 9,22 7,04 9,86 5,91
о 10,38 6,44 3,79 2,91 ,6 3, 1,49
о\ го" 2,55 1,72 1,37 1,87 0,62
90 01 4 9 41 0 2 4 6 41 5 2 4
188,6 41,14 95,97 67,8 96,76 23,49
40 3,15 1,34 1,23 0,55 0,78 0,31
т горючий сланец горючий сланец горючий сланец горючий сланец горючий сланец горючий сланец
100,5 6 0 0 2 152,3 6 5 8 5
9 0 2 21 3 2 4 2 5 2
гч Перелюбское м-е, пласт №5 Перелюбское м-е, пласт №6 Перелюбское м-е, пласт №7 Перелюбское м-е, пласт №8, пачка №1 Перелюбское м-е, пласт №8, пачка №2 Перелюбское м-е, пласт №8, пачка №3
3 \о 00
В среднем значения водородного индекса варьируют от 100 до 1100 мг УВ/г. По аналогии с водородным индексом введен также кислородный - определяется как отношение S3CO2-100/T0C. Средние значения кислородного индекса составляют от 0 до 95. Указанные индексы не зависят от количества органического вещества и в значительной степени связаны с элементным составом керогена.
Температура, при которой достигается максимум выхода УВ при разложении ке-рогена, отражает степень преобразованно-сти ОВ. Проведенное Французским институтом нефти сравнение между значениями T и отражательной способностью витри-
max А А
нита также подтверждает важность этого параметра. Ясно прослеживается взаимосвязь между показателями T и таким стан-
max
дартным способом определения зрелости, как отражательная способность витрини-та. Значения Tmax от 400 до 430 °C говорят о незрелом органическом веществе; Tmax от 435 до 450 °C - о зрелости или пребывании в нефтяном окне; T > 450 °C - о высокой
т ' max
степени катогенеза [5].
Интерпретируя полученные данные, можно сделать вывод, что основным геохимическим параметром, характеризующим качество горючего сланца, является S2. Он определяет выход жидких УВ (С15-С40) в процессе термического разложения органического вещества (ОВ). Среди горючих сланцев изученных месторождений выявлено несколько разновидностей [1, 2], которые отличаются литологическими особенностями, величиной различных геохимических показателей, а также своими технологическими характеристиками. Для горючих сланцев «богатых» коллоальги-нитово известковых величина S2 превышает 150 мг/г. Следом за ними идут горючие сланцы «богатые» коллоальгинитово известково-глинистые, в которых указанный параметр варьирует от 100 до 150 мг/г.
Низкокачественные горючие сланцы «бедные» содержат менее 100 мг/г. Для всех рассматриваемых образцов Tmax характеризуется значениями < 430 °C, что указывает нам на незрелый кероген, находящийся на стадии диагенеза. Это подтверждается крайне низкими значениями Sj и высокими значениями S2 .
Также стоит отметить взаимосвязь между тремя параметрами: S2, TOC (Сорг) и HI (водородный индекс). При высоких значения HI > 900 отмечается высокий выход УВ в процессе пиролиза, больше 100 мг/г. Значения TOC варьируют в пределах 1218 %. При более низких значениях HI ~ 600 в ряде случаях сохраняется высокий выход УВ (более 160 мг/г), источником которого являются высокие значения TOC, изменяющиеся в пределах 18-25 %. Следовательно, горючие сланцы с высокими значениями HI отражают резко восстановительные условия образования и среднюю биопродуктивность бассейна. Горючие сланцы с высокими значениями TOC и низкими HI указывают на менее восстановительную обстановку и высокую биопродуктивность бассейна, которая послужила причиной образования высококачественных горючих сланцев.
Изучая данные трех месторождений (Коцебинское, Перелюбское, Кашпир-Хва-лынское), можно говорить о постепенном ухудшении качества горючих сланцев вниз по разрезу в связи со снижением основного параметра (S2) (рис. 1). Это объясняется уменьшением биопродуктивности бассейна (снижение TOC до 5-7 %) и менее благоприятными условиями сохранения сапропелевого вещества (значения HI < 1000). Однако стоит отметить появление в средний части разреза высококачественных пластов горючих сланцев - выделение локальных максимумов параметра S2 (пласт № 3 Коце-бинского месторождения, пласт № 5 Пере-любского месторождения), что объясняется
более благоприятной обстановкой осадко-накопления и высокой биопродуктивностью бассейна, по сравнению с вышезалегаю-щими пластами параметр TOC значительно увеличивается (до 19 %).
Говоря о латеральной изменчивости основных геохимических параметров верхних пластов сланценосной толщи, стоит отметить, что качество горючих сланцев в направлении с востока (Коцебинское месторождение) на запад (Кашпир-Хвалынская площадь) ухудшается. В восточной части бассейна наблюдаются высокие значения показателей S2 , TOC и HI. Отмечается постепенное снижение вышеуказанных параметров в ряду месторождений Коцебин-ское-Перелюбское-Кашпир-Хвалынское.
Также были получены диаграммы по методу BULK ROCK (рис. 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8). Данный метод включает в себя 6 видов исследований, три первых анализа производятся при помощи пиролиза (процесс термического разложения с ограниченным доступом кислорода), а последующие выполняются при помощи процесса горения (со свободным доступом кислорода). На абсциссах полученных диаграмм указаны температурные показатели, при которых производили данный анализ в интервале от 100 до 850 °C. На ординату нанесены термические пики, во время которых происходили выделения определенного химического соединения (УВ, CO, CO2).
Первый график характеризует выход Sj и S2. Оба параметра имеют прямую корреляционную зависимость, и с ростом значения Sj мы наблюдаем симметричный рост значений S2 . В нашем случае параметр Sj также характеризует качество горючего сланца. В ряду глина сапропелевая - горючий сланец «бедный» - горючий сланец «богатый» глинисто-известковистый - горючий сланец «богатый» известковистый происходит увеличение параметра Sj c 0,13 до 3,68 мг/г. В связи с этим параметр Sp
Рис. 1 Вертикальная изменчивость основных геохимических параметров в сланценосной толще Перелюбского месторождения
(составил Илясов В. С.)
как и параметр S2, можно использовать для определения продуктивного потенциала горючих сланцев.
Второй график отображает выход СО в процессе пиролиза. Значения S3CO характеризуют органический углерод, образовавшийся в процессе пиролиза в температурном интервале от 300 до 550 °С. Данное значение отвечает первому пику на графике. Значение S3CO определяет углерод, содержащийся в минералах, в нашем случае преимущественно в карбонатах.
Выход неорганического углерода (второй пик на графике) начинается с температуры >550°C.
В образцах № 12 и 14 (литотип № 8) оба пика характеризуются высокой амплитудой. Однако первый пик незначительно превосходит второй. Оба параметра отмечены высокими значениями, это связано, в первую очередь, с высокими характеристиками рассматриваемых горючих сланцев (высокими значениями S2 и TOC), а также высокой степенью карбонатности.
Рис. 2. Образец № 12, горючий сланец «богатый» коллоальгинитовый известковистый, Перелюбское месторождение, пласт № 1, литотип № 8
Рис. 3. Образец № 14, горючий сланец «богатый» коллоальгинитовый известковистый, Перелюбское месторождение, пласт № 3, литотип № 8
Образцы № 17 и 19 (литотип № 7) харак- S2 и TOC. Выход неорганического углеро-
теризуются одним большим пиком, приуро- да в анализируемых образцах значительно
ченным к выходу органического углерода, ниже, это говорит нам о преобладании гли-
что коррелируется с высокими значениями нистой составляющей над карбонатной.
S1=0.13 52=7.84 S3CD=0.61 S3'C0=Q4 S 3=2.71 S3=17.4
д
FID pyiolysis graphic CO pyrolysis graphic C02 pyiolysis graphic
S4C0=7.5 RCCO(%)=0.32 S4C02=40.1 " Г S5 =52.45 RC(Sf)-1.41 PC(%]=0.77
/ \ л А/ ^ 1 /1 a/ I V
CO Oxidation graphic C02 Oxidation graphic CO-CO2 Oxidation graphic
Рис. 4. Образец № 15, глина сапропелевая, Перелюбское месторождение, литотип № 5
Рис. 5. Образец № 17, горючий сланец «богатый» коллоальгинитово известковисто-глинистый, Перелюбское месторождение, пласт № 4 (1), литотип № 7
В горючих сланцах «бедных», представ- го углерода. В целом же оба значения зна-
ленных образцами № 20, 21, по-прежнему чительно ниже по сравнению с «богаты-
выделяются два пика, больший из кото- ми» горючими сланцами, что объясняет-
рых относится к выделению органическо- ся снижением содержания карбонатного
S1 =3.15 52=188.63 S3CG=3.9 S3'C0=1 33=10.38 S 3=11.2
TV I
FID pyrolysis graphic CO pyrolysis graphic CO 2 pyrolysis graphic
S4C0=3i.52 RCC0(%)=1.35 S4C02=46.54 S5 =0 RC{%)=2.62 РС(%)=16.39
j J г 1 I
CO Oxidation graphic C02 Oxidation graphic C0-C02 Oxidation graphic
Рис. 6. Образец № 19, горючий сланец «богатый» коллоальгинитово известковисто-глинистый, Перелюбское месторождение, пласт № 5, литотип № 7
SI =1.34 Г S2-41.14 S3CO=2.55 S3'C0=1 S3=6.44 S 3=16.7
J[ J \ / \ JV \ АлЛ / ^ \ ] \
FID pyrolysis graphic CO pyrolysis graphic CO 2 pyrolysis graphic
S4C0=14.82 RCCO{%)=0.64 S4C02=47.2 1 1 S5 =0 R0Xi=1.9l ■■PC(^)=3.83
/ i / I j 1 A 1 J[J f \ 1 '1 l/l I/ / 1
CO Oxidation graphic C02 Oxidation graphic CO-CO2 Oxidation graphic
Рис. 7. Образец № 20, горючий сланец «бедный», Перелюбское месторождение, пласт № 6, литотип № 6
материала и увеличением глинистой со- выход неорганического углерода, значи-ставляющей. тельно превышает первый пик, что укаВ образце № 15, представленном сапро- зывает на низкий нефтегазогенерационный пелевой глиной, пик, характеризующий потенциал.
S1-123 S 2=95.97 S3C0=1,72 S3"CO=0.8 S3=3.79 S3'=8.6
д_ f \ / l [ \ / l 1 \ /1 1 л г\ Л V ^ \ I
FID pyrolysis graphic CO pyrolysis graphic CO 2 pyrolysis graphic
S4CO=7.8 RCCO(2i)=0.33 S4C02=23.13 S5 =7.54 RqS£H).96 PC(^)=8.26
r \ L A /1 I L л
CO Oxidation graphic CO2 Oxidation graphic C0-C02 Oxidation graphic
Рис. 8. Образец № 21, горючий сланец «бедный», Перелюбское месторождение, пласт № 7, литотип № 6
Диаграмма может использоваться как дополнительный индикатор качества горючих сланцев. Полученные данные могут говорить о преобладании карбонатной или глинистой составляющей в исследуемом образце. Помимо этого метод позволяет определить соотношения содержания органического и неорганического углерода.
Следующая диаграмма отображает выход С02 в процессе пиролиза, в целом
она интерпретируется аналогично диаграмме СО, где мы выделяем два пика, характеризующие выход органического и неорганического углерода. Основным отличием является изменения температуры реакций. Органический углерод образуется при температурах от 300 до 400 °С. Минеральный углерод выделяется от 400 °С и выше. На диаграммах в более известковистых разностях (литотип № 5, 6, 8) второй пик превышает первый, что объясняется высоким содержанием кальцита и характеризуется химической реакцией: СаСО3 ^ СаО + СО2. Данная диаграмма также позволяет оценить продуктивный потенциал горючих сланцев.
Благодаря значениям, полученным из трех вышерассмотренных диаграмм, возможно рассчитать параметр РС (пиролизуемый органический углерод):
РС ( %) = ^ + S2) • 0.083 + • 12/440) + ^3СО + 1/2 • S3CO) • 12/280.
Последующие три диаграммы описывают процесс горения. В них мы получаем данные о следующих параметрах: S4CO - остаточный СО, полученный в температурном окне от 300 до 650 °С; S4CO2 - остаточный СО2, полученный в температурном окне от 300 до 650 °С; S5 - разложение карбонатов с 650 °С.
На основе приведенных параметров рассчитывается RC (остаточный органический углерод):
= ^4СО2 • 12/440) + ^4СО • 12/280).
Таблица 2
Отношение RC/PC
№ обр. Наименование породы PC RC PC/RC
12 горючий сланец «богатый» коллоальгинитовый известковистый, Перелюбское месторождение, пласт № 1, литотип № 8 15,75 3,4 4,62
14 горючий сланец «богатый» коллоальгинитовый известковистый, Перелюбское месторождение, пласт № 3, литотип № 8 11,98 1,72 6,97
15 глина сапропелевая, Перелюбское месторождение, литотип № 5 0,77 1,41 0,55
17 горючий сланец «богатый» коллоальгинитово известковисто-глинистый, Перелюбское месторождение, пласт № 4 (1), литотип № 7 13,88 1,67 8,31
19 горючий сланец «богатый» коллоальгинитово известковисто-глинистый, Перелюбское месторождение, пласт № 5, литотип № 7 16,39 2,62 6,26
20 горючий сланец «бедный», Перелюбское месторождение, пласт № 6, литотип № 6 3,83 1,93 1,98
Параметр S5 не используется в расчетах, так как он относится к неорганическому карбонатному углероду.
Рассматривая отношения таких параметров как RC и PC (табл. 2), можно сделать следующие выводы:
1) Для высококачественных горючих сланцев характерно высокое отношение PC/RC - 4,6-8,6.
2) Для низкокачественных горючих сланцев отношение падает до 2.
3) Для непродуктивных разностей (сапропелевой глины) параметр RC превышает PC и отношение < 1.
Суммой пиролизуемого и остаточного органического углерода является TOC (С ),
Л и т е
и если из PC мы можем получить сланцевую нефть, газ и многие другие полезные компоненты, то основным продуктом, получаемым из RC, является сланцевый кокс, широко используемый в промышленности. Поэтому при анализе технологических свойств горючих сланцев нужно учитывать оба этих критерия.
Резюмируя вышеизложенное, стоит отметить, что основными параметрами, влияющими на качество горючего сланца, при рассмотрении данных Rock Eval и Bulk Rock являются: S2, TOC, HI, T , S3CO, S3CO, S3,
2' 5 5 max 3 5 3 5 3'
S3, PC и RC. Используемые данные можно применять для прогнозов поисково-разведочных работ и подсчетов запасов жидких УВ.
р а т у р а
1. Букина Т. Ф. Седиментогенез и ранний литогенез верхнеюрских сланценосных отложений центральной части Волжского бассейна / З. А. Яночкина - Саратов: изд-во Сарат. ун-та, 2013. -128 с.
2. Илясов В. С., Староверов В. Н., Воробьева Е. В. О влиянии литологического состава горючих сланцев Волжского сланценосного бассейна на их технологические параметры // Приборы и системы разведочной геофизики. - 2016. - № 58. - С. 92-102.
3. Геохимическая характеристика горючих сланцев волжской сланценосной толщи в связи с прогнозированием промышленных концентраций рения / В. С. Илясов, В. Н. Староверов, Е. В. Воробьева, М. В. Решетников // Известия Сарат. ун-та. Нов. сер. Сер. Науки о Земле. - 2017. -Т. 17. - Вып. 3. - С. 165-170. - DOI: 10.18500/1819-7663-2017-17-3-165-170.
4. Меленевский В. Н. Методические рекомендации по применению пиролитических методов моделирования в органической геохимии. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1991. - 48 с.
5. Тиссо Б. Образование и распространение нефти / Б. Тиссо, Д. Вельте. - М.: Мир: Редакция литературы по вопросам геологических наук, 1981. - 504 с.
6. Щепетова Е. В. Седиментология и геохимия углеродистых толщ верхней юры и нижнего мела Русской плиты: автореф. дис. на соиск. учен. степени канд. геол.-минерал. наук. - М., 2011. - 24 с.
7. Behar F. Rock-Eval 6 Technology: Performances and Developments / F. Behar, V. Beaumont, H. L. De B. Penteado / Oil & Gas Science and Technology. - Rev. IFP. - 2001. - V.56. - N.2. -P.111-134.
8. Espitalie J. Geocheical logging / J. Espitalie, F. Marquis, I. Barsony //Analytical pyrolisis -techniques and applications. - Boston: Butterworth, 1984. - P.276-304.
9. Peters K. E. The Biomarker Guide, Volume 1: Biomarkers and Isotopes in the Environment and Human History / K. E. Peters, C. C. Walters, J. M. Moldowan. - 2nd edition. - Cambridge University Press, 2005. - 474 p.
10. Peters K. E. Guidelines for evaluating petroleum source rock using programmed pyrolysis // AAPG Bulletin. - 1986. - V.70. - N.3. - P.318-329.
УДК 56 (116.2) 552.52
верхнеюрская сланцевая формация ЕВРАЗИИ: СРАВНЕНИЕ ВОЛЖСКОгО И ЗАПАДНО-СИБИРСКОгО бАССЕйНОВ
© 2018 г. Л. А. Анисимов
ООО "ЛУКОЙЛ - Инжиниринг"
Среди горючесланцевых толщ волжская сланценосная толща занимает особое положение, будучи наиболее распространенной на огромной территории Северного полушария (рис. 1). Наряду с волжскими сланцами Русской платформы и баженовской свитой Западной Сибири в других районах Северного полушария в поздней юре - начале раннего мела также формировались высокоуглеродистые толщи - кимериджские глины Англии, формация Хеккинген Норвежского и Баренцева морей и др. Формирование сланценосных толщ поздней юры оценивается как событие, имеющее субглобальный характер [5, 11, 12]. В этих условиях целесообразно рассмотреть не только широко распространенные точки зрения на природу горючих сланцев, но и сопоставить их с альтернативными взглядами. Сравнение горючих сланцев Русской платформы и баженовской свиты Западной Сибири, имеющих сходный состав, но зале-
гающих в различных геолого-тектонических условиях, позволит более уверенно подойти к решению поставленных вопросов.
Распространение. Единый или изолированные бассейны позднеюрского моря?
Средневолжские «горючие» сланцы распространены на востоке Русской платформы. Если в Северном Каспии и Приаралье отложения представлены низкоуглеродистыми известняками и доломитами, то к северу в междуречье Волги и Урала горючие сланцы широко распространены и протягиваются в Среднее Поволжье. В северной половине платформы волжские сланценосные отложения установлены в Костромской обл. (Мантуровский сланценосный р-н), на юге Республики Коми (Сысольский и Яренг-ский сланценосные р-ны) и в Кировской обл. (Волго-Вятский сланценосный р-н). Еще севернее волжские углеродистые отложения установлены в Печорской синеклизе и отмечены в Баренцевом и Норвежском
