Условия образования и генерационный потенциал нефтегазоматеринских пород Южно-Татарского свода и прилегающих территорий Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

Георесурсы / Georesursy

www.geors.ru

2024, 26(4), c. 101-115

Оригинальная сТаТья

уДК 550.8.05

DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2024.4.5

Условия образования и генерационный потенциал нефтегазоматеринских пород Южно-Татарского свода и прилегающих территорий

А.С. Хаюзкин1*, Е.В. Морозова1, В.П. Морозов1, Э.А. Королев1, Д.М. Фаварисова1, Ф.М. Газеева2, Н.А. Назимов2 1Казанский (Приволжский) федеральный университет, Казань, Россия 2ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина, Альметьевск, Россия

В работе рассмотрены литолого-геохимические характеристики нефтегазоматеринских пород осадочного чехла центральной части Волго-уральской нефтегазоносной провинции с целью реконструкции условий их образования, оценки генерационного потенциала, зрелости органического вещества и перспектив промышленного освоения. Породы исследовались макроскопически, а также методами количественного рентгенофазового анализа, пиролиза по методике Rock-Eval, SARA-анализа и газовой хроматографии - масс-спектрометрии. Установлено, что аргиллиты пашийского, карбонатно-кремнистые породы семилукского (доманикового), аргиллиты и алевролиты бобриковского горизонтов, а также глины верхнеказанского подъяруса формировались в открытых морских условиях в восстановительной осадочной среде. общее содержание органического углерода в породах составляет от 0,35% до 11,16%. Для глинистых отложений верейского и тиманского горизонтов характерно очень малое количество органического вещества, геохимические характеристики которого корректно оценить не представляется возможным. Глины верхнеказанского подъяруса содержат кероген II/III типа, тогда как в породах пашийского, семилукского (доманикового) и бобриковского горизонтов идентифицируется органическое вещество, представленное керогеном II типа. Полученные данные могут свидетельствовать о единых механизмах накопления сапропелевого органического вещества на территории Волго-уральского бассейна в условиях позднедевонско-раннекаменноугольных возмущений углеродного цикла планетарного масштаба. установлено, что изученные отложения находятся на стадиях катагенеза ПК-МК1, в то время как породы семилукского (доманикового) горизонта обладают наибольшей зрелостью и очень хорошим и отличным генерационным потенциалом. Аналогичным генерационным потенциалом обладают породы бобриковского горизонта.

Ключевые слова: черные сланцы, девон, карбон, доманик, бобриковский горизонт, пашийский горизонт, аргиллиты, биомаркерный анализ, органическое вещество

Для цитирования: Хаюзкин А.с., Морозова е.В., Морозов В.П., Королев Э.А., Фаварисова Д.М., Газеева Ф.М., Назимов Н.А. (2024). условия образования и генерационный потенциал нефтегазоматеринских пород Южно-Татарского свода и прилегающих территорий. Георесурсы, 26(4), c. 101-115. https://doi.org/10.18599/grs.2024.4.5

Введение

В связи с истощением традиционных и сравнительно легкоизвлекаемых запасов углеводородов в настоящее время в россии всё больше внимания уделяется поиску новых залежей нефти и газа. решение этой задачи требует глубокого понимания литологических и геохимических характеристик региональных нефтегазоматеринских толщ. Во-первых, такие данные важны при поиске

* ответственный автор: Алексей сергеевич Хаюзкин

e-mail: [email protected]

© 2024 Коллектив авторов

статья находится в открытом доступе и распространяется в соответствии с лицензией Creative Commons Attribution (CC BY) License (https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/).

традиционных залежей углеводородов, поскольку предоставляют ключевые сведения для бассейнового моделирования. Во-вторых, нефтегазоматеринские породы, являясь нетрадиционными породами-коллекторами и вмещая значительные объемы органического вещества (оВ), при проведении ряда геолого-технических мероприятий (таких, как бурение горизонтального ствола скважины, гидравлический разрыв пласта и др.) способны давать промышленные притоки нефти и газа (Alzahabi et al., 2015).

согласно общепринятой теории нефтегазообразо-вания (Tissot, Welte, 1978), источником углеводородов является оВ, в большом количестве содержащееся в нефтегазоматеринских породах. считается, что нефтегазоматеринскими могут стать различные в литологическом отношении осадки, сформированные в результате

ISSN 1608-5043 (Print) / 1608-5078 (Online)

ГЕОРЕСУРСЫ

101

www.geors.ru

А.с. Хаюзкин, е.В. Морозова, В.П. Морозов и др.

Условия образования и генерационный потенциал нефтегазоматеринских пород...

совместного захоронения минерального и органического веществ. Например, значимые концентрации оВ иногда наблюдаются в кремнистых (диатомовых) породах, а также в водорослевых разностях известняков и доломитов. В то же время наиболее часто органическим веществом обогащены глинистые породы (Хант, 1982).

Известно, что в пределах Волго-уральской нефтегазоносной провинции (НГП) широко распространены породы карбонатно-кремнистого состава, обогащенные сапропелевым оВ (более 5%) и именуемые в пределах семилукского (доманикового) горизонта доманиковыми отложениями (Ананьев, 2007; ступакова и др., 2017). По данным (Аверьянова, 2016; Варламов и др., 2017), доманиковые отложения являются региональными нефтематеринскими породами. Площадь их распространения в пределах русской плиты превышает 500 тыс. км2, а мощность меняется от 5 до 60 м. В послемендымское время аналогичные породы, именуемые отложениями домани-кового типа, накапливались вплоть до турнейского века в пределах осевых частей Камско-Кинельской системы прогибов (Морозов и др., 2022). По некоторым оценкам (Прищепа, Аверьянова, 2017), отложения доманикового типа в пределах Волго-уральской нефтегазоносной провинции вмещают более 6,5 млрд т технически извлекаемой нефти и 3,5 трлн м3 технически извлекаемого газа.

В палеозойском разрезе осадочного чехла Волгоуральской НГП также широко распространены глинистые породы, которые, как было отмечено выше, могут содержать значимые количества сингенетичного оВ, что позволяет рассматривать их в качестве нефтегазоматеринских пород и нетрадиционных коллекторов (ронов, 1993; Ларочкина, 2008). Предполагается, что изучение литолого-геохимических характеристик таких пород позволит получить новые, ранее не учитываемые при бассейновом моделировании данные о региональных нефтегазоматеринских толщах, а также оценить их в качестве нетрадиционных пород-коллекторов. Кроме того, реконструкция условий осадконакопления отложений позволит актуализировать более ранние представления об образовании отложений основных нефтегазоносных комплексов девона, карбона и перми.

Таким образом, целью настоящего исследования является определение условий образования, генерационного потенциала, зрелости оВ и перспектив освоения глинистых и карбонатно-кремнистых отложений, развитых в пределах осадочного чехла центральной части Волгоуральской НГП, ограниченной Южно-Татарским сводом и прилегающими территориями.

Материалы и методы

объектами исследования выступали керновые образцы глин, аргиллитов и карбонатно-кремнистых пород, отобранные в пределах Южно-Татарского свода, Мелекесской впадины и Бирской седловины (рис. 1). Глубины отбора и стратиграфическая привязка образцов приведены в табл. 1.

Породы изучались макроскопически, а также с применением рентгенофазового количественного, пиролитического и SARA-анализа. Биомаркерные исследования

I________I граница между тектоническими

I______11 структурами 1-го порядка

I ~| граница между тектоническими

|_______| структурами

место отбора и номер образца

Рис. 1. Схематическая карта центральной части ВолгоУральской нефтегазоносной провинции с указанием точек отбора образцов

№ образца Тип породы Г лубина отбора, м Стратиграфическое подразделение

1 Глина 67,2 Верхнеказанский подъярус пермской системы

2 Глина 1015,5 Верейский горизонт московского яруса

3 Глина 1126,8 каменноугольной системы

4 Аргиллит 1402,5

5 Аргиллит 1162,5 Бобриковский горизонт визейского яруса

6 Аргиллит 1398,4 каменноугольной системы

7 Алевролит 1161,0

8 Карбонатно-кремнистая порода 1701,9

9 Известняк 1721,8

10 Карбонатно-кремнистая порода 1785,9 Семилукский (доманиковый) горизонт франского

11 Карбонатно-кремнистая порода 1794,7 яруса девонской системы

12 Микстит 1723,8

13 Кремнисто-карбонатная порода 1731,2

14 Аргиллит 1675,5 Тиманский горизонт франского яруса девонской системы

15 Аргиллит 1706,5 Пашийский горизонт франского яруса девонской

16 Аргиллит 1862,6 системы

Табл. 1. Литологическая и стратиграфическая характеристики отобранных образцов

410^ GEORESURSY/ GEORESOURCES

Георесурсы / Georesursy

2024, 26(4), c. 101-115

www.geors.ru

экстрагированного битумоида проводили c помощью газовой хроматографии - масс-спектрометрии (ГХ-МС).

Макроскопическое описание образцов керна

Для определения литологического состава и неоднородности кернового материала, а также для отбора представительных образцов выполнено макроскопическое описание предварительно распиленного керна. Всего описано 45 м керна.

Рентгенофазовый количественный анализ

с целью изучения минерального состава образцов выполнены исследования порошковых препаратов при помощи дифрактометра D2 Phaser (Bruker, Германия). рентгенографическую съемку проводили в геометрии Брэгга - Брентано c использованием монохроматизиро-ванного CuKa-излучения (X 1,5406 А) в режиме шагового сканирования. режимы измерений и регистрации: напряжение рентгеновской трубки - 30 кВ, ток - 10 мА; шаг сканирования - 0,02°; скорость - 1 град/мин; диапазон углов сканирования в геометрии Брэгга - Брентано -3-40°. На базе программного обеспечения DIFFRAC plus Evaluation Package EVA 6.1 (Bruker, Германия) проведен качественный анализ доманиковых и глинистых пород. Количественное содержание определяли с помощью полнопрофильного анализа по методу ритвельда на базе программного обеспечения TOPAS 4.2 (Bruker, Германия).

Диагностику слоистых силикатов в образцах проводили в воздушно-сухих препаратах, которые изготавливали путем растирания образцов пород в агатовой ступке в дистиллированной воде с последующим высушиванием. Затем эти же препараты растирали в среде этиленгликоля для диагностики разбухающих компонентов в составе образцов, далее для проведения съемок из них готовили ориентированные препараты. После получения дифрак-тограмм образцов, растертых в дистиллированной воде и в среде этиленгликоля, оценивали содержание в них минералов с лабильной структурой (монтмориллонита или смешанослойных минералов) по смещению основного диагностического максимума в диапазоне межплоскостных расстояний 15-10 А по методике, описанной в монографии «Рентгенография основных типов...» (Франк-Каменецкий, 1983).

Наиболее сложным при идентификации указанных минералов является определение каолинита и хлорита, которые весьма часто встречаются вместе. Качественные отличия хлорита и каолинита определяли по серии базальным отражениям. Так, диагностическими межплоскостными расстояниями для хлорита считаются d001 = 1,42-1,41 нм. d002 = 0,715-0,708 нм, d003 = 0,48-0,47 нм, d004 = 0,354-0,352 нм, а для каолинита - d001 = 0,7160,715 нм, d002 = 0,358-0,357 нм. На полученных в ходе определения этих минералов дифрактограммах ориентированных препаратов они довольно однозначно идентифицировались по межплоскостным расстояниям в диапазоне 0,358-0,352 нм. В этой области дифракто-грамм в случае наличия и каолинита, и хлорита всегда имеются два дифракционных максимума. Первый максимум при 0,358-0,356 нм соответствует каолиниту, а второй при 0,354-0,351 нм - хлориту. они довольно хорошо видны на полученных дифрактограммах, поэтому

диагностику этих минералов можно считать корректной. Дополнительно проведенные расчеты количественного содержания хлорита и каолинита в программном обеспечении TOPAS 4.2 (http://algol.fis.uc.pt/jap/TOPAS%20 4-2%20Users%20Manual.pdf) всегда подтверждали их присутствие.

Пиролитические исследования

с целью определения качественных и количественных характеристик содержащегося оВ образцы пород исследовали на пиролитической установке, включающей пиролитическую ячейку EGA/PY-3030D (Frontier Lab, Япония), хроматограф Agilent 7890B (Agilent, сША) и масс-селективный детектор Agilent 5977B (Agilent, сША). Тонкодисперсный порошок породы помещали в тигель и подвергали разложению в токе гелия по следующей температурной программе печи: ступенчатый нагрев от 100 °C до 300 °C со скоростью 600 °С/мин, от 300 до 650 °C со скоростью 30 °С/мин.

В качестве эталона для калибровки прибора брали стандартный образец нефтематеринской породы IFP 160000. результаты пиролитических исследований обрабатывали с помощью программного обеспечения Agilent MassHunter B.07.00. Полученные пирограммы и хроматограммы интегрировались в программе MSD ChemStation DA согласно общим правилам интегрирования хроматографических пиков.

Эмпирически получены следующие параметры: S1, мг уВ/г породы - содержание свободных углеводородов; S2, мг уВ/г породы - содержание связанных углеводородов; S3, мг СО2/г породы - выход органического диоксида углерода; S3CO, мг со/г породы - выход органического оксида углерода, Tmax, °с - температура максимального образования углеводородов при крекинге керогена при пиролизе; TOC (Total Organic Carbon), вес. % - содержание органического углерода в породе. Дополнительные пиролитические параметры рассчитывались с помощью формул, представленных в табл. 2.

SARA-анализ

Извлечение оВ проводили методом горячей хлороформенной экстракции в аппарате сокслета. Экстракт подвергался SARA-анализу. Предварительно взвешенные образцы битумоида растворяли горячим раствором петролейного эфира в соотношении 1:40 и оставляли на 12 ч с целью более полного растворения мальтенов и осаждения асфальтенов. Асфальтены отделяли на фильтре и смывали хлороформом. Мальтены разделяли на стеклянной колонке, заполненной силикагелем, на насыщенные и ароматические компоненты, смолы гексаном, бензолом, спирто-бензолом соответственно.

Газовая хроматография - масс-спектрометрия

с целью реконструкции условий формирования и преобразования оВ, а также оценки степени его катагенети-ческой преобразованности алициклические и ароматические компоненты битумоида исследовали на газовом хроматографе «Хроматэк-Кристалл 5000» (Хроматэк, россия) с масс-селективным детектором ISQ Thermo (Thermo Fisher Scientific, сША) с программным обеспечением Xcalibur. Хроматограф снабжен капиллярной

ISSN 1608-5043 (Print) / 1608-5078 (Online)

ГЕОРЕСУРСЫ

ро3^

www.geors.ru

А.с. Хаюзкин, е.В. Морозова, В.П. Морозов и др.

Условия образования и генерационный потенциал нефтегазоматеринских пород...

Показатель Обозначение Формула

Индекс продуктивности, д. ед. PI s2 PI = „ Si + S2

Водородный индекс, мг УВ / г ТОС HI s2 HI = -±-100 TOC

Кислородный индекс, мг СО2/ г ТОС 01 S3 oi = —±-'100 TOC

Пиролизируемый углерод, % PC (St + S2) ■ 0,83 + S3 ■ 0,2' PC = — 10

Остаточный углерод, % RC RC = TOC-PC

Индекс нефтенасыщенности, мг УВ/г ТОС OSI Si OSI = —i-100 TOC

Табл. 2. Основные пиролитические показатели и формулы для расчета

колонкой CR-5ms, длиной 30 м, диаметром 0,25 мм, толщина пленки неподвижной жидкой фазы 25 мкм. условия хроматографирования: скорость потока газа-носителя (гелий) - 1 мл/мин, температура инжектора -300 °C. Температурная программа термостата - подъем температуры от 100 °C до 150 °C со скоростью 12 °с/мин, от 150 °C до 300 °C со скоростью 3 °с/мин с последующей изотермой до конца анализа. Энергия электронов ионного источника - 70 эВ, температура - 250 °с. объем вводимой пробы 1 мкл, разбавленной пропорционально количеству образца в 0,2-1,5 мл хлороформа. режим записи - полный ионный ток (TIC) в диапазоне m/z (отношения массы иона к его заряду) 45-550.

Нами идентифицированы алканы по m/z 85, стераны - m/z 217, терпаны - m/z 191, дибензотиофены - m/z 184+198, фенатрены - m/z 178+192, моно- и триаро-матические стероиды - m/z 253 и 231 соответственно. Идентификацию соединений производили по библиотеке масс-спектров NIST'08 (https://chemdata.nist.gov/mass-spc/ ms-search/docs/Ver20Man.pdf).

результаты

Макроскопическое описание образцов керна

В результате макроскопического изучения керна и отобранных образцов установлено, что образцы пород пашийского и тиманского горизонтов представлены аргиллитами серыми, темно-серыми, пелитоморфными, тонкогоризонтальнослоистыми за счет неравномерного распределения оВ.

образцы пород семилукского (доманикового) горизонта преимущественно представлены карбонатно-кремнистыми породами серыми, черными, тонкозернистыми, горизонтально-слоистыми. В породах часто отмечаются прослои пелитоморфных известняков белых, серых, мощностью от 1 мм до первых сантиметров.

Изученные образцы бобриковского горизонта представлены алевролитами черными, крупноалевритистыми, массивными и аргиллитами темно-серыми, черными, пелитоморфными, тонкогоризонтальнослоистыми за счет неравномерного распределения оВ в породах.

образцы пород верейского горизонта и верхнеказанского подъяруса горизонтов представлены глинами

серыми, пелитоморфными, массивными, при этом образцы глин почти не размокают в воде.

В керновом материале образцы глинистых пород были существенно раздроблены, поэтому их структурно-текстурные признаки диагностировались с трудом. Поэтому на рис. 2 приведены только фотографии раздробленных пород, по ним можно оценить окраску пород, обусловленную степенью обогащенности оВ. Исключением является карбонатно-кремнистая порода (обр. 11), которая, будучи сильно литифицированной, не подвергалась дроблению при бурении.

Рентгенофазовый количественный анализ

результаты рентгенофазового количественного анализа приведены в табл. 3.

согласно полученным результатам аргиллиты па-шийского горизонта сложены глинистыми минералами до 51%, представленными каолинитом и иллитом, а иногда и хлоритом. Кроме того, в породах установлены кварц, сидерит и калиевые полевые шпаты.

Аргиллиты тиманского горизонта содержат до 56% глинистых минералов, представленных каолинитом, иллитом и смешаннослойным минералом, а также породообразующие кварц и полевые шпаты. В качестве примеси встречается сидерит.

отложения семилукского (доманикового) горизонта представлены известняками, карбонатно-кремнистыми и кремнисто-карбонатными породами, а также микститами. Под микститами понимаются породы, в которых содержание ни одного из компонентов не достигает 50% (Конторович и др., 2016). Известняки почти нацело сложены кальцитом, в качестве примесных отмечены кварц и доломит. Карбонатно-кремнистые породы и микститы сложены породообразующими кварцем и кальцитом. Иллит может выступать в качестве примесного или породообразующего минерала. В отдельных образцах установлен доломит, содержание которого достигает 7%, а также примесный пирит. Кремнисто-карбонатные породы сложены только породообразующими кварцем и кальцитом.

Аргиллиты бобриковского горизонта сложены глинистыми минералами (до 85%), представленными хлоритом, каолинитом, иллитом и смешаннослойным минералом,

[ SO EMT1F1C AND TECHNICAL JOURNAL

4104 GEORESURSY /GEORESOURCES

Георесурсы / Georesursy

2024, 26(4), c. 101-115

www.geors.ru

Образец 1

(верхнеказанский подъярус)

Образец 8 (семилукский горизонт)

Образец 2 (верейский горизонт)

Образец 4

(бобриковский горизонт)

Образец 16 (пашийский горизонт)

Образец 14 (тиманский горизонт)

Рис. 2. Фотографии образцов глинистых пород и доманиковых отложений Южно-Татарского свода и прилегающих территорий

1 Верхнеказанский подъярус пермской системы 67,2 18 12 20 12 15 10 12 1

2 Верейский горизонт 1015,5 23 9 22 20 12 9 4 1

московского яруса

3 1126,8 22 10 4 25 17 12 5 5

каменноугольной системы

4 1402,5 13 73 12 2

5 Бобриковский горизонт 1162,5 21 49 20 8 1

визейского яруса

6 1398,4 24 4 10 16 20 15 11

каменноугольной системы

7 1161,0 54 3 7 12 21 3

8 1701,9 15 4 72 8 < 1

9 1721,8 4 95 1

10 Семилукский (доманиковый) 1785,9 34 7 56 2 1

11 горизонт франского яруса 1794,7 12 4 84

девонской системы

12 1723,8 43 10 46 < 1

13 1731,2 94 6

Тиманский горизонт

14 франского яруса девонской 1675,5 33 17 28 11 8 3

системы

15 Пашийский горизонт 1706,5 28 19 29 3 21

16 франского яруса девонской 1862,6 31 8 17 26 10 8

системы

Табл. 3. Минеральный состав глинистых пород и доманиковых отложений Южно-Татарского свода и прилегающих территорий.

Содержание минералов указано в вес. %. * см/сл - смешаннослойный минерал

а также кварцем и полевыми шпатами. В большом количестве имеется пирит, содержание которого может достигать 11%.

Алевролиты бобриковского горизонта сложены кварцем (54%), микроклином (21%), а также глинистыми минералами (22%) - каолинитом, иллитом и примесным хлоритом. В образце встречается пирит.

Глины верейского горизонта, которые практически не размокали в воде, содержат до 39% глинистых минералов, представленных иллитом, хлоритом и каолинитом, до 13% карбонатных минералов (кальцита и доломита), а также кварц и полевые шпаты.

Глины верхнеказанского подъяруса сложены глинистыми минералами (до 44%), представленными хлоритом,

ISSN 1608-5043 (Print) / 1608-5078 (Online)

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ i

IhiiiMiMiiiliw105

www.geors.ru

А.с. Хаюзкин, е.В. Морозова, В.П. Морозов и др.

Условия образования и генерационный потенциал нефтегазоматеринских пород...

иллитом и смешанослойным минералом, карбонатными минералами - кальцитом и доломитом (до 22%), а также кварцем и альбитом. В качестве примеси содержится пирит (1%).

Пиролитические исследования

согласно результатам пиролиза по методу Rock-Eval оВ изученных пород представлено преимущественно связанными углеводородами (S2) (табл. 4). Tmax меняется от 414 °с до 436 °с и коррелирует с глубиной отбора образцов. Значения водородного (HI) и кислородного (OI) индексов заметно различаются для разных образцов, что указывает на разную природу оВ.

общее содержание органического углерода в глинах казанского подъяруса составляет порядка 0,4%, в глинах верейского горизонта достигает 0,16%, в аргиллитах бобриковского горизонта - 8,19%, в карбонатно-кремнистых породах семилукского (доманикового) горизонта -11,16%, в аргиллитах тиманского горизонта - 0,06%, а в аргиллитах пашийского горизонта - 0,46%. При этом к нефтегазоматеринским, по критерию концентрации оВ преимущественно сапропелевой природы (Баженова и др., 2004), относятся карбонатные породы с содержанием оВ больше 0,1%, глинистые и глинисто-алевритовые породы с содержанием оВ более 0,2%. Кроме того, существуют ограничения применимости пиролитического метода

при оценке генерационного потенциала пород и уровня их термической преобразованности. считается, что при содержании общего органического углерода (Тос) менее 0,3% возрастает разброс измеряемых значений, что не позволяет корректно оценить нефтегазогенерационный потенциал пород (Лопатин, емец, 1987). оценка пиролитического параметра катагенетической зрелости (Tmax) также может быть проведена некорректно в случае, если содержание связанных углеводородов (S2) составляет менее 0,2 мг уВ/г породы (Peters, 1986).

с учетом вышесказанного глины верейского горизонта, а также аргиллиты тиманского горизонта исключены из последующих исследований и обсуждений.

SARA-анализ

На рис. 3 представлены результаты SARA-анализа и хлороформенной экстракции: выход хлороформенного битумоида и относительные содержания насыщенных, ароматических углеводородов, смол и асфальтенов.

В глинистых породах изученных стратиграфических интервалов выход битумоида в среднем составляет 0,1%, в то время как для доманиковых отложений этот показатель порядка 2,3%. При этом относительно высокое содержание асфальтенов установлено в карбонатно-кремнистых породах семилукского (доманикового) горизонта.

№ обр. Стратиграфическ ое подразделение Глубина, м 51, мг УВ/г породы 52, мг УВ/г породы и о в HI, мг УВ / г ТОС и О и 2 и 52 OSI, мг УВ/ г ТОС EI о EI к PC, % X® о4 TOC, % о и" §

1 Верхнеказанский подъярус пермской системы 67,2 0,03 0,83 417 210 7,4 6 0,03 0,08 0,32 0,40 2,93

2 Верейский горизонт московского яруса каменноугольной 1015,5 0,08 0,19 416 122 3,9 50 0,29 0,02 0,13 0,16 1,47

3 системы 1126,8 0,05 0,09 419 93 1,7 55 0,37 0,01 0,09 0,10 1,64

4 Бобриковский горизонт визейского 1402,5 0,25 23,42 430 286 0,8 3 0,01 2,00 6,19 8,19 0,09

5 яруса 1162,5 0,24 1,24 416 159 7,1 30 0,16 0,12 0,66 0,78 0,05

6 каменноугольной 1398,4 0,35 15,80 425 396 3,4 8 0,02 1,36 2,63 3,99 0,06

7 системы 1161,0 0,09 2,26 414 248 3,9 9 0,04 0,20 0,71 0,91 0,06

8 Семилукский 1701,9 1,53 18,32 436 325 4,3 27 0,08 1,67 3,97 5,64 5,65

9 (доманиковый) 1721,8 2,81 36,32 434 325 0,5 25 0,07 3,27 7,90 11,16 6,23

10 горизонт франского яруса девонской 1785,9 0,72 33,46 427 444 17,7 9 0,02 2,92 4,62 7,53 1,10

11 системы 1794,7 0,22 9,62 435 378 39,5 8 0,02 0,85 1,70 2,55 0,53

12 1723,8 1,91 17,49 432 401 25,5 43 0,10 1,65 2,72 4,37 7,47

13 1731,2 1,05 9,71 433 406 28,7 44 0,10 0,92 1,48 2,39 1,25

14 Тиманский горизонт франского яруса девонской системы 1675,5 0,10 0,14 424 229 10,3 162 0,41 0,06 0,00 0,06 0,91

15 Пашийский горизонт франского яруса 1706,5 0,17 1,48 425 423 0,00 47 0,10 0,32 0,03 0,35 1,10

16 девонской системы 1862,6 0,12 0,65 419 141 0,00 26 0,16 0,33 0,13 0,46 1,80

Табл. 4. Основные пиролитические параметры глинистых пород и доманиковых отложений Южно-Татарского свода и прилегающих территорий. MINC - содержание минерального углероДа в пороДе, %

L

106

GEORESURSY / GEORESOURCES

Георесурсы / Georesursy

2024, 26(4), c. 101-115

www.geors.ru

подъярус горизонт горизонт горизонт

Насыщенные УВ Ароматические УВ Смолы ^■Асфальтены -«—Выход битумоида

Рис. 3. Распределение компонентов битумоидов глинистых пород и доманиковых отложений Южно-Татарского свода и прилегающих территорий. Цифрами по оси абсцисс обозначены номера образцов

Газовая хроматография - масс-спектрометрия

По результатам ГХ-Мс максимум распределения н-алканов битумоидов (рис. 4) приходится на низкомолекулярную область (С -С20), следовательно, ОВ объектов исследования относится к сапропелевому типу. отношение Pr/Ph для всех изученных образцов меньше 1, что свидетельствует о восстановительных обстановках осадконакопления в палеобассейнах (табл. 5).

Гаммацерановый индекс (GI) меняется от 0,41 до 4,03, максимальные значения соответствуют битумоидам верхнеказанского подъяруса, что, вероятно, указывает на осаждение отложений в наиболее соленом палеобассейне.

Значения индекса нечетности (CPI) лежат в диапазоне 0,92-1,48 для всех образцов (табл. 5). Наблюдается нечетность н-алканов в высокомолекулярной области в образце глины верхнеказанского подъяруса. Вместе с неявной бимодальностью это может указывать на низкую степень термической преобразованности.

Максимальные значения изопреноидного коэффициента (Ki) характерны для битумоидов семилукского (до-маникового) горизонта, что указывает на их относительно меньшую зрелость.

Обсуждение

Условия образования пород и природа органического вещества

Глинистые отложения пашийского горизонта

Глинистые отложения пашийского горизонта фран-ского яруса на изучаемой территории, по данным некоторых источников, например (Силантьев и др., 2022), образовались в условиях, сравнимых со средним шельфом современных морей. Считается, что для таких условий характерно активное действие течений. По другим данным (Kidder, Worsley, 2010), в пашийское время накопление обогащенных органическим веществом осадков происходило в условиях трансгрессии мирового океана,

Рис. 4. Хроматограммы масел битумоидов: А) глины верхнеказанского подъяруса (обр. 1); Б) аргиллита бобриковского горизонта (обр. 4); В) карбонатно-кремнистой породы семилукского (доманикового) горизонта (обр. 10); Г) аргиллита пашийского горизонта (обр. 16)

ISSN 1608-5043 (Print) / 1608-5078 (Online)

ГЕОРЕСУРСЫ

107

www.geors.ru

условия образования и генерационный потенциал нефтегазоматеринских пород.

А.с. Хаюзкин, е.В. Морозова, В.П. Морозов и др.

которая привела к отложению позднедевонских черных сланцев на территории многих шельфовых морей палеоконтинентов.

согласно результатам рентгенофазового анализа аргиллиты пашийского горизонта по составу глинистой компоненты относятся к полиминеральным разностям. Преобладающими глинистыми минералами являются каолинит и иллит. Такая ассоциация глинистых минералов соответствует мелководным прибрежно-морским фациям, формирующимся вдоль береговой линии опресненного эпиконтинентального бассейна седиментации.

По данным ГХ-Мс седиментогенез пород проходил в условиях открытого моря (рис. 5). При этом на диаграмме ДБТ (дибензотиофены)/Ф (фенантрен) - Pr/Ph (рис. 6) образцы пород пашийского горизонта попадают в область озерных отложений, лишь ограниченно тяготея к морским глинам, что, по-видимому, связано с восстановительными условиями осадочной среды и подтверждается полученными значениями Pr/Ph (0,6-0,64).

Изученные образцы аргиллитов пашийского горизонта вмещают кероген II и III типа (рис. 7). Значения арилизопреноидного индекса (AIR), используемого для характеристики стабильности фотической зоны (Schwark, Frimmel, 2004), указывают на увеличение биомассы фито- и зоопланктона в условиях перемешивания водной толщи палеобассейна. Аналогичные условия, согласно литературным данным, существовали во многих

эпиконтинентальных морях позднего девона - раннего карбона ((Kabanov, Gouwy, 2020) и библиография в ней).

Отложения семилукского (доманикового) горизонта считается, что породы семилукского (доманикового) горизонта на изучаемой территории образовались в морском эпиконтинентальном бассейне, на относительном удалении от береговой линии, ниже базиса волнового воздействия. согласно литературным данным, породы вмещают кероген II и II/III типов, сформированного

о

х юо

Верхнеказанский подъярус Бобриковский горизонт Семилукский горизонт Пашийский горизонт

1

50

\75

)зерное ОВ \

\ х &\ /\—' ЛЛ /'>\ Открытое ' \

/ X I ® X

/ ' ■4

к—X—.X ■ > •— '\25

Морские I \ _ “■/ ’ \ z \

\/7 \/ ;

-—У • '—У———У----------■—У о

25 50 75 100

С29,%

Рис. 5. Треугольная диаграмма стеранов по (Huang, Meinschein, 1979)

100

У 0

О

1 Верхнеказанский подъярус пермской системы 67,2 0,43 0,43 0,66 0,57 1,33 38 18 45 0,18 0,26 0,17 0,41 0,41 0,97 4,03 0,67 0,89 0,54 0,73 0,16

4 Бобриковский 1402,5 0,38 0,17 0,32 0,26 1,02 35 24 42 0,42 0,34 0,19 0,36 0,19 3,12 1,57 0,55 1,00 0,52 0,89 0,45

5 горизонт визейского яруса 1162,5 0,48 0,30 0,68 0,48 1,00 31 20 49 0,58 0,53 0,17 0,31 0,25 1,57 1,56 0,52 1,23 0,60 0,64 0,95

6 каменноугольной 1398,4 0,27 0,20 0,48 0,37 1,18 32 25 42 0,38 0,32 0,13 0,45 0,15 2,99 0,41 2,63 1,22 0,42 1,35 0,34

7 системы 1161,0 0,55 0,79 1,21 1,02 0,92 33 30 37 0,42 0,35 0,19 0,28 0,44 1,24 1,75 0,64 0,74 0,53 0,81 2,84

8 1701,9 0,12 0,36 0,98 0,82 1,02 40 20 40 0,51 0,57 0,13 0,08 0,30 2,03 1,24 1,24 1,32 0,62 0,95 0,07

9 Семилукский (доманиковый) 1721,8 0,26 0,49 1,20 0,92 0,98 39 18 43 0,52 0,57 0,12 0,11 0,40 1,25 1,24 1,03 1,10 0,59 1,26 0,17

10 горизонт 1785,9 0,35 0,42 0,65 0,57 1,48 38 19 44 0,44 0,52 0,15 0,11 0,26 1,97 1,06 1,09 0,77 0,61 1,09 0,09

11 франского яруса 1794,7 0,10 0,35 0,84 0,75 1,08 38 18 44 0,52 0,57 0,11 0,11 0,23 2,44 1,22 0,97 0,67 0,61 0,95 0,02

12 девонской системы 1723,8 0,34 0,47 1,23 0,87 0,97 42 17 41 0,49 0,56 0,13 0,08 0,19 2,80 1,49 1,36 0,85 0,61 1,44 0,54

13 1731,2 0,34 0,45 1,08 0,80 1,01 42 16 43 0,48 0,54 0,11 0,08 0,22 2,23 1,49 1,19 0,78 0,59 1,41 0,20

15 Пашийский горизонт 1706,5 0,64 0,25 0,59 0,39 1,16 40 16 45 0,66 0,65 0,13 0,32 0,25 2,03 1,33 1,03 0,99 0,66 0,27 1,95

16 франского яруса девонской системы 1862,6 0,60 0,36 0,72 0,52 1,12 43 22 35 0,56 0,56 0,30 0,09 0,45 1,68 0,59 0,84 0,80 0,62 0,19 0,43

Табл. 5. Биомаркерные параметры битумоидов глинистых и доманиковых отложений Южно-Татарского свода и прилегающих территорий. Pr/Ph - отношение пристана к фитану; Pr/C17 - отношение пристана к н-алкану С ; Ph/C18 - отношение фитана к н-алкану С18; Ki - изопреноиДный инДекс, рассчитывается как (Pr+Ph)/(C +CI8); CPI=2*(C +C+C+C +C +C31)/(C+C +C + C26+C28+C30)+(C22+C24+C26+C28+C30+C32); SterC27 %, SterC28%, SterC29 % - относительные содержания регулярных стеранов С27, С28, С29; C29)SSR - C29aaa 208стеран/(С29ааа 208стеран + С29ааа 20Rстеран); C29BBAA - С29abb20Rстеран/(С29abb 20Rстеран +С29ааа 20Rстерaн); MOR/HOP - (C17b 21а-норморетан+Сзд 17b 21а-моретан)/(С2!роргопан +Сз:гопан); STER/PENT- отношение суммы стерановых УВ к сумме пентациклических УВ; HOP/C9ST - С3(ропан/С29ааа (20S +20R) стеран +C29abb (20S +22R) стеран; GI -10*гаммацеран/(гаммацеран+Сздгопан); C5S/C4S - отношение гомогопана C35S к C3S; Г29/Г30 - отношение С29 аДиантан/С3(£опан; C32S/(S+R) - гомогопан C32S/(C32S+C32R); ДБТ/Ф - Дибензотиофен/фенантрен; AIR - алкилбензолы (С -С17)/(С -С^ - арилизопреноиДный инДекс

108

GEORESURSY / GEORESOURCES

Георесурсы / Georesursy

2024, 26(4), c. 101-115

www.geors.ru

8

7

6

Морские карбонаты

1

Озерные, бедные серой отложения

Морские карбонаты/ морские мергели: озерные, богатые серой отложения

Морские глины и другие озерные отложения

• Верхнеказанский подъярус

• Бобриковский горизонт

• Семилукский горизонт

• Пашийский горизонт

Речные/дельтовые отложения

з

Pr/Ph

2

4

5

Рис. 6. Диаграмма ДБТ/Ф - Pr/Ph по (Hughes et al., 1995)

Рис. 7. Модифицированная диаграмма Ван-Кревелена по результатам пиролитических исследований глинистых пород и доманико-вых отложений Южно-Татарского свода и прилегающих территорий

фито- и зоопланктоном, с ограниченным вкладом гумусовой компоненты (Гордадзе, Тихомиров, 2007; Галимов, Камалеева, 2015; Фадеева и др., 2015). По данным углепетрографических исследований в вышележащих франско-турнейских отложениях доманикового типа встречается витринит, указывающий на вклад в оВ остатков высшей растительности (Saeed et al., 2023).

однако существуют различные взгляды на геохимические условия в бассейне осадконакопления. Так, согласно данным (Liang et al., 2020), доманиковое море характеризовалось нормальной соленостью и нормальным кислородным режимом, что дало возможность развития донной фауны на границе осадка и воды. По другим данным (Бушнев и др., 2016), палеобассейн характеризовался

аноксией фотической зоны с ее периодическим сероводородным заражением.

По полученным данным рентгенофазового анализа в составе изученных образцов пород семилукского (до-маникового) горизонта преобладают кварц и кальцит. считается, что данные минералы имеют аутигенный генезис и образовались за счет внутренних ресурсов Мирового океана (Khayuzkin et al., 2020). В породах отмечается небольшое количество глинистых минералов, что свидетельствует о незначительном привносе в область карбонатно-кремнистой аккумуляции терригенного материала с ближайшего континента.

По данным ГХ-Мс обогащенные оВ карбонатно-кремнистые породы формировались в стратифицированном

ISSN 1608-5043 (Print) / 1608-5078 (Online)

ГЕОРЕСУРСЫ

109

www.geors.ru

А.с. Хаюзкин, е.В. Морозова, В.П. Морозов и др.

условия образования и генерационный потенциал нефтегазоматеринских пород.

открытом море, в то время как осадочная среда характеризовалась восстановительными условиями. На это указывают соотношение стеранов состава с27:с28:с29 (рис. 5), значения Pr/Ph, изменяющиеся в пределах 0,1-0,35, а также арилизопреноидный индекс. На диаграмме ДБТ/Ф - Pr/ Ph изученные образцы пород соответствуют морским карбонатным, богатым серой отложениям (рис. 6).

согласно результатам пиролитических исследований породы семилукского (доманикового) горизонта ЮжноТатарского вмещают кероген II типа (рис. 7). отсутствие в образцах пород керогена II/III типа, идентифицируемого многими исследователями, согласуется с более ранними исследованиями (Морозов и др., 2022) и объясняется удаленностью береговой линии от района изучения.

Глинистые отложения бобриковского горизонта

отложения бобриковского горизонта визейского яруса на территории Волго-уральской нефтегазоносной провинции формировались в аллювиальных, переходных и морских условиях осадконакопления (Алиев и др., 1975). основным регулятором осадконакопления в это время выступала сама среда и неустойчивые процессы седиментации на фоне общего медленного погружения бассейна в ранневизейское время (Астаркин и др., 2017). область отбора изученных образцов, согласно некоторым палеогеографическим реконструкциям (Познер и др., 1957), попадает в область прибрежно-морских или мелководно-морских условий.

По данным рентгенофазового анализа в составе аргиллитов бобриковского горизонта среди глинистых минералов преобладает иллит-каолинитовая ассоциация, в отдельных образцах с примесью хлорита. Подобный минеральный состав характерен для глинистых пород, сложенных продуктами переноса и вторичной аккумуляции разрушающихся кор выветривания. Преобладание каолинита и присутствие в составе аргиллитов бобриковского горизонта кварца и микроклина указывают, что древние коры выветривания развивались по породам кислого состава. Интенсивному протеканию процессов гидролиза минералов кислых пород способствовал теплый влажный гумидный климат в начале визейского века.

соотношение стеранов состава с27:с28:с29 (рис. 5) указывает на морские условия осадконакопления пород бобриковского горизонта. На диаграмме ДБТ/Ф - Pr/Ph изученные образцы попадают в область пород морского и озерного генезиса (рис. 6), что подтверждает вклад в оВ некоторых образцов гумусовой компоненты, не образующей дибензотиофены (Конторович и др., 2004). Значения отношения Pr/Ph и арилизопреноидного индекса соответствуют восстановительным условиям среды осадконакопления и непостоянным гидрологическим режимом палеобассейна.

согласно данным пиролитического анализа породы бобриковского горизонта содержат значимое количество оВ (до 8,19%), представленного керогеном II, смешанного II/III и III типов (рис. 7). При этом образцы пород, оВ которых сформировано фито-, зоопланктоном и микроорганизмами (кероген II типа), содержат наибольшее количество оВ. По-видимому, захоронение остатков высшей растительности происходило на протяжении всего времени существования средневизейского моря, вместе

с тем палеобассейн характеризовался периодическим развитием событий, повышающих первичную биопродуктивность и биомассу фито- и зоопланктона, что привело к захоронению большого количества сапропелевого оВ в породах бобриковского горизонта.

Представленные ранее результаты изучения пород па-шийского, семилукского (доманикового) и бобриковского горизонтов могут свидетельствовать о единых механизмах накопления оВ на территории Волго-уральского бассейна с пашийского по бобриковское время. Данный временной интервал охватывает порядка 30 млн лет и хронологически совпадает с позднедевонскими и раннекаменноугольными бескислородными событиями и возмущениями углеродного цикла планетарного масштаба (Kabanov et al., 2023).

Глинистые отложения верхнеказанского подъяруса

считается, что в казанском веке территория Волгоуральского бассейна представляла собой единый седиментационный бассейн, в который со стороны Мезенской впадины ингрессировало море, а с окружающих участков суши поступали продукты эрозии (Буров, 2003; Нургалиева и др., 2008).

согласно ассоциации идентифицированных минералов глинистые породы формировались в морском эпиконтинентальном бассейне седиментации с несколько повышенной соленостью, где господствовали спокойные гидродинамические условия водной среды. При этом на суше господствовал теплый и влажный климат, контролировавший процесс преобразования эффузивных обломков горных пород и минералов в иллит и иллит-монтмориллонит.

согласно результатам ГХ-Мс глины верхнеказанского подъяруса образовались в условиях открытого моря (рис. 5) со стратификацией водной толщи. Хотя на диаграмме ДБТ/Ф - Pr/Ph (рис. 6) изученные породы соответствуют озерным, бедным серой отложениям, что является следствием ограниченности палеобассейна, вклада гумусовой компоненты в состав оВ, а также восстановительной осадочной среды (Pr/Ph = 0,43).

Полученные результаты согласуются с рядом палеогеографических карт и представлений об условиях осадконакопления в казанском море, которые указывают на ограниченность морского бассейна (сементовский, 1973; Нургалиева и др., 2012; Моров и др., 2016). Изученные образцы вмещают кероген II/III типа (рис. 7), который формировался при участии фито-, зоопланктона и микроорганизмов, а также высшей растительности.

Оценка зрелости и генерационного потенциала пород

Для изученных горизонтов показатель Tmax меняется от 414 °с до 436 °с, и соответствует стадиям протокатагенеза - мезокатагенеза (ПК-МК1) (Вассоевич, 1986). По показателю Tmax органическое вещество карбонатнокремнистых пород семилукского (доманикового) горизонта определяется как ранней зрелости - зрелое, остальных горизонтов - незрелое. Характер распределения точек на диаграмме Ван-Кревелена (рис. 7), по-видимому, указывает на термическую зрелость и частичную генерацию углеводородов доманиковыми отложениями (Zumberge et al., 2016).

L

110

GEORESURSY / GEORESOURCES

Георесурсы / Georesursy

2024, 26(4), c. 101-115

www.geors.ru

Кроме пиролитических исследований, для оценки степени термической преобразованности нефтей и органического вещества пород широко применяются параметры стеранов и терпанов, которые основаны на эпимерных превращениях биологических форм в геологические.

Как по стерановым параметрам зрелости (рис. 8), так и по параметру C32S/(S+R) (рис. 9) образцы семилукского (доманикового), пашийского и частично бобриковско-го горизонтов достигли равновесия эпимерных форм. Только образцы верхнеказанского подъяруса и частично бобриковских отложений являются относительно непре-образованными. однако по отношению моретан/гопан (MOR/HOP) отмечается большая катагенетическая преобразованность оВ карбонатно-кремнистых пород семилукского (доманикового) горизонта, где MOR/HOP в среднем составляет 0,1. В отложениях других стратиграфических подразделений значение MOR/HOP больше 0,25, что указывает на меньшие градации катагенеза пород.

Генерационный потенциал аргиллитов пашийского горизонта, отдельных образцов бобриковского горизонта и глин казанского подъяруса оценивается как бедный и удовлетворительный. В то же время часть образцов пород бобриковского горизонта, а также образцы пород семилукского (доманикового) горизонта, содержащие сапропелевое оВ, обладают отличным и очень хорошим генерационным потенциалом (рис. 10), что позволяет рассматривать их в качестве значимых региональных нефтегазоматеринских пород.

Оценка пород в качестве потенциальных объектов разработки

Присутствие в нефтегазоматеринской толще миграционноспособных углеводородов следует считать одним из факторов успешной разработки нефтегазоматеринской толщи (Katz et al., 2021). Количественное содержание миграционноспособных углеводородов в нефтегазоматеринской породе можно оценить по значению индекса нефтенасыщенности (OSI) (Hu et al., 2021). Индекс неф-тенасыщенности нефтегазоматеринской породы рассчитывается как умноженное на 100 отношение свободных углеводородов (S1) к общему содержанию органического углерода (TOC) (табл. 2). считается, что для интервалов, способных давать промышленные притоки нефти при гидравлическом разрыве пласта, OSI должен иметь значения больше 100 мг уВ/г Тос (ульмишек и др., 2017).

Значения OSI для всех изученных образцов меньше 100 мг уВ/г Тос, что говорит об отсутствии перспектив разработки пород без предварительной обработки оВ термическими методами.

Минеральный состав отложений, как еще одно из условий возможности разработки нефтегазоматеринских пород, определяется главным образом хрупкостью породообразующих минералов (Alzahabi et al., 2015). Так, при применении технологий гидроразрыва пласта углеводороды лучше извлекаются из тех сланцевых толщ, которые образованы в основном хрупкими минералами, представленными кальцитом, кварцем и доломитом. Напротив, сланцы, богатые глинистыми минералами, требуют больше стадий ГрП и представляют собой более сложный объект разработки.

Рис. 8. Диаграмма отношений гео- и биостеранов

Endpoint •

• •• 4

с

1 Q- ТЭ

• раннезрелое UJ

незрелое

• Верхнеказанский подъярус

• Бобриковский горизонт

• Семилукский горизонт

• Пашийский горизонт

• Верхнеказанский подъярус

Бобриковский горизонт

Семилукский горизонт

• Пашийский горизонт

Рис. 9. Зрелость органического вещества по параметрам терпанов

•/ • незрелое раннезрелое

) 0,2 0,4

Породы пашийского и бобриковского горизонтов, а также верхнеказанского подъяурса преимущественно сложены глинистыми минералами, представленными хлоритом, каолинитом и смешаннослойным минералом. Исключением является образец алевролита бобриковского горизонта, однако и в нем содержание глинистых минералов достигает больших значений (22%). Поэтому наиболее перспективными объектами разработки являются породы семилукского (доманикового) горизонта в случае применения технологий обработки оВ термическими методами.

Заключение

В результате комплексного изучения литолого-геохимических характеристик нефтегазоматеринских пород центральной части Волго-уральской нефтегазоносной провинции можно сделать следующие выводы.

Аргиллиты пашийского горизонта франского яруса содержат от 0,35% до 0,46% органического углерода, в том числе кероген II и III типа. отложения формировались в мелководных прибрежно-морских условиях, в восстановительной осадочной среде. Нестабильная фотическая зона и циркуляция водных масс приводили к увеличению биомассы фито- и зоопланктона в палеобассейне и накоплению сапропелевого оВ.

Породы семилукского (доманикового) горизонта фран-ского яруса содержат до 11,16% органического углерода и кероген II типа. Доманиковые отложения образовывались в морском стратифицированном палеобассейне, в восстановительной осадочной среде, на значительном удалении от береговой линии в условиях ограниченности терригенных потоков, а также при повышенной первичной биопродуктивности палеобассейна.

ISSN 1608-5043 (Print) / 1608-5078 (Online)

ГЕОРЕСУРСЫ

111

А.с. Хаюзкин, е.В. Морозова, В.П. Морозов и др.

Условия образования и генерационный потенциал нефтегазоматеринских пород...

100

www.geors.ru

Отличный

10

-D

э

Q. О С

Очень хороший

Хороший

Удовлетворительный

Бедный

СП

s

OJ

CO

1

0,1

0,01

0,01

>s

х .0

<D

s Q.

O

3 о о. о X

s

3 о

Q-s

-0 X <D

X О

>s -O

X

X

X

E о

• Верхнеказанский подъярус

• Бобриковский горизонт

• Семилуский горизонт

• Пашийский горизонт

Рис. 10. Генерационный потенциал органического вещества глинистых и доманиковых отложений Южно-Татарского свода и прилегающих территорий

Аргиллиты и алевролиты бобриковского горизонта визейского яруса содержат от 0,78% до 8,19% органического углерода. органическое вещество представлено керогеном II, II/III и III типов. отложения формировались в морских условиях, в восстановительной осадочной среде. Палеобассейн характеризовался преимущественно стабильной фотической зоной. отложения образовывались в условиях поступления терригенного материала с древних кор выветривания по породам кислого состава, привноса остатков высшей растительности и периодического увеличения биомассы фито- и зоопланктона в палеобассейне.

Глины верхнеказанского подъяруса содержат 0,4% органического углерода. органическое вещество пород образовано фито-, зоопланктоном и остатками высшей растительности (кероген II/III типа). отложения образовывались в ограниченном эпиконтинентальном морском бассейне повышенной солености, в условиях стабильной фотической зоны, в восстановительной осадочной среде.

отложения пашийского, семилукского (доманикового) и бобриковского горизонтов, содержащие сапропелевое оВ, являются свидетельством позднедевонско-раннека-менноугольных возмущений углеродного цикла планетарного масштаба.

Нефтегазоматеринские породы в пределах центральной части Волго-уральской нефтегазоносной провинции находятся на стадиях катагенеза ПК-МК1. Наибольшей зрелостью оВ при этом обладают доманиковые отложения.

Доманиковые отложения и отдельные образцы аргиллитов бобриковского горизонта характеризуются очень хорошим и отличным генерационным потенциалом, в то время как генерационный потенциал остальных нефтегазоматеринских пород является бедным и удовлетворительным.

Финансирование

работа выполнена при поддержке Министерства науки и высшего образования российской Федерации по соглашению № 075-15-2022-299 в рамках программы развития НЦМу «рациональное освоение запасов жидких углеводородов планеты».

литература

Аверьянова о.Ю. (2016). Нефтегазовые системы доманикового типа Тимано-Печорского осадочного бассейна. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 11(1). https://doi.org/10.17353/2070-5379/11_2016

Алиев М.М., Виссарионова А.Я., Кузнецов Ю.И., семенова е.Г., съестнова Л.П., Травина Л.М., Хачатрян р.о., Шельнова А.К., Яриков Г.М. (1975). Каменноугольные отложения Волго-уральской нефтегазоносной провинции. М.: Недра, 264 с.

Ананьев В.В. (2007). Прогнозная оценка ресурсной базы мендым-до-маниоквых отложений как основного источника углеводородного сырья центральных районов Волго-уральской нефтегазоносной провинции. Геология нефти и газа, 1, с. 32-38.

Астаркин с.В., Колпаков В.В., Гончаренко о.П., Писаренко Ю.А., Морозов В.П. (2017). Литолого-палеогеографическая характеристика бобриковского этапа осадконакопления на территории оренбургской области. Нефтяное хозяйство, (10), с. 75-79. https://doi. org/10.24887/0028-2448-2017-10-75-79

Баженова о.К., Бурлин Ю.К., соколов Б.А., Хаин В.е. (2004). Геология и геохимия нефти и газа. М.: Издательство Московского университета, 415 с.

Буров Б.В. (2003). Геология Татарстана: стратиграфия и тектоника. М.: Геос, 402 с.

Бушнев Д.А., Бурдельная Н.с., Пономаренко е.с., Зубова (Кирюхина) Т.А. (2016). Аноксия доманикового бассейна Тимано-Печорского региона. Литология и полезные ископаемые, (4), с. 329-335.

Варламов А.И., Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Фортунатова Н.К., Комар Н.В., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г. (2017). Методика оценки запасов нефти в отложениях доманикового типа. Геология нефти и газа, (5), с. 51-65.

Вассоевич Н.Б. (1986). Избранные труды. Геохимия органического вещества и происхождение нефти. М.: Наука, 368 с.

Галимов Э.М., Камалеева А.И. (2015). Источник углеводородов супергигантского нефтяного месторождения ромашкино (Татарстан) - приток из кристаллического фундамента или нефтематеринские осадочные отложения? Геохимия, (2), с. 103-122.

Гордадзе Г.Н., Тихомиров В.И. (2007). об источниках нефтей на северо-востоке Татарстана. Нефтехимия,47(6), с. 422-431.

Конторович А.Э., Меленевский В.Н., Иванова е.Н., Фомин А.Н. (2004). Фенантрены, ароматические стераны и дибензотиофены в юрских отложениях Западно-сибирского нефтегазоносного бассейна и их значение для органической геохимии. Геология и геофизика, 45(7), с. 873-883.

Конторович А.Э., Ян П.А., Замирайлова А.Г., Костырева е.А., Эдер В.Г. (2016). Классификация пород баженовской свиты. Геология и геофизика, 57(11), с. 2034-2043. https://doi.org/10.15372/GiG20161106

Ларочкина И.А. (2008). Геологические основы поисков и разведки нефтегазовых месторождений на территории республики Татарстан. Казань: ооо «ПФ «Гарт», 210 с.

Лопатин Н.П., емец Т.П. (1987). Пиролиз в нефтегазовой геохимии. М.: Наука, 143 с.

Моров В.П., Наугольных с.В., Варенов Д.В., Варенова Т.В., Морова

А.А., сидоров А.А. (2016). Ископаемые растения казанского яруса среднего Поволжья. Фиторазнообразие Восточной Европы, 10(1), с. 34-67.

112

GEORESURSY / GEORESOURCES

Георесурсы / Georesursy

2024, 26(4), c. 101-115

www.geors.ru

Морозов В.П., Хаюзкин А.с., Королев Э.А., Кольчугин А.Н., Мухамедьярова А.Н., Морозова е.В., ескин А.А., Назимов Н.А., Газеева Ф.М., Захарова Н.с. (2022). Геологические предпосылки поиска пород с повышенными коллекторскими свойствами в отложениях домани-кового типа на территории республики Татарстан. Георесурсы, 24(4), с. 40-49. https://doi.Org/10.18599/grs.2022.4.3

Нургалиева Н.Г., силантьев В.В., Ветошкина о.с., уразаева М.Н. (2012). Изотопные углеродные и кислородные индикаторы эталонного разреза уржумского и татарского ярусов. Ученые записки Казанского университета. Серия Естественные науки, 154(1), с. 189-196.

Нургалиева Н.Г., Чернова И.Ю., Нургалиев Д.К. (2008). Лингуловые глины: литологические особенности регионального репера. Нефтегазовое дело, (1), с. 1-23.

Познер В.М., Кирина Т.И., Порфирьев Г.с. (1957). Волго-уральская нефтеносная область. Каменноугольные отложения. Л.: Гостоптехиздат, 289 с.

Прищепа о.М., Аверьянова о.Ю. (2017). Подходы к оценке углеводородного потенциала сланцевых толщ на примере доманиковых отложений Тимано-Печорской провинции. Нефтяная провинция, (1), с. 19-49. http://doi.org/10.25689/NP.2017.1.19-49

ронов А.Б. (1993). стратисфера или осадочная оболочка Земли. М.: Наука, 144 с.

сементовский Ю.В. (1973). условия образования месторождений минерального сырья в позднепермскую эпоху на востоке русской платформы. Казань: Тат. кн. изд-во, 256 с.

силантьев В.В., Валидов М.Ф., Мифтахутдинова Д.Н., Морозов

В.П., Ганиев Б.Г., Лутфуллин А.А., Шуматбаев К.Д., Хабипов р.М., Нургалиева Н.Г., Толоконникова З.А., Королев Э.А., судаков В.А., смирнова А.В., Голод К.А., Леонтьев А.А., Шамсиев р.р., Нойкин М.В., Косарев В.е., Никонорова Д.А., Ахметов р.Ф. (2022). Модель осадконакопления пашийского горизонта (терригенная толща девона) южно-татарского свода волго-уральской нефтегазоносной провинции. Георесурсы, 24(4), с. 12-39. https://doi.org/10.18599/grs.2022.4.2

ступакова А.В., Калмыков Г.А., Коробова Н.И., Фадеева Н.П., Гатовский Ю.А., суслова А.А., сауткин р.с., Пронина Н.В., Большакова М.А., Завьялова А.П., Чупахина В.В., Петракова Н.Н., Мифтахова А.А. (2017). Доманиковые отложения Волго-уральского бассейна - типы разреза, условия формирования и перспективы нефтегазоносности. Георесурсы, 1, с. 112-124. http://doi.org/10.18599/grs.19.12

ульмишек Г.Ф., Шаломеенко А.В., Холтон Д.Ю., Дахнова М.В. (2017). Нетрадиционные резервуары нефти в доманиковой толще оренбургской области. Геология нефти и газа, (5), с. 67-77.

Фадеева Н.П., Козлова е.В., Полудеткина е.Н., Шарданова Т.А., Пронина Н.В., ступакова А.В., Калмыков Г.А., Хомяк А.Н. (2015). Генерационный потенциал пород доманиковой формации Волгоуральского нефтегазоносного бассейна. Вестник Московского университета. Серия 4. Геология, (6), с. 44-52.

Франк-Каменецкий В.А. (ред.) (1983). рентгенография основных типов породообразующих минералов (слоистые и каркасные силикаты). Л.: Недра, 359 с.

Хант Дж. (1982). Геохимия и геология нефти. М.: Мир, 706 с.

Alzahabi A., AlQahtani G., Soliman M.Y., Bateman R.M., Asquith G., Vadapalli R. (2015). Fracturability index is a mineralogical index: a new approach for fracturing decision. SPE Saudi Arabia Section Annual Technical Symposium and Exhibition, SPE-178033-MS. https://doi. org/10.2118/178033-MS

Hu T. Pang X., Jiang F., Wang Q., Liu X., Wang Z., Jiang S., Wu G., Li

C., Xu T., Li M., Yu J., Zhang C. (2021). Movable oil content evaluation of lacustrine organic-rich shales: Methods and a novel quantitative evaluation model. Earth-Science Reviews, 214, 103545. https://doi.org/10.1016/j. earscirev.2021.103545

Huang W.-Y., Meinschein W.G. (1979). Sterols as ecological indicators. Geochemica et Cosmochimica Acta, 43(5), pp. 739-745. https://doi. org/10.1016/0016-7037(79)90257-6

Hughes W.B., Holba A.G., Dzou L.I. (1995). The ratios of dibenzothiophene to phenantrene and pristine to phytane as indicators of depositional environment and lithology of petroleum source rocks. Geochimica et Cosmochimica Acta, 59(17), pp. 3581-3598. https://doi. org/10.1016/0016-7037(95)00225-O

Kabanov P.B., Gouwy S.A. (2020). The type section of the Canol Formation (Devonian black shale) at Powell Creek: Critical assessment and correlation in the northern Cordillera, NWT, Canada. Bulletin of Canadian Petroleum Geology, 68(4), pp. 123-140. https://doi.org/10.35767/ gscpgbull.68.4.123

Kabanov P., Gouwy S., van der Boon A., Grasby S. (2023). Nature of Devonian anoxic events based on multiproxy records from Panthalassa, NW Canada. Global and Planetary Change, 227, 104176, https://doi. org/10.1016/j.gloplacha.2023.104176

Katz B., Gao L., Little J., Zhao Y.R. (2021). Geology still matters - Unconventional petroleum system disappointments and failures. Unconventional Resources, 1, pp. 18-38. https://doi.org/10.1016/j.uncres.2021.12.001

Khayuzkin A.S., Morozov V.P., Kolchugin A.N., Eskin A.A., Eskina G.M., Korolev E.A., Zakharova N.S. (2020). Mineralogical and lithological properties of Domanikites from the south-east of Tatarstan Republic. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 516, 012011 https:// doi.org/10.1088/1755-1315/516/1/012011

Kidder D.L., Worsley T.R. (2010). Phanerozoic Large Igneous Provinces (LIPs), HEATT (Haline Euxinic Acidic Thermal Transgression) episodes, and mass extinctions. Palaeogeography, Palaeoclimatology, Palaeoecology, 295(1-2), pp. 162-191. https://doi.org/10.1016/j.palaeo.2010.05.036

Liang X., Jin Z., Philippov V., Obryadchikov O., Zhong D., Liu Q., Uspensky B., Morozov V. (2020). Sedimentary characteristics and evolution of Domanik facies from the Devonian-Carboniferous regression in the southern Volga-Ural Basin. Marine and Petroleum Geology, 119, 104438. https://doi. org/10.1016/j.marpetgeo.2020.104438

Peters K.E. (1986). Guidelines for evaluating petroleum source rock using programmed pyrolysis. Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, 70(3), pp. 318-329. https://doi. org/10.1306/94885688-1704-11D7-8645000102C1865D

Saeed S.A., Hakimi M.H., Al-Muntaser A.A., Khamieva A.N., Varfolomeev M.A., Morozov V.P., Lashin A., Abdelaal M.A., Suwaid M.A., Mustapha K.A., Djimasbe R., Kadyrov R.I., Gareev B.I., Kwofie M. (2023). Geochemical, mineralogical and petrographical characteristics of the domanik formation from north samara region in the volga-ural basin, Russia: Implication for unconventional tight oil reservoir potential. Journal of Petroleum Science and Engineering, 220(A), 111240. https://doi. org/10.1016/j.petrol.2022.111240

Schwark L., Frimmel A. (2004). Chemostratigraphy of the Posidonia Black Shale, SW-Germany: II. Assessment of extent and persistence of photic-zone anoxia using aryl isoprenoid distributions. Chemical Geology, 206(3-4), pp. 231-248, https://doi.org/10.1016/j.chemgeo.2003.12.008

Tissot B.P., Welte D.H. (1978). Petroleum Formation and Occurrence: A New Approach to Oil and Gas Exploration. Berlin; Heidelberg; New York: Springer, XVIII+538 p.

Zumberge J., Illich H., Waite L. (2016). Petroleum geochemistry of the Cenomanian Turonian Eagle Ford oils of South Texas. Breyer J.A. (Ed.), The Eagle Ford Shale: A Renaissance in U.S. Oil Production, AAPG, pp. 135-165. https://doi.org/10.1306/13541960M110449

сведения об авторах

Алексей Сергеевич Хаюзкин - младший научный сотрудник, Институт геологии и нефтегазовых технологий, Казанский федеральный университет

россия, 420111, Казань, ул. Кремлевская, д. 4

e-mail: [email protected]

Евгения Васильевна Морозова - инженер-исследователь, Институт геологии и нефтегазовых технологий, Казанский федеральный университет

россия, 420111, Казань, ул. Кремлевская, д. 4

e-mail: [email protected]

Владимир Петрович Морозов - доктор геол.-минерал. наук, профессор, заведующий кафедрой минералогии и литологии, Институт геологии и нефтегазовых технологий, Казанский федеральный университет

россия, 420111, Казань, ул. Кремлевская, д. 4

e-mail: [email protected]

Эдуард Анатольевич Королев - кандидат геол.-минерал. наук, доцент, заведующий кафедрой общей геологии и гидрогеологии, Институт геологии и нефтегазовых технологий, Казанский федеральный университет

россия, 420111, Казань, ул. Кремлевская, д. 4

e-mail: [email protected]

Диляра Мансуровна Фаварисова - инженер, Институт геологии и нефтегазовых технологий, Казанский федеральный университет

россия, 420111, Казань, ул. Кремлевская, д. 4

e-mail: [email protected]

Флера Мугаллимовна Газеева - научный сотрудник, Институт «ТатНИПИнефть», ПАо «Татнефть» им. В.Д. Шашина

россия, 423462, Альметьевск, ул. советская, д. 216

e-mail: [email protected]

ISSN 1608-5043 (Print) / 1608-5078 (Online)

ГЕОРЕСУРСЫ

А.с. Хаюзкин, е.В. Морозова, В.П. Морозов и др.

Условия образования и генерационный потенциал нефтегазоматеринских пород...

www.geors.ru

Нафис Анасович Назимов - кандидат тех. наук, начальник службы геологии и опытно промышленных работ по трудноизвлекаемым запасам управления по геологии нефтяных и газовых месторождений, ПАо «Татнефть» им. В.Д. Шашина

россия, 423462, Альметьевск, ул. Ленина, д. 75а

e-mail: [email protected]

Статья поступила в редакцию 11.04.2024;

Принята к публикации 09.09.2024; Опубликована 20.12.2024

In EnglIsh

OrIgInal artIclE

Formation conditions and hydrocarbons generation Potential of Oil source rocks of south tatar arch and surrounding areas

A.S. Khayuzkin1*, E.V. Morozova1, V.P. Morozov1, E.A. Korolev1, D.M. Favarisova1, F.M. Gazeeva2,

N.A. Nazimov2

1Kazan Federal University, Kazan, Russian Federation

2Tatneft PJSC, Almetievsk, Russian Federation

*Corresponding author: Aleksey S. Khayuzkin, e-mail: [email protected]

abstract. Abstract. The work studied the lithological and geochemical characteristics of oil and gas source rocks of the central part of the Volga-Ural oil and gas bearing province. The purpose of the work was to reconstruct their formation conditions, study the generation potential and maturity of organic matter, and examine prospects for industrial development. The rocks were studied macroscopically, as well as X-ray analysis, pyrolysis using the Rock-Eval method, SARA analysis, and gas chromatography-mass spectrometry. The formation of the Domanik deposits, Bobrikovsky and Pashiysky horizon mudstones, and Upper Kazan substage clays have all been proven to have occurred in a maritime environment. The content of organic matter in the rocks varies from 0.35 to 11.16%. Minute amounts of organic matter that are difficult to accurately in terms of their geochemical properties can be found in the clayey deposits of the Vereisky and Timan horizons. The Upper Kazan substage clays contain type II/ III kerogen. Mudstones of the Bobrikovsky and Pashiysky horizons, as well as Domanik deposits, contain organic matter represented by type II kerogen. The data obtained may indicate common mechanisms for the accumulation of sapropelic organic matter on the territory of the Volga-Ural basin from Pashian (Frasnian stage) to Bobrikovian (Visean stage) times. It was revealed that the studied deposits are at the stage of catagenesis (PC-MK1). At the same time, Domanik deposits have very good and excellent generation potential, which is characterized by the greatest maturity. Mudstones of the Bobrikovsky horizon have similar generation potential.

Keywords: black shales, Devonian, Domanik, Bobrikovsky horizon, Pashiysky horizon, mudstones, biomarker analysis, organic matter

recommended citation: Khayuzkin A.S., Morozova E.V., Morozov V.P., Korolev E.A., Favarisova D.M., Gazeeva F.M., Nazimov N.A. (2024). Formation Conditions and Hydrocarbons Generation Potential of Oil Source Rocks of South Tatar Arch and Surrounding Areas. Georesursy = Georesources, 26(4), pp. 101-115. https://doi.org/10.18599/grs.2024.4.5

acknowledgements

This work was supported by the Ministry of Science and Higher Education of the Russian Federation under agreement No. 075-15-2022-299 within the framework of the development

program for a world-class Research Center “Efficient development of the global liquid hydrocarbon reserves”.

references

Aliev M.M., Vissarionova A.Ya., Kuznetsov Yu.I., Semenova E.G., Sestnova L.P., Travina L.M., Khachatryan R.O., Shelnova A.K., Yarikov G.M. (1975). Carboniferous deposits of the Volga-Ural oil and gas province. Moscow: Nedra, 264 p. (In Russ.)

Alzahabi A., AlQahtani G., Soliman M.Y., Bateman R.M., Asquith G., Vadapalli R. (2015). Fracturability index is a mineralogical index: a new approach for fracturing decision. SPE Saudi Arabia Section Annual Technical Symposium and Exhibition, SPE-178033-MS. https://doi. org/10.2118/178033-MS

Ananyev V.V. (2007). Forecast assessment of the resource base of Mendym-Domani deposits as the main source of hydrocarbons in the central regions of the Volga-Ural oil and gas province. Geologiya nefti i gaza = Geology of oil and gas, 1, pp. 32-38. (In Russ.)

Astarkin S.V., Kolpakov V.V., Goncharenko O.P., Pisarenko Yu.A., Morozov V.P. (2017). Lithological and paleogeographic characteristics of the Bobrikovsky stage of sedimentation on the territory of the Orenburg region. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 10, pp. 75-79. (In Russ.)

Bazhenova O.K., Burlin Yu.K., Sokolov B.A., Khain V.E. (2004). Geology and geochemistry of oil and gas. Moscow: Academy Publ., 415 p. (In Russ.)

Burov B.V. (2003). Geology of Tatarstan: Stratigraphy and tectonics. Moscow: GEOS, 402 p. (In Russ.)

Bushnev D.A, Burdel'naya N.S., Ponomarenko E.S., Zubova (Kiryukhina) T.A. (2016). Anoxia of the Domanik basin of the Timan-Pechora region. Litologiya i poleznye iskopaemye, 4, pp. 329-335. (In Russ.)

Fadeeva N.P., Kozlova E.V., Poludetkina E.N., Shardanova T.A., Pronina N.V., Stupakova A.V., Kalmykov G.A., Khomyak A.N. (2015). Generation potential of rocks of the Domanik formation of the Volga-Ural oil and gas basin. Bulletin of Moscow University, 4(6), pp. 44-52. (In Russ.)

Frank-Kamenetskii V.A. (ed.) (1983). X-ray analysis of the main types of rock-forming minerals (layered and framework silicates). Leningrad: Nedra, 359 p. (In Russ.)

Galimov, E.M., Kamaleeva, A.I. (2015). Source of hydrocarbons in the supergiant Romashkino oilfield (Tatarstan): Recharge from the crystalline basement or source sediments?. Geochem. Int., 53, pp. 95-112 https://doi. org/10.1134/S0016702915020032

Gordadze G.N., Tikhomirov V.I. (2007). About the sources of oils in the northeast of Tatarstan. Neftekhimiya, 47(6), pp. 422-431. (In Russ.)

Hu T. Pang X., Jiang F., Wang Q., Liu X., Wang Z., Jiang S., Wu G., Li C., Xu T., Li M., Yu J., Zhang C. (2021). Movable oil content evaluation of lacustrine organic-rich shales: Methods and a novel quantitative evaluation model. Earth-Science Reviews, 214, 103545. https://doi.org/10.1016/j. earscirev.2021.103545

Huang W.-Y., Meinschein W.G. (1979). Sterols as ecological indicators. Geochemica et Cosmochimica Acta, 43(5), pp. 739-745. https://doi. org/10.1016/0016-7037(79)90257-6

Hughes W.B., Holba A.G., Dzou L.I. (1995). The ratios of dibenzothiophene to phenantrene and pristine to phytane as indicators of depositional environment and lithology of petroleum source rocks. Geochimica et Cosmochimica Acta, 59(17), pp. 3581-3598. https://doi.org/10.1016/0016-7037(95)00225-O

Hunt J. (1982). Geochemistry and geology of oil. Moscow: Mir, 706 p. (In Russ.)

L

114

GEORESURSY / GEORESOURCES

Георесурсы / Georesursy

2024, 26(4), c. 101-115

www.geors.ru

Kabanov P.B., Gouwy S.A. (2020). The type section of the Canol Formation (Devonian black shale) at Powell Creek: Critical assessment and correlation in the northern Cordillera, NWT, Canada. Bulletin of Canadian Petroleum Geology, 68(4), pp. 123-140. https://doi.org/10.35767/gscpgbull.68.4.123

Kabanov P., Gouwy S., van der Boon A., Grasby S. (2023). Nature of Devonian anoxic events based on multiproxy records from Panthalassa, NW Canada. Global and Planetary Change, 227, 104176, https://doi.org/10.1016/j. gloplacha.2023.104176

Katz B., Gao L., Little J., Zhao Y.R. (2021). Geology still matters - Unconventional petroleum system disappointments and failures. Unconventional Resources, 1, pp. 18-38. https://doi.org/10.1016/j.uncres.2021.12.001

Khayuzkin A.S., Morozov V.P., Kolchugin A.N., Eskin A.A., Eskina G.M., Korolev E.A., Zakharova N.S. (2020). Mineralogical and lithological properties of Domanikites from the south-east of Tatarstan Republic. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 516, 012011. https:// doi.org/10.1088/1755-1315/516/1/012011

Kidder D.L., Worsley T.R. (2010). Phanerozoic Large Igneous Provinces (LIPs), HEATT (Haline Euxinic Acidic Thermal Transgression) episodes, and mass extinctions. Palaeogeography, Palaeoclimatology, Palaeoecology, 295(1-2), pp. 162-191. https://doi.org/10.1016/j.palaeo.2010.05.036

Kontorovich A.E., Melenevsky V.N., Ivanova E.N., Fomin A.N. (2004). Phenanthrene, aromatic steranes and dibenzothiophenes in Jurassic sediments of the West Siberian oil and gas basin and their significance for organic geochemistry. Geologiya i geofizika = Russian Geology and Geophysics, 45(7), pp. 873-883. (In Russ.)

Kontorovich A.E., Yan P.A., Zamirailova A.G., Kostyreva E.A., Eder V.G. (2016). Classification of rocks of the Bazhenov Formation. Geologiya i geofizika = Geology and Geophysics, 57(11), pp. 2034-2043. https://doi. org/10.15372/GiG20161106

Larochkina I.A. (2008). Geological foundations of searches and exploration of oil and gas fields on the territory of the Republic of Tatarstan. Kazan: PF Gart LLC, 210 p. (In Russ.)

Liang X., Jin Z., Philippov V., Obryadchikov O., Zhong D., Liu Q., Uspensky B., Morozov V. (2020). Sedimentary characteristics and evolution of Domanik facies from the Devonian-Carboniferous regression in the southern Volga-Ural Basin. Marine and Petroleum Geology, 119, 104438. https://doi. org/10.1016/j.marpetgeo.2020.104438

Lopatin N.P., Yemets T.P. (1987). Pyrolysis in oil and gas geochemistry. Moscow: Nauka, 143 p. (In Russ.)

Morov V.P., Naugolnykh S.V., Varenov D.V., Varenova T.V., Morova A.A., Sidorov A.A. (2016). Fossil plants of the Kazanian stage of the Middle Volga region. Fitoraznoobrazie Vostochnoy Evropy, 10(1), pp. 34-67. (In Russ.)

Morozov V.P., Khayuzkin A.S., Korolev E.A., Kolchugin A.N., Mukhamedyarova A.N., Morozova E.V., Eskin A.A., Nazimov N.A., Gazeeva F. M., Zakharova N.S. (2022). Geological prerequisites for searching for rocks with enhanced reservoir properties in Domanik-type deposits on the territory of the Republic of Tatarstan. Georesursy = Georesources, 24(4), pp. 40-49. (In Russ.) https://doi.org/10.18599/grs.2022.4.3

Nurgalieva N.G., Chernova I.Yu., Nurgaliev D.K. (2008). Lingul clays: lithological features of the regional benchmark. Neftegazovoe delo, 1, pp. 1-23. (In Russ.)

Nurgalieva N.G., Silantiev V.V., Vetoshkina O.S., Urazaeva M.N. (2012). Isotope Carbon and Oxygen Indicators of the Key Section of Urzhumian and Tatarian Formations. Uchenye Zapiski Kazanskogo Universiteta Seriya Estestvennye Nauki, 154(1), pp. 189-196. (In Russ.)

Peters K.E. (1986). Guidelines for evaluating petroleum source rock using programmed pyrolysis. Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, 70(3), pp. 318-329. https://doi. org/10.1306/94885688-1704-11D7-8645000102C1865D

Pozner V.M., Kirina T.I., Porfiryev G.S. (1957). Volga-Ural oil-bearing region. Carboniferous deposits. Leningrad: Gostoptekhizdat, 289 p. (In Russ.)

Prishchepa, O. M., Averyanova O. Yu. (2017). Approaches to assessing the hydrocarbon potential of shale strata using the example of Domanik deposits in the Timan-Pechora province. Neftyanaya provintsiya, 1(9), pp. 19-49. (In Russ.)

Ronov A.B. (1993). Stratisphere or sedimentary shell of the Earth. Moscow: Nauka, 144 p. (In Russ.)

Saeed S.A., Hakimi M.H., Al-Muntaser A.A., Khamieva A.N., Varfolomeev M.A., Morozov V.P., Lashin A., Abdelaal M.A., Suwaid M.A., Mustapha K.A., Djimasbe R., Kadyrov R.I., Gareev B.I., Kwofie M. (2023). Geochemical, mineralogical and petrographical characteristics of the domanik formation from north samara region in the volga-ural basin, Russia: Implication for unconventional tight oil reservoir potential. Journal of Petroleum Science and Engineering, 220(A), 111240. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.111240

Schwark L., Frimmel A. (2004). Chemostratigraphy of the Posidonia Black Shale, SW-Germany: II. Assessment of extent and persistence of photic-zone anoxia using aryl isoprenoid distributions. Chemical Geology, 206(3-4), pp. 231-248, https://doi.org/10.1016/j.chemgeo.2003.12.008

Sementovsky Yu.V. (1973). Conditions for the formation of mineral deposits in the Late Permian era in the east of the Russian Platform. Kazan: Tatknigoizdat, 255 p. (In Russ.)

Silantyev V.V., Validov M.F., Miftakhutdinova D.N., Morozov V.P., Ganiev B.G., Lutfullin A.A., Shumatbaev K.D., Khabipov R.M., Nurgalieva N. .G., Tolokonnikova Z.A., Korolev E.A., Sudakov V.A., Smirnova A.V., Golod K.A., Leontiev A.A., Shamsiev R.R., Noykin M.V. ., Kosarev V.E., Nikonorova D.A., Akhmetov R.F. (2022). Sedimentation model of the Pashi horizon (Devonian terrigenous strata) of the South Tatar arch of the Volga-Ural oil and gas province. Georesursy = Georesources, 24(4), pp. 12-39. (In Russ.) https://doi.org/10.18599/grs.2022.4.2

Stupakova A.V., Kalmykov G.A., Korobova N.I., Fadeeva N.P., Gatovsky Yu.A., Suslova A.A., Sautkin R.S., Pronina N.V., Bolshakova M. A.A., Zavyalova A.P., Chupakhina V.V., Petrakova N.N., Miftakhova A.A. (2017). Domanik deposits of the Volga-Ural basin - types of section, conditions of formation and prospects for oil and gas potential. Georesursy = Georesources, 1, pp. 112-124. (In Russ.) http://doi.org/10.18599/grs.19.12

Tissot B.P., Welte D.H. (1978). Petroleum Formation and Occurrence: A New Approach to Oil and Gas Exploration. Berlin; Heidelberg; New York: Springer, XVIII+538 p.

Ulmishek G. F., Shalomeenko A. V., Holton D. Yu., Dakhnova M. V. (2017). Unconventional oil reservoirs in the Domanik formation of the Orenburg region. Geologiya nefti i gaza = Geology of oil and gas, 5, pp. 67-77. (In Russ.)

Varlamov A.I., Petersilye V.I., Poroskun V.I., Fortunatova N.K., Komar N.V., Shvets-Teneta-Guriy A.G. (2017). Methodology for estimating oil reserves in Domanik-type deposits. Geologiya nefti i gaza = Geology of oil and gas, 5, pp. 51-65. (In Russ.)

Vassoevich N.B. (1986). Selected works. Geochemistry of organic matter and the origin of oil. Moscow: Nauka, 368 p. (In Russ.)

Zumberge J., Illich H., Waite L. (2016). Petroleum geochemistry of the Cenomanian Turonian Eagle Ford oils of South Texas. Breyer J.A. (Ed.), The Eagle Ford Shale: A Renaissance in U.S. Oil Production, AAPG, pp. 135-165. https://doi.org/10.1306/13541960M110449

about the authors

Aleksey S. Khayuzkin - Junior Researcher, Institute of Geology and Oil and Gas Technologies, Kazan Federal University

4 Kremlevskaya st., Kazan, 420111, Russian Federation e-mail: [email protected]

Evgenia V. Morozova - Research Engineer, Institute of Geology and Oil and Gas Technologies, Kazan Federal University

4 Kremlevskaya st., Kazan, 420111, Russian Federation e-mail: [email protected]

Vladimir P. Morozov - Dr. Sci. (Geology amd Mineralogy), Professor, Head of the Department of Mineralogy and Lithology, Kazan Federal University

4 Kremlevskaya st., Kazan, 420111, Russian Federation e-mail: [email protected]

Eduard A. Korolev - Cand. Sci. (Geology amd Mineralogy), Associate Professor, Head of the Department of General Geology and Hydrogeology, Kazan Federal University

4 Kremlevskaya st., Kazan, 420111, Russian Federation e-mail: [email protected]

Dilyara M. Favarisova - Engineer, Institute of Geology and Oil and Gas Technologies, Kazan Federal University

4 Kremlevskaya st., Kazan, 420111, Russian Federation e-mail: [email protected]

Flera M. Gazeeva - Researcher, TatNIPIneft Institute

Tatneft PJSC

216 Sovetskaya st., Almetyevsk, 423462, Russian Federation e-mail: [email protected]

Nafis A. Nazimov - Cand. Sci. (Geology amd Mineralogy), Head of the Geology and Pilot Work Service for hard-to-recover reserves, Tatneft PJSC

75a Lenina st., Almetyevsk, 423462, Russian Federation e-mail: [email protected]

Manuscript received 11 April 2024;

Accepted 9 September 2024; Published 20 December 2024

© 2024 The Authors. This article is published in open access under the terms and conditions of the Creative Commons Attribution (CC BY) License (https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/)

ISSN 1608-5043 (Print) / 1608-5078 (Online)

ГЕОРЕСУРСЫ

115