Геохимическая характеристика и нефтематеринские свойства органического вещества угленосных визейских отложений восточной окраины Тимано-Печорской провинции

В настоящее время большое внимание уделяется вопросу формирования нефтяных УВ из отложений угленосных формаций. Углистые отложения рассматриваются в качестве нефтегазоматеринских пород, т. к. уже не вызывает сомнений тот факт, что генерация жидких УВ возможна гумусовым и сапропелевогумусовым ОВ. Обоснование генерации углистыми отложениями жидких УВ приводится в работах (Конто-рович, Данилова, 1973; Isaksen et al., 1988; Behar et al., 1997; Killops et al., 1998; Wilkins, George, 2002; Sykes, Snowdon, 2002; Бушнев и др., 2025 и др.). Нефтегенерирующую способность углей авторы связывают с содержанием в них лейптинитовой составляющей и/или с обогащенными водородом микрокомпонентами группы витринита, достаточно высоким начальным генерационным потенциалом и необходимым уровнем зрелости.

Нефтепроявления встречаются в ряде угленосных бассейнов России: Кузнецком, Донецком, Карагандинском, Ленском, Таймырском, Печорском, Кизелов-ском и других. Так, на юге Кузнецкого угольного бассейна нефть в угольных пластах верхнепермского возраста впервые была обнаружена еще в 1955 г. (Голицын, Пронина, 2004). На северо-западе Донецкого угольно-

Рис. 1. Обзорная карта-схема расположения обнажений и скважин ТПП. Условные обозначения: 1 — границы тектонических элементов, 2 — обнажения, 3 — скважины

Fig. 1. Overview map of the location of outcrops and wells of TPP. Legend: 1 — boundaries of tectonic elements, 2 — outcrops, 3 — boreholes го бассейна наблюдалось выделение жидких УВ в нижнекаменноугольных отложениях. В Карагандинском бассейне в отложениях карбона встречены нефтепрояв-ления в виде битуминозной массы, парафинистых и твердых битумов (Голицын, Кузнецова, 1970; Голицын, Пронина, 2004).

В последние годы появилось много работ, посвященных ОВ углистых нефтематеринских толщ нижне-юрско- мелового возраста Западной Сибири (Гончаров и др., 2006, 2023; Сивцев и др., 2018; Санникова и др., 2023 и др.).

Также нефтепроявления встречаются в угленосных толщах и за рубежом, например в Китае, Австралии, Юго-Восточной Азии (Fan et al., 1980; Fu et al., 1988; Huang et al., 1994; Wang et al., 1996; Killops et al., 1997; Zeng et al., 2020 и др.). В частности, в Джунгарском, Таримском и Турпанском бассейнах Китая генераторами нефти считаются юрские угленосные отложения с пластами угля. Тесная связь углей и нефтей отмечается в пермских и юрских отложениях Ордосского бассейна и палеогеновых отложениях месторождения Хуанхиан, где угли содержат до 20 % липтинита.

На территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПП) в осадочном чехле верхнепалеозойского возраста угленосные отложения содержатся в средне- и верхнедевонских (Алексеева, 2020; Шумилов, Тельнова, 2024), нижнекаменноугольных и пермских отложениях.

В работе Бушнева и др. (2026) показано, что «ОВ среднедевонско-нижнефранских терригенных отложений Ижма-Печорской впадины ТПП способно продуцировать парафинистые нефти при достижении достаточно высоких градаций катагенеза». Терригенные отложения среднедевонско-нижнефранского комплекса содержат ОВ, коррелирующее по составу с парафинистыми нефтями комплекса (Бушнев и др., 2022).

Объекты и методы исследования

Объектом исследования являлись углистые аргиллиты и угли из отложений нижневизейского возраста восточной окраины ТПП (рис. 1): из отвалов шахт Еджыд-Кырты (около 40 образцов), из скважин Северо-Вуктыльской и Вуктыльской площадей Верхнепечорской впадины (более 80 образцов) и отложений из разреза по руч. Изъяёль юга гряды Чернышева (более 50 образцов). Подробное описание геолого-геохимических особенностей объектов приведено нами ранее (Рябинкина и др., 2013; Рябинкина, Валяева, 2023a, 2023b).

По опубликованным данным (Рябинкина, 2006; Рябинкина, Валяева, 2023 и др.) нижневизейский терригенный нефтегазоносный комплекс (НГК) на территории ТПП развит весьма локально. Так, по мнению Прищепы и др. (2011), «мелководно-морские фации окаймляют Предуральский прогиб и представлены преимущественно аргиллитами и глинами, а переходные континентально-прибрежные имеют более широкое распространение. В морских глинистых породах ОВ сапропелево-гумусовое. Угленосные отложения визей-ского яруса можно рассматривать как газоматеринские, которые развиты лишь во внешней части впадин Пред-уральского прогиба, а также в пределах Печоро-Кожвин-ского мегавала в Печоро-Колвинском авлакогене».

Однако при более детальном исследовании ОВ ви-зейских терригенных разрезов показано, что сапропелевая органика была приурочена к лагунным и озерным фациям, а гумусовая — к болотным и вдольбере-говым речным отложениям. Формирование угленосных отложений происходило за счет высшей растительности, что было доказано Ю. В. Мосейчик при исследовании палеофлористических остатков в углях и аргиллитах Еджыд-Кыртинского угольного месторождения и по скважинам Верхнепечорской впадины (Мосейчик, Рябинкина, 2009, 2012).

По данным отражательной способности витринита (Ro), пиролизу и индексу окраски миоспор (Стукова, 2025) стадии катагенеза визейских угленосных отложений ТПП соответствуют градациям от ПК3–МК1 до МК2 (Угольная…, 2000). Индексы изменения цвета миоспор и их сохранности сопоставлены со стадиями литификации осадочных пород, палеотемпературами и нефтегазоносностью по И. И. Аммосову, а также со шкалой градаций катагенеза осадочных образований по С. Г. Неручеву, Н. Б. Вассоевичу (Ровнина, 1984).

Угленосные отложения нижнего карбона установлены на различных глубинах от 60–90 м до 250–600 м на западе (Южный Тиман) и в центральной части бассейна на Среднепечорском поперечном поднятии (Печоро-Кожвинская и Югидская площади), Еджыд-Кыртинском месторождении углей и до 4000 м и более на востоке в скважинах Верхнепечорской впадины. Считается, что в настоящее время визейские угли не представляют промышленного интереса, т. к. пласты невыдержанные, строение их линзовидное, наблюдаются частые переходы углей в углистые аргиллиты. Однако доля угленосных отложений в объеме терригенного комплекса значительна и на отдельных площадях достигает 30 %, что весьма важно для углеводородного генерационного потенциала комплекса, учитывая преимущественно смешанный состав ОВ. При наличии катагенеза градаций МК1–2 эти породы могли генерировать значительное количество жидких УВ, которые имели все условия быть захороненными в виде залежей в ловушках одновозрастных отложений либо мигрировать в более молодые.

Методы исследования

Содержание органического углерода (Сорг) определялось в остатке породы, не растворимом в HCl. Полученные результаты пересчитаны на исходную породу. Содержание Сорг определяли на анализаторе углерода и серы Metabak CS-30 (аналитик В. А. Лобанов).

Выделение хлороформенного битумоида А (ХБА) проводилось путем 40-часовой экстракции растертой породы в аппарате Сокслета. Элементная сера удалялась из экстракта добавлением в приемник губчатой меди (аналитик Т. А. Зубова).

Из ХБА методом осаждения 40-кратным объёмом н- гексана выделись асфальтены. Полученная мальте-новая фракция была разделена на колонке с оксидом алюминия на аполярную (масла, 50 мл 20 % р-ра ди-хлорметана в н- гексане) и полярную (смолы, 50 мл смеси 1:1 этанол-бензол). Аполярная фракция была разделена на колонке с силикагелем на фракции насыщенных углеводородов (элюент — н- гексан) и ароматическую (элюент — бензол).

Газохроматографический анализ (ГХ) выполнялся на приборе «Кристалл-2000М». Колонка DB-5, 30 м х х 0.32 мм, толщина слоя неподвижной ф азы 0.25 мкм. Температура программировалась от 110 до 300 °C со скоростью 5 °C/мин. Температура инжектора и детектора 300 °C.

Пиролитические исследования были проведены на приборе Rock-Eval 6 Standard (Vinci Technologies) с определением параметров S1, S2, S3, Tmax (Москва, ВНИГНИ).

Результаты и их обсуждение

В углях Еджыд- Кыртинского месторождения (образцы из отвалов шахт № 1 и № 4) концентрация С_орг составляет 21.7–77.9 %, выход ХБА — 0.02–1.52 %. Низкие значения коэффициента битуминозности р ^ХБ (ХБА х 100/С_орг) (< 20-25 %) говорят об автохтонности битумоидов вмещающим толщам. Выход насыщенной фракции — 6.5–18.2 %.

По данным ГХ, в насыщенной фракции практически для всех образцов наблюдается преобладание низко- и среднемолекулярных алканов нормального строения (рис. 2). Исключение составляет обр. 4/5, для которого характерны высокие концентрации н -С₁₉- н -С₂₄ (45.84 %) и н- С₂₅- н -С₃₁ (44.97 %) на сумму н -алканов, что свидетельствует о смешанном составе исходного ОВ: высокомолекулярные н -алканы характерны для гумусовой органики.

Среди изоалканов идентифицированы i -C₁₅, i -C₁₆, i -C₁₈, пристан (Pr) и фитан (Ph). В наибольших концентрациях присутствует Pr. В целом содержание изоалканов невелико ( изо -/ н- алканы — 0.02–0.21, для обр. 4/5– 0.64). Отношение Pr/Ph — 0.97–2.80 (обр. 4/5–7.74). Изопреноидный коэффициент K _i = (Pr+Ph)/( н -C₁₇+ н -C₁₈), а также отношения Pr/ н -C₁₇ и Ph/ н -C₁₈ во всех образцах, за исключением обр. 4/5, не превышают единицы.

По палеофлористическим данным установлено (Мосейчик, Рябинкина, 2012), что формирование углей Еджыд-Кырты происходило в континентальных условиях за счет высшей растительности по берегам болот и заболоченных рек. Это четко прослеживается и по составу органического вещества. В микрокомпонент-ном составе углей определяется содержание витринита — 50 %, фюзинита + семифюзенита — 20 % и споринита — 30 % (Угольная…, 2000). Значительное содержание обогащенных водородом микрокомпонентов группы витринита позволяет предположить нефтегенерирующую способность углей.

В образцах битумоидов Вуктыльской и Северо-Вуктыльской площадей (скв. 225, 226-Вуктыл и 215-Сев. Вуктыл) содержание C_орг изменяется от 6.9 до 75.6 %, в среднем составляя порядка 38 % (табл. 1). Минимальное значения С_орг отвечает углистому аргиллиту, максимальное — углю. Выход ХБА составляет 0.3-2.32 %, Р ^ХБ варьирует от 1.69 до 4.62 %.

По пиролитическим данным, водородный индекс (HI) достигает 810 мг УВ/г Сорг (рис. 3, а), что позволяет отнести ОВ по составу к I и, скорее всего, смешанным I–III типам. Катагенетическая зрелость для подавляющего числа образцов соответствует градациям МК1–МК2. Высокие значения НI и Тmax (более 430 °C) свидетельствуют о том, что исследованные образцы являются сапропелитами. Генерационный потенциал

этих пород хороший и превосходный, в единичных образцах достигает 300–358 мг УВ/г породы (рис. 3, b).

Выход углеводородной (метаново-нафтеновой) фракции изменяется в пределах от 6.8 (обр. 16/2) до 13.7 % (обр. 13/2). Большую часть битумоида пород составляют смолисто-асфальтеновые компоненты, на их долю приходится от 56.5 до 77.4 %.

Среди алканов нормального строения и изопреноидов низко- и среднемолекулярные УВ преобладают над высокомолекулярными (рис. 4). Практически для всех исследованных образцов максимум распределения приходится на н -С₁₇–С₁₈. Концентрация изопреноидов невелика по сравнению с близкими по времени хроматографического удерживания н -алканами,

Рис. 2. Распределение н -алканов в насыщенной фракции битумоидов углей Еджыд-Кырты

Fig. 2. Distribution of n -alkanes in the saturated fraction of bitumoids from Yedzhyd-Kyrty coals

Рис. 3. Тип и степень катагенетического преобразования ОВ визейских угленосных отложений Вуктыльской и Северо-Вуктыльской площадей (а); генерационный потенциал (по Espitalie, Bordenave, 1993) визейских угленосных отложений Вуктыльской и Северо-Вуктыльской площадей (b)

Fig. 3. Type and degree of catagenetic transformation of organic matter in the Visean coal-bearing deposits of the Vuktyl and Severo-Vuktyl areas (a); generation potential (according to Espitalie and Bordenave, 1993) of the Visean coal-bearing deposits of the Vuktyl and Severo-Vuktyl areas (b)

так, коэффициент K _i изменяется от 0.11 до 0.28. Значения Pr/Ph в определенной степени обусловлены окислительно-восстановительным потенциалом среды раннего диагенеза. В битумоидах углей и углистых аргиллитов величина этого отношения составляет 0.86–4.19.

В скв. 215-Сев. Вуктыл (гл. 4334–4340 м) в составе керогена из углистых аргиллитов установлено ОВ II типа, причем 70 % составляют аморфные компоненты: водорослевые (20 %) и лейптинитовые (50 %) — и только 30 % приходится на гумусовые компоненты (Угольная…, 2000; Рябинкина, 2006).

Значительная доля лейптинита, а также высокий генерационный потенциал и высокая степень катагенеза изученных образцов делают возможным генерацию нефтяных УВ из углей на данной площади.

При изучении нижнекаменноугольных отложений в южной части гряды Чернышева в разрезе по руч.

Изъяёль (Рябинкина, Валяева, 2023a) были обнаружены пропластки углей небольшой мощности (0.1–0.2 м), иногда линзовидные скопления и обломки углей в песчаниках и алевролитах. Отмечается и рассеянная угли-фицированная растительная органика в породах. Угли развиты в трех центральных пачках разреза.

Данные о содержании С_орг, НОП, ХБА и β ^ХБ представлены в таблице 2. Наибольшее содержание С_орг наблюдается в углях — 48.64 %. β ^ХБ характерен для биту-моидов, автохтонных вмещающим толщам. В групповом составе преобладают смолисто-асфальтеновые компоненты. Содержание насыщенных УВ незначительно (3.4–10.8 %).

В насыщенной фракции идентифицированы н -алканы состава С₁₂–С₃₁ (рис. 5). Наблюдается одномодальное распределение с преобладанием в низкомолекулярной области. Так, на долю н -алканов состава С₁₂–С₁₈ приходится от 49.9 до 75.5 % (на сумму

время удерживания, мин.

Рис. 4. Типичная хроматограмма распределения н-алканов и изопреноидов в углях Вуктыльской площади (обр. 21/2) (С n — число атомов углерода в молекуле)

Fig. 4. Typical chromatogram of the distribution of n-alkanes and isoprenoids in the Vuktyl coal deposits (sample 21/2) (C n number of carbon atoms in the molecule)

Рис. 5. Распределение н -алканов в насыщенной фракции битумоидов углей и углистых аргиллитов по руч. Изъяёль

Fig. 5. Distribution of n -alkanes in the saturated fraction of coal bitumoids and coal-bearing mudstones along the Izya river

Таблица 1. Характеристика органического вещества визейских угленосных отложений Вуктыльской (скв. 225, 226), Северо-Вуктыльской (скв. 215) площадей

Table 1. Characteristics of the organic matter in the Vizeya coal-bearing deposits of the Vuktylskaya (boreholes 225, 226), Severo-Vuktylskaya (borehole 215) areas

№ обр. Sample No.

Литология Lithology

а? ^ О о" и h

< <  га га X и

2 ЕС 5 С/Г

ЕС & S С/Г

и о ей Е h

о М и о га ^ S ьо НН

Скв. 225-Вуктыльская / BH 225-Vuktylskaya

15/1	уголь / coal	–	50.1	2.32	4.62	13.0	287.6	455	574
21/1	угл. аргиллит / coaly argillite	96.9	7.3	–	–	4.7	59.1	440	810
21/2	уголь /coal	97.8	22.7	–	–	4.7	59.1	440	260

Скв. 226-Вуктыльская / BH 226-Vuktylskaya

13/2	уголь / coal	96.0	50.1	2.32	4.62	13.0	286.4	455	572
16/2	угл. аргиллит / coaly argillite	98.6	26.6	1.12	4.21	7.3	97.8	444	368
16/2	уголь+аргил. / coal+argillite	100	43.5	1.10	2.53	13.8	343.9	430	791
16/4	уголь+аргил. / coal+argillite	97.9	38.8	1.24	3.20	12.90	153.1	445	395
16/4	уголь / coal	100	73.3	1.20	1.64	–	–	–	–
16/5	угл. аргиллит / coaly argillite	96.0	6.9	0.28	4.06	1.0	8.8	442	128

Скв. 215-Северо-Вуктыльская / BH 215-Severo-Vuktylskaya

34/2	угл. аргиллит / coaly argillite	98.5	9.5	0.28	2.91	–	–	–	–
38/4-2	уголь / coal	97.5	75.6	0.025	0.03	3.59	108.8	443	544
38/4-1	аргил.+уголь / argil.+coal	99.7	20.0	0.03	0.13	3.59	108.8	443	144
42/1	уголь / coal	100	71.7	1.74	2.43	8.82	170.2	452	238

Примечание: прочерк — не определялось Note: dash — not determined

Таблица 2. Геохимическая характеристика пород и результаты ГХ-исследования углей и углистых аргиллитов по руч. Изъяёль

Table 2. Geochemical characteristics of rocks and results of GC study of coals and coal-bearing mudstones of the Izyayol stream

Образец / Sample 66 105 106 117 120 125 126 Литология Lithology угл. аргиллит coaly argillite угл. аргиллит coaly argillite уголь coal угл. аргиллит coaly argillite уголь coal угл. аргиллит coaly argillite уголь coal НОП, % / IRC, % 91.9 93.4 96.9 91.9 96.2 83.39 97.7 Сорг, % / TOC, % 9.13 13.38 48.64 13.89 27.08 6.66 22.83 ХБА, % / CBA, % 0.077 0.078 2.471 0.311 0.302 0.044 0.082 βХБ, % / βCB, % 0.84 0.58 5.08 2.24 1.12 0.66 0.36 н-алканы и изопренаны / n-alkanes and isoprenanes ∑н-С12-н-С18 58.6 49.9 51.9 72.3 75.3 66.1 52.9 ∑ н-С19- н-С24 33.1 38.2 40.0 23.9 19.9 25.5 35.6 ∑ н-С25- н-С31 8.2 11.9 8.2 3.9 4.9 8.4 11.6 Кнч С15 1.26 1.10 1.06 1.18 1.06 1.06 0.92 Кч С16 1.14 1.27 1.31 1.18 1.08 1.08 1.26 н-С27/н-С17 0.13 0.20 0.19 0.07 0.08 0.15 0.13 изо- /н-алканы iso- / n-alcanes 0.10 0.14 0.22 0.15 0.21 0.12 0.09 Pr/Ph 1.8 1.7 1.9 1.4 1.5 1.3 1.4 Ki 0.20 0.32 0.42 0.18 0.23 0.13 0.16 Pr/н-C17 0.24 0.39 0.54 0.19 0.24 0.14 0.18 Ph/н-C18 0.15 0.25 0.30 0.16 0.22 0.12 0.14 н-алканов) (табл. 2). Относительная концентрация н-алканов состава С25–С31 изменяется от 3.9 до 11.6 %. Отмечается незначительно преобладание н-С15 и н-С16 над соседними гомологами; коэффициент нечётности КнчС15 = 2 x С15/(С14+С16) изменяется от 0.92 до 1.26, КчС16 = 2 x С16/(С15+С17) — от 1.08 до 1.31. Отношение н-C27/н-C17 варьирует в пределах 0.08–0.20. В составе преобладают н-алканы (изоалканы/н-алканы — 0.09– 0.22). Значения отношения Pr/Ph варьируют от 1.3 до 1.9. Значения Pr/н-C17, Ph/н-C18 меньше единицы и составляют 0.14–0.54, 0.12–0.30 соответственно, что характерно для ОВ, накопление которого протекало в лагунных условиях в слабоумеренно-восстановительной обстановке. Невысокие значения Ki говорят о преобразованности ОВ.

Выводы

Таким образом, для Вуктыльской и Северо-Вуктыльской площадей некоторый вклад в состав ОВ осуществлялся за счет сапропелевой органики, где формирование углей и углистых аргиллитов происходило как в лагунных , так и в озерных и болотно- озерных условиях. Содержание сапропелевой органики значительно повышает генерационный потенциал комплекса в целом и благоприятно для формирования автохтонных залежей жидких УВ.

Накопление исходного ОВ терригенных пород руч. Изъяель протекало в регрессивно-трансгрессивных прибрежно-морских условиях, но состав ОВ несколько различался. Степень преобразованности ОВ соответствует началу фазы «нефтяного окна», что позволяет предполагать формирование на этих территориях жидких углеводородов для нефтяных залежей.

Формирование углей Еджыд-Кыртинского месторождения проходило по берегам зарастающих стариц рек и озер. ОВ, слагающее угли, смешанного типа.

Состав углей, условия их залегания и масштабы угленосности визейской терригенной толщи позволяют расценивать угли как источник газообразных и жидких углеводородов.

Геохимические исследования выполнены в ЦКП «Геонаука» ИГ ФИЦ Коми НЦ УрО РАН. Работа выполнена в рамках государственного задания ИГ ФИЦ Коми НЦ УрО РАН: ЕГИСУ НИОКТР — 1021051101668-0-1.5.1; FUUU-2022-0060.

Авторы статьи выражают искреннюю благодарность рецензентам за точные и конструктивные замечания, позволившие улучшить содержание и общее восприятие статьи.