CC BY
48
Abstract. Kizelian horizon of Tournasian in the Bavlinsky field is composed of limestone, the development of which was started in 1976. The block No.6 is the most drilled both by vertical and horizontal wells on the Kizelian area, which accounts for 53% of horizontal wells drilled in the field. In 2002, the Institute TatNIPIneft in close collaboration with the geological survey of oil-and-gas production department Bavlyneft proposed a new complex technology for the development of carbonate reservoirs. The technology includes a nine-point areal location of wells with horizontal and vertical trunks and injection well in the center of the element. Drilling of the field is recommended in a certain order - primarily to drill wells for the inter-well pumping of water, and then, after studying the geological features of drillable element, to drill injection wells. According to the drilling results geological structure is studied, structure maps, general and oil-saturated strata maps are constructed. Reservoir capacity, reservoir pressure parameters are measured. Drilling of wells for inter-well pumping of water and injection wells from a single group can reduce the cost of high-pressure water pipelines and pumping of water without cooling it, i.e., to take advantage of the isothermal flooding. Annual growth of oil production in the Kizelian horizon ofKorobkovsky area of Bavlinsky oil field has become the result of the technology application.
Keywords: oil production, experiment, well, Kizelian horizon.
References
Bakirov I.M., Idiyatullina Z.S., Bakirov A.I., Ramazanov R.G., Nasybullin A.V., Vladimirov I.V. Sposob razrabotki neodnorodnoy
neftyanoy zalezhi [Inhomogenous oil deposit development method]. Patent RF. No. 2471971. 2013. (In Russ.)
Khisamov R.S., Musabirov M.Kh., Yartiev A.F. Uvelichenie produktivnosti karbonatnykh kollektorov neftyanykh mestorozhdeniy [The increase in productivity of carbonate reservoirs of oil fields]. Kazan: Ikhlas Publ. 2015. 192 p. (In Russ.)
Khisamov R.S., Abdulmazitov R.G., Yartiev A.F., Tyurin V.V., Suleymanov E.I. Sposob razrabotki posloyno-neodnorodnogo neftyanogo mestorozhdeniya [Layer-by-layer inhomogeneous oilfield development method]. Patent RF. No. 2172396. 2001. (In Russ.)
For citation: Podavalov V.B., Yartiev A.F., Morozov P.G. The Efficiency of Drilling Wells in the Korobkovsky Area of Bavlinsky Field. Georesursy = Georesources. 2016. V. 18. No. 2. Pp. 111-114. DOI: 10.18599/grs.18.2.7
Information about authors
Vladlen B. Podavalov - Chief Geologist, Oil and Gas Production Department «Bavlyneft» PJSC Tatneft
Russia, 423930, Tatarstan Republic, Bavly, Gogolya str., 20
Amur F. Yartiev - PhD (Econ.), Head of the Sector of Economics of Oil and Gas Development and Production, Institute TatNIPIneft PJSC Tatneft; Senior lecturer of the Department of Taxation, Kazan (Volga region) Federal University
Russia, 423236, Bugulma, M. Dzhalilya str., 32
Phone: +7 (85594) 7-85-84, e-mail: yartiev@tatnipi.ru
Pavel G. Morozov - Head of the Technology Department of Oil and Gas Development, Oil and Gas Production Department «Bavlyneft» PJSC Tatneft
Russia, 423930, Tatarstan Republic, Bavly, Gogolya str., 20
Manuscript received April 04, 2016
УДК 552.578.2.061.32; 551.736 (470.1)
Геохимия органического вещества пермских отложений северо-востока Коротаихинской впадины
И.С. Котик1, О.С. Котик1, О.В. Валяева12
'ФГБУ науки Институт геологии Коми научного центра Уральского отделения Российской академии наук, Сыктывкар, Россия 2Сыктывкарский государственный университет им. П. Сорокина, Сыктывкар, Россия
В статье представлены результаты геохимических исследований пермских отложений северо-восточной части Коротаихинской впадины. Показано распределение содержаний органического углерода и битумоидов в различных литологических разностях пород. Наименьшие (0,04-0,7 %) концентрации органического углерода приурочены к известнякам и песчано-алевритистым разностям, максимальные установлены в аргиллитах, углистых аргиллитах (1,0-1,7 %) и угле (26 %). Повышенным содержанием битумоидов (0,018-0,293 %) характеризуются отложения позднепермского возраста. Характер распределения н-алканов и изопреноидов в углеводородной фракции битумоидов свидетельствует о значительной доле сапропелевого органического вещества с небольшим вкладом гумусовой составляющей. Битумоиды пермских отложений являются смешанными - автохтонными с примесью аллохтонных углеводородов. Результаты пиролитических исследований свидетельствуют о низком остаточном генерационном потенциале пород (Н1 < 65 мгУВ/гСорг), что обусловлено составом органического вещества и его катагенетической преобразованностью.
Ключевые слова: пермские отложения, органическое вещество, битумоид, н-алканы.
Б01: 10.18599/^.18.2.8
Для цитирования: Котик И.С., Котик О.С., Валяева О.В. Геохимия органического вещества пермских отложений северо-востока Коротаихинской впадины. Георесурсы. 2016. Т. 18. № 2. С. 114-119. DOI: 10.18599^ге.18.2.8
Введение
Коротаихинская впадина является одной из наименее изученных в геохимическом аспекте структур на северо-востоке Тимано-Печорского бассейна. Геохимическая ха-
рактеристика органического вещества (ОВ), его нефтега-зогенерационого потенциала в осадочныгх комплексах впадины приводится в немногочисленных работах и на осно-
Г—^ШВ^^^Ш SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL
4m GEORESURSY
вании единичных скважин и естественных обнажений (Анищенко и др., 2004; Баженова и др., 2010, 2008; Котик, 2015; 2016). Поэтому проведение геохимических исследований и получение новых данных позволит дополнить сведения о свойствах нефтегазоматеринских пород осадочного чехла Коротаихинской впадины.
Район и объект исследований
Исследуемая территория расположена на северо-востоке Коротаихинской впадины в пределах наиболее дислоцированной ее части - Сабриягинской и Пестаншорской складчато-надвиговых зон. Основным объектом наших исследований являлись пермские терригенные отложения, обнажающиеся фрагментарно в естественных выходах в среднем течении р. Силоваяха (Рис. 1). Комплексное геохимическое изучение пород проводилось по трем обнажениям, где вскрываются различные стратиграфические интервалы пермской системы: сезымская (Р^) и гусиная (Р^) свиты (обн. 16), лекворкутская (Р11у) свита (обн. 15), силовская (Р^1) свита (обн. 13).
Комплекс геохимических исследований, включающий определение содержания органического углерода в породе (Сорг, %), экстракцию хлороформного битумо-ида А (ХБА, %), определение состава алифатических углеводородов методом газовой хроматографии (ГХ), выполнялся на базе ЦКП «Геонаука» в Институте геологии Коми НЦ УрО РАН (г. Сыктывкар). Пиролитичес-кие исследования методом Яоск-Буа1 проводились во ВНИГНИ (г. Москва).
Разрез пермских отложений начинается с известняков сезымской свиты ассельско-сакмарского возраста, которые со стратиграфическим несогласием залегают на сред-некаменноугольных отложениях (Рис. 2). Они перекрываются терригенными отложениями артинского яруса (Р^-11), представленными песчаниками, алевролитами и аргиллитами, в верхней части с преобладанием песчаников и алевролитов. Залегающие выше отложения воркутс-кой серии (Р^у-ш) кунгурско-уфимс-кого возраста сложены циклическим чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов, углистых аргиллитов и углей. В верхней части серии (ин-тинская свита, Р^п) увеличивается содержание грубообломочных (песчаники, гравелиты, конгломераты) пород до 50 % (Пухонто, 1998). Разрез печорской серии (Р13рс) в нижней части (сейдинская свита, Р^ф сложен преимущественно алевролитами и аргиллитами с прослоями песчаников. Верхняя, наиболее значительная по объему часть разреза (сейдинская и силов-ская свиты) сложена пачками конгломератов, которым подчинены пачки алеврито-глинистых пород, содержащих пласты и прослои угля (Пухонто, 1998). Перекрываются породы пермского возраста отложениями триаса, которые отделены от них покровами базальтов (Рис. 1).
Результаты и их обсуждение
Концентрация органического углерода в породах варьирует от 0,2 до 1,78 %, достигая 26 % в углях (Рис. 2). Наиболее низкие значения Сорг (0,04-0,09 %) установлены в известняках сизимской свиты. В терригенных породах возрастание концентрации Сорг происходит закономерно в последовательности: песчаник (0,23-0,26 %) - алевролит (0,47-0,72 %) - аргиллит (1,01-1,78). Выход хлороформен-ного битумоида из глинистых пород нижнепермского возраста составляет 0,006-0,012 %. Породы из верхнепермского интервала разреза содержат наибольшие концентрации ХБ 0,018-0,039 % - для глинистых разностей, и с максимумом 0,293 % - для углей. Значения битумоидного коэффициента (РХБ) изменяются с такой же тенденцией. В нижнепермских породах РХБ составляет 0,3-1,6 %, увеличиваясь до 2,4-2,6 % в верхнепермских. Полученные низкие значения показателей РХБ характеризуют битумоиды как автохтонные, в том числе остаточные, отдавшие свою миграционную часть.
Катагенетическая преобразованность ОВ пермского комплекса в исследуемом районе изменяется от середины мезокатагенеза до начала апокатагенеза (Анищенко и др., 2004). Катагенез ОВ казанско-татарских отложений находится на градациях МК3-МК5. В среднем течении р. Силоваяха разведано одноименное угольное месторождение, где в отложениях печорской серии угли имеют марки К и ОС, что соответствует градациям МК4-МК5 (Угольная база России, 2000). Катагенез ОВ нижележащих артин-ско-кунгурских отложений достигает градаций МК5-АК.
Высокая зрелость ОВ пород подтверждается и данными пиролиза методом Яоск-Буа1. В образцах из артинских и кунгурских отложений значения (содержание свободных углеводородов) и (содержание связанных углеводородов) составляют соответственно 0,01 и 0,06-0,15 мгУВ/г породы. При таких низких значениях показатели Т (температура
мор е
Y4 ffcsJV
к©. * У [V (? 1
Л ЧЙ ^Г"
г|_I ®
Рис. 1. Геологическая карта района исследований (Шишкин и др., 2012). 1 - номера тектонических элементов, 2 - граница района исследований, 3 - изученные обнажения и их номера. Тектонические элементыi: I - Коротаихинская впадина: I1 - Верхневор-кутская зона дислокаций, I2 - Вашуткино-Талотинский надвиг, I3 - Лабогейская ступень, I4 - Одиндокская антиклинальная зона, I5 - I6 складчато-надвиговыге зоныг (I5 -Пестаншорская, I6 - Сабриягинская); II - Воркутское поперечное поднятие; III - гряда Черныгшева; IV- Варандей-Адзьвинская структурная зона.
НАУЧНО-ТЕХНтЕСЩЙ ЖУРНАЛ ррк :
ШЕШЗНш!^
максимального выгхода связанный углеводородов при термической деструкции керогена) и Н1 (водородный индекс) не определяются. В образцах из верхнепермского интервала разреза фиксируются более высокие значения: Б1 -0,03-0,73; Б, - 0,45-18,64; Н1 - 27-65 мгУВ/г С . Остаточ-
' ' ' 2 ' ' ' орг
ный углеводородный потенциал ОВ пород верхней перми характеризуется очень низкими значениями, что обусловлено определенным составом и степенью зрелости ОВ.
Доля насыщенных углеводородов в битумоидах не значительна, на их концентрацию приходится от 3 до 34,78% от всей массы ХБА. Практически на всем протяжении разреза биту-моиды из пермских отложений (за исключением образцов 15-04, 15-05 и 1606) характеризуются сходным молекулярно-массо-вым распределением низкомолекулярных алканов нормального строения состава С13-С18, концентрация которых изменяется от 67,33 до 76,17% (Табл.). Гистограммы распределения алкановых углеводородов имеют одномодаль-ное распределение с максимумом при н-С16или н-С17 за исключением обр. 13-06 (уголь), в котором максимум распределения смещен к н-С14 (Рис. 3 а, б). Концентрация алканов состава С19-С24 варьирует от 11,51 до 18,06 %. Образцы характеризуются низким фоном высокомолекулярных соединений в области н-С25-С35, их концентрация крайне незначительна и в среднем составляет 1-3 %. Среди рассматриваемых образцов уголь (обр. 13-06) отличается наибольшим содержанием высокомолекулярных алканов нормального строения -8,93 % и наименьшими значениями соотношения
Преобладание среднемолекулярных нечетных н-алка-нов (КтС17 > 1) отражает участие водорослевого OB в составе исходной биомассы (Хант, 1982; Tissot, Welte, 1984). На участие микробиального материала в составе исходного OB указывают значения коэффициента четности КчС16, составляющие 1,12-1,53. Для части образцов отмечается незначительное преобладание четных соединений КтС15-С21 - 0,94-0,97 (Табл.). По мнению ряда ис-
Н-С17/«-С25 - 5,34 и К
С17 -
0,96.
Отношение суммы н-алканов ряда С14-С20 к С21-С30 изменяется в широких пределах от 5,37 до 11,58. Коэффициент нечетности КнчС17 изменяется в пределах 0,96-1,24.
Рис. 2. Литолого-геохимический разрез пермских отложений по р. Силоваяха. 1 - конгломерат, гравелит; 2 - песчаник; 3 - алевролит; 4 - аргиллит; 5 - углистый аргиллит; 6 - уголь; 7 - известняк; 8 - не обнаженным интервал.
Н SCIENTinCANDTECHNICALJOURNAL
Q GEDRESURSY
Возраст P2-3S1 Pjlv Pigs
Образец 13-02 13-05 13-06 13-07 15-02 15-03 15-04 15-05 15-06 16-01 16-05 16-06
Градация катагенеза МК3-МК5 МК5 AK
C13-C18 68,85 76,17 69,91 67,80 71,46 73,96 57,28 33,93 71,85 67,33 70,06 51,38
С19-С24 17,56 14,79 12,04 18,06 12,67 11,51 29,27 59,44 15,17 17,46 16,15 39,48
>с25 3,28 0,94 8,93 2,53 2,88 0,99 4,82 1,52 0,87 1,55 0,00 0,00
Ei-алканов 10,31 8,10 9,11 11,61 12,99 13,54 8,62 5,11 12,11 13,65 13,79 9,14
ЕН(С14-С20)/ ЕК(С21-С30) 6,44 11,58 5,37 8,94 9,04 11,84 2,85 1,58 10,15 8,41 10,82 3,26
KmCi5-C21 1,02 1,03 1,06 1,06 0,97 0,95 0,94 1,06 0,95 0,94 1,00 1,03
*кчс1б 1,32 1,32 1,12 1,20 1,40 1,53 1,46 1,40 1,53 1,34 1,42 1,44
**кнчс17 1,13 1,24 0,96 1,24 1,19 1,16 1,24 1,17 1,15 1,12 1,09 1,21
Н-С17/Н-С25 14,01 22,20 5,34 18,42 17,52 20,82 6,25 13,80 23,18 20,59 - -
Pr/Ph 1,36 1,03 2,15 0,94 1,06 1,12 1,04 0,94 1,09 0,89 1,09 1,02
Рг/н-Сп 0,19 0,14 0,30 0,18 0,21 0,21 0,17 0,15 0,19 0,19 0,25 0,23
Ph/«-Ci8 0,25 0,26 0,23 0,31 0,37 0,39 0,31 0,24 0,35 0,33 0,42 0,40
Pr+Ph/ HCi7+HCi8 0,21 0,18 0,28 0,23 0,26 0,27 0,22 0,19 0,24 0,24 0,31 0,29
Таблица. Геохимические параметры насыщенных УВ пермских отложений северо-востока Коротаихинской впадины (р. Силовая-ха). *- 2*С]6/(С15+СП), ** - 2*СП/(Си+С1а)
следователей, преобладание четных соединений в ряду С14-С22 унаследовано от жиров морских организмов (Tissot, Welte, 1984).
Характер распределения н-алканов отражает преобладание сапропелевой основы в составе OB, но с небольшой примесью гумусовой составляющей, более проявленной в угле. Несмотря на формирование рассматриваемого угля в маршевых обстановках, значительная доля легких УВ характеризует аллохтонную составляющую биту-моида, что лишний раз подтверждает повышенную сорб-ционную способность углистых пород.
Ряд образцов битумоидов характеризуется иным распределением насыщенных углеводородов (Рис. 2). В образцах 15-04, 15-05 и 16-06, где на долю низкомолекуляр-
ных алканов состава н-С13-С18 приходится от 33,93 до 57,28 %, а также повышено содержание среднемолеку-лярных н-алканов до 29,27-59,44 % (Табл.), на хроматог-раммах отчетливо наблюдается бимодальное распределение н-алканов с максимумами при н-С16, н-С17 и н-С21 (Рис. 3 в, г). Для данных образцов характерны самые низкие значения отношения Ен(С14-С20)/Ен(С21-С30) - 1,58-2,36. Такой характер молекулярно-массового распределения в битумоидах указывает на несколько другой состав исходного ОВ.
Во всех изученных образцах изопреноиды (среди которых удалось идентифицировать г'-С16-С20) характеризуются низкими концентрациями. На их долю приходится от 5,11 до 13,79%. Считается, что величина отношения при-
Время, мин
Рис. 3. Хроматограммы молекулярно-массового распределения нормальных и изопреноидных алканов в битумоидах.
НАУЧНО-ТЕХНтЕСЩЙ ЖУРНАЛ шш
UiljJdH'JU^f"
стана (i-C19) к фнтану (i-C20) (Pr/Ph) является показателем окислительно-восстановительных условий диагенеза исходного OB (Хант, 1982; Tissot, Welte, 1984; Peters, Moldowan, 1993). B большинстве образцов отмечается небольшое преобладание пристана над фитаном. Отношение Pr/Ph варьирует в диапазоне от 0,94 до 1,36, и лишь для одного образца повышается до 2,15 (Табл.). Это может указывать на то, что накопление исходного OB протекало в субокислительной обстановке.
Результаты моделирования катагенеза (Koopmans et al., 1998; Бушнев и др., 2004) свидетельствуют о возможном повышении значения данного коэффициента в пределах 0,6-1,5 только за счёт роста термической преобразованно-сти OB. B целом, рассматриваемые битумоиды различаются по составу исходного OB, условиям его накопления и степени зрелости. OB очень зрелое, что подтверждается, в том числе, и геохимическими показателями, а именно коэффициентом зрелости К. = (Pr+Ph)/(C17+C18) < 0,3 (известно, что повышение катагенеза OB пород приводит к снижению этого коэффициента (Connan, Cassow, 1980)), а также отношением пристана к гептадекану (Pr/i-C17) и фита-на к н-октадекану (Ph/i-C18), значения которых, в основном, менее 0,4.
Рассмотренные закономерности молекулярно-массо-вого распределения изо- и н-алканов свидетельствуют о присутствии в битумоидах из пород, сформированных в различных условиях осадконакопления, сходных биологических меток. Основным источником генерации УВ являлось сапропелевое OB, но присутствовало и смешанное вещество с различной примесью гумусовой составляющей. Битумоиды рассматриваемых отложений также являются смешанными (автохтонными остаточными и ал-лохтонными), в которых имеется та или иная доля аллох-тонных yB. Подобные особенности в составе битумоидов отмечаются также на прилегающих территориях Коротаи-хинской и Косью-Роговской впадин, где пермские отложения содержат смешанные генетически разнотипные битумоиды (Анищенко и др., 2004; Баженова и др., 2008; Котик, 2015; 2016).
Заключение
Содержание Сорг в пермских отложениях закономерно увеличивается к глинисто-углистым разностям пород при повышенной битуминозности верхнепермской части разреза. Распределение н-алканов и изопреноидов в битумо-идах указывает на их смешанную природу со значительным вкладом сапропелевой составляющей OB, а также на присутствие миграционных легких углеводородов.
Значения геохимических и пиролитических данных характеризует пермские отложения преимущественно как газоматеринские с низким и средним генерационным потенциалом. Bысокая степень зрелости OB пород и реализация его углеводородного потенциала подтверждается пи-ролитическими, углепетрографическими и битуминоло-гическими методами исследования.
Финансирование
Работа выполнена при частичной поддержке программы УрO РАН № 15-18-5-21.
Литература
Анищенко Л.А., Клименко С.С., Рябинкина H.H. и др. Органическая геохимия и нефтегазоносность пермских отложений севера Предуральского прогиба. СПб: Наука. 2004. 214 с.
Баженова Т.К., Богословский С.А., Шапиро А.И. Геохимия палеозоя юго-западного склона Пай-Хоя и генерация углеводородов в Коротаихинской впадине. Разведка и охрана недр. 2010. № 6. С. 21-26.
Баженова Т. К., Шиманский В. К., Васильева В. Ф. и др. Органическая геохимия Тимано-Печорского бассейна. СПб: ВНИГРИ. 2008. 164 с.
Бушнев Д.А., Бурдельная Н.С., Шанина С.Н., Макарова Е.С. Генерация углеводородных и гетероатомных соединений высокосернистым горючим сланцем в процессе водного пиролиза. Нефтехимия. 2004. № 44 (6). С. 1-13.
Котик О. С. Геохимия органического вещества кунгурских отложений севера Предуральского прогиба. Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2015. Т. 10. № 2. DOI: 10.17353/ 2070-5379/18_2015
Котик О.С. Геохимия органического вещества казанско-татар-ских отложений севера Предуральского краевого прогиба. Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2016. Т. 11. № 1. DOI: 10.17353/2070-5379/9_2016
Пухонто С.К. Стратиграфия и флористическая характеристика пермских отложений угольных месторождений Печорского бассейна. М: Научный мир. 1998. 312 с.
Угольная база России. Том 1. Угольные бассейны и месторождения европейской части России. М: Геоинформмарк. 2000. 483 с.
Хант Д. Геология и геохимия нефти и газа. М: Мир. 1982. 703 с.
Шишкин М.А., Шкарубо С.И., Молчанова Е.В. и др. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1:
1 000 000 (третье поколение). Серия Южно-Карская. Лист R-41 -Амдерма. Объяснительная записка. СПб: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ. 2012. 383 с.
Connan J., Cassow A.M. Properties of gases and liquids derived from terristrial kerogen at various maturation levels. Geochim. Cosmochim. Acta. 1980. V. 44(1). Pp. 1-23.
Koopmans M.P., Rijpstra W. Irene C., de Leeuw J.W., Lewan M.D. and Sinninghe Damste J.S. Artificial maturation of an immature sulfur- and organic matter-rich limestone from the Ghareb Formation, Jordan. Org. Geochem. 1998. V. 28(7-8). Pp. 503-521.
Peters K.E., Moldowan J.M. The biomarker guide: interpreting molecular fossils in petroleum and ancient. Prentice-Hall, Englewood Cliffs, New Jersey. 1993. 363 p.
Tissot B.T., Welte D.H. Petroleum Formation and Occurrences.
2 nd ed. Springer-Verlag, Berlin. 1984. 699 p.
Сведения об авторах
Иван Сергеевич Котик - канд. геол.-мин. наук, младший научный сотрудник лаборатории геологии нефтегазоносных бассейнов, Институт геологии Коми научного центра Уральского отделения Российской академии наук
Россия, 167982, Сыктывкар, ул. Первомайская, д. 54
Тел: +7(8218) 20-39-81, e-mail: iskotik@geo.komisc.ru,
Ольга Сергеевна Котик - младший научный сотрудник лаборатории геологии нефтегазоносных бассейнов, Институт геологии Коми научного центра Уральского отделения Российской академии наук
Россия, 167982, Сыктывкар, ул. Первомайская, д. 54
Ольга Викторовна Валяева - канд. геол.-мин. наук, старший научный сотрудник лаборатории органической геохимии, Институт геологии Коми научного центра Уральского отделения Российской академии наук
Россия, 167982, Сыктывкар, ул. Первомайская, д. 54
Статья поступила в редакцию 18.04.2016
к SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL
4Ш GEDRESURSY
Geochemistry of Organic Matter in Permian Deposits in the Northeast of Korotaihinsky Depression
I.S. Kotik1, O.S. Kotik1, O.V. Valyaeva12
'Institute of Geology of the Komi Science Center, Urals Branch of the Russian Academy of Sciences, Syktyvkar, Russia 2Syktyvkar State University, Syktyvkar, Russia
Abstract. The article presents results of geochemical studies of Permian deposits in the northeastern part of Korotaihinsky depression. We show the distribution of organic carbon and bitumen in various lithological varieties of rocks. The smallest (0.04-0.7 %) concentrations of organic carbon are confined to the limestone and sandy-silty varieties; the maximum ones are set in the mudstone, carbonaceous mudstones (1.0-1.7 %) and coal (26 %). Deposits of Late Permian age are characterized by a high content of bitumen (0,018-0,293 %). The distribution of n-alkanes and isoprenoids in the hydrocarbon fraction of bitumen shows a significant proportion of sapropel organic matter with a small contribution of humic compounds. Permian bitumen is mixed -autochthonous with a dash of allochthonous hydrocarbons. Results of pyrolytic studies show low residual generating potential of rocks (HI < 65 mgHC/g Corg), due to the composition of organic matter and its catagenetic transformation.
Keywords: Permian sediments, organic matter, bitumen, n-alkanes.
Acknowledgements
The authors acknowledge partial support from the Ural Branch of the Russian Academy of Sciences Programme No. 15-18-5-21.
References
Anishchenko L.A., Klimenko S.S., Ryabinkina N.N. et al. Organicheskaya geokhimiya i neftegazonosnost' permskikh otlozheniy severa Predural'skogo progiba [Organic geochemistry and oil-gas-bearing of the Permian deposits of the North of Preural foredeep]. Saint-Petersburg: Nauka Publ. 2004. 214 p. (In Russ.)
Bazhenova T.K., Bogoslovskij S.A., Shapiro A.I. Geohimiya paleozoja jugo-zapadnogo sklona Paj-Hoja i generacija uglevodorodov v Korotaihinskoj vpadine [Geochemistry of the paleozoic Pay-Khoy south-western slope and the possible hydrocarbon generation in Korotaihinsky trough]. Razvedka i ohrana nedr = Prospect and protection of mineral resources. 2010. No. 6. Pp. 21-26. (In Russ.)
Bazhenova T.K., Shimansky V.K., Vasilieva V.F. et al. Organicheskaya geohimiya Timano-Pechorskogo basseina [Organic geochemistry of the Timan-Pechora basin]. Saint-Petersburg: VNIGRI. 2008. 164 p. (In Russ.)
Bushnev D.A., Burdel'naja N.S., Shanina S.N., Makarova E.S. Generacija uglevodorodnyh i geteroatomnyh soedinenij vysokosernistym gorjuchim slancem v processe vodnogo piroliza [Generation of hydrocarbons and heteroatomic compounds by sulfur-rich oil shale in the process ofhydrous pyrolysis]. Neftehimiya = Petroleum Chemistry. 2004. No. 44 (6). Pp. 1-13. (In Russ.)
Connan J., Cassow A.M. Properties of gases and liquids derived from terristrial kerogen at various maturation levels. Geochim. Cosmochim. Acta. 1980. V. 44 (1). P. 1-23.
Hant J. Geologiya i geohimiya nefti i gaza [Petroleum geochemistry and geology]. Moscow: Mir Publ. 1982. 703 p.
Koopmans M.P., Rijpstra W. Irene C., de Leeuw J.W., Lewan M.D. and Sinninghe Damste J.S. Artificial maturation of an immature sulfur- and organic matter-rich limestone from the Ghareb Formation, Jordan. Org. Geochem. 1998. V. 28(7-8). Pp. 503-521.
Kotik O.S. Geohimiya organicheskogo veschestva kungurskih otlojenii severa Preduralskogo progiba [Geochemistry of organic matter of Kungurian deposits of the north of Pre-Ural foredeep]. Neftegazovaya Geologiya. Teoriya I Praktika = Petroleum Geology - Theoretical and Applied Studies. 2015. V. 10. No. 2. DOI: 10.17353/2070-5379/ 18_2015. (In Russ.)
Kotik O.S. Geohimiya organicheskogo veschestva kazansko_tatarskih otlojenii severa Preduralskogo kraevogo progiba [Geochemistry of organic matter of Kazan-tatarian deposits of the north of Pre-Ural Foredeep]. Neftegazovaya Geologiya. Teoriya I Praktika = Petroleum Geology - Theoretical and Applied Studies. 2016. V. 11. No. 1. DOI: 10.17353/2070-5379/9_2016. (In Russ.)
Peters K.E., Moldowan J.M. The biomarker guide: interpreting molecular fossils in petroleum and ancient. Prentice-Hall, Englewood Cliffs, New Jersey. 1993. 363 p.
Pukhonto S. K. Stratigrafiya i floristicheskaya harakteristika permskih otlozheniy ugol'nyh mestorozhdeniy Pechorskogo basseyna [Permian stratigraphy and flora of coal deposits in the Pechora basin]. Moscow: Nauchnyy mir Publ. 1998. 312 p. (In Russ.)
Shishkin M. A., Shkarubo S. I., Molchanova E. V. et al. Gosudarstvennaya geologicheskaya karta Rossiyskoy Federacii [State Geological Map of the Russian Federation]. Saint-Petersburg: Cartographic factory of VSEGEI. 2012. 383 p. (In Russ.)
Peters K.E., Moldowan J.M. The biomarker guide: interpreting molecular fossils in petroleum and ancient. Prentice-Hall, Englewood Cliffs, New Jersey 07632, 1993. P. 363.
Tissot B.T., Welte D.H. Petroleum Formation and Occurrences. 2 nd ed. Springer-Verlag, Berlin. 1984. 699 p.
Ugolnaya baza Rossii. T. 1. Ugolnie basseini i mestorozhdeniya evropeiskoi chasti Rossii [The coal base of Russia. Vol. 1. The coal basins and deposits of the European part of Russia]. Moscow: Geoinformmark Publ. 2000. 483 p. (In Russ.)
For citation: Kotik I.S., Kotik O.S., Valyaeva O.V. Geochemistry of Organic Matter in Permian Deposits in the Northeast of Korotaihinsky Depression. Georesursy = Georesources. 2016. V. 18. No. 2. Pp. 114-119. DOI: 10.18599/grs.18.2.8
Information about authors
Ivan S. Kotik - PhD (Geol. and Min.), Junior researcher of the Laboratory of Geology of Oil and Gas Bearing Basins, Institute of Geology of the Komi Science Center of the Ural Branch of the Russian Academy of Sciences.
Russia, 167982, Syktyvkar, Pervomayskaya str., 54
Phone: +7 (8218) 20-39-81, e-mail: iskotik@geo.komisc.ru
Olga S. Kotik - Junior researcher of the Laboratory of Geology of Oil and Gas Bearing Basins, Institute of Geology of the Komi Science Center of the Ural Branch of the Russian Academy of Sciences.
Russia, 167982, Syktyvkar, Pervomayskaya str., 54
Olga V. Valyaeva - PhD (Geol. and Min.), Senior researcher of the Laboratory of Organic Geochemistry, Institute of Geology of the Komi Science Center of the Ural Branch of the Russian Academy of Sciences.
Russia, 167982, Syktyvkar, Pervomayskaya str., 54
Manuscript received April 18, 2016
HAyHHO-TEXHmECniRxyPHAII .
HtfiilHti^
