Experimental study of gydrotermal production of oil from Domanik Formation rocks

The experimental results on the synthetic oil production from Domanik Formation rocks under hydrothermal conditions are given. Oil fractions extracting potential of the rocks under hydrothermal was shown to be up to 60 mg/g or 6,0 wt.%. Inorganic additives (sodium carbonate or silica) incorporation does not influence on the oil recovery factor. Meanwhile the amount of recoverable oil products depends on the mineral composition of the rock. The dependence between the percentage of hydrocarbons emission and mineral composition of the rocks was determined. Clay minerals and silica increase the yield of synthetic oil, carbonates, conversely, inhibit the process.

Domanik Formation, shale oil, synthetic oil, hydrothermal experiments, kerogen cracking, Domanik Formation, shale oil, synthetic oil, hydrothermal experiments, kerogen cracking

1. Бычков А.Ю., Калмыков Г.А., Бугаев И.А. и др. Экспериментальные исследования получения углеводородных флюидов из пород баженовской свиты при гидротермальных условиях // Вестн. Моск. ун-та. Сер. 4. Геология. 2015. № 4. С. 34-39.

2. Гайдеек В.И., Никонов Н.И., Петренко Е.Л. Перспективы нефтегазоносности доманикитов ТиманоПечорской провинции // Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности. СПб.: ВНИГРИ, 2008. С. 174-182.

3. Кирюхина Т.А., Фадеева Н.П., Ступакова А.В. и др. Доманиковые отложения Тимано-Печорского и ВолгоУральского бассейнов // Геология нефти и газа. 2013. № 3. С. 76-87.

4. Окнова Н.С., Коханова А.Н. Особенности доманиковых отложений Тимано-Печорской провинции // II Всеросс. литол. совещ. СПб., 2013. С. 338-341.

5. Ступакова А.В., Калмыков Г.А., Коробова Н.И. и др. Резервуары нефти и газа в доманиковых отложениях Волго-Уральского бассейна // Науч.-техн. вестн. ОАО НК «РОСНЕФТЬ». 2016. № 2. С. 46-52.

6. Ступакова А.В., Фадеева Н.П., Калмыков Г.А. и др. Поисковые критерии нефти и газа в доманиковых отложениях Волго-Уральского бассейна // Георесурсы. 2015. № 2. С. 77-86.

7. Фадеева Н.П., Козлова Е.В., Полудеткина Е.Н. и др. Генерационный потенциал пород доманиковой формации Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна // Вестн. Моск. ун-та. Сер. 4. Геология. 2015. № 6. С. 44-52.

8. Behar F., Kressmann S., Rudkiewicz J.L., Vandenbroucke M. Experimental simulation in a confined system and kinetic modeling of kerogen and oil cracking. // Org. Geochem. 1992. Vol. 19, N 1-3. P. 173-189.

9. Behar F., Roy S., Jarvie D. Artificial maturation of a Type I kerogen in closed system: Mass balance and kinetic modelling // Org. Geochem. 2010. Vol. 41. P. 1235-1247.

10. Burnham A.K., Happe J.A. On the mechanism of kerogen pyrolysis // Fuel. 1984. Vol. 63. P. 1353-1356.

11. Ishiwatary R., Fukushima K. Generation of unsaturated and aromatic hydrocarbons by thermal alteration of young kerogen // Geochim. et Cosmocim. Acta. 1979. Vol. 43. P. 1343-1349.

12. Liang M., Wang Z., Zheng J. et al. Hydrous pyrolysis of different kerogen types of source rock at high temperature-bulk results and biomarkers // J. Petrol. Scie. and Engineering. 2015. Vol. 125. P. 209-217.

13. Pan C., Geng A., Zhong N., Liu J. Kerogen pyrolysis in the presence and absence of water and minerals: Steranes and triterpenoids // Fuel. 2010. Vol. 89. P. 336-345.

14. Rushdi A.I., Simoneit B.R.T. Hydrothermal alteration of sedimentary organic matter in the presence and absence of hydrogen to tar then oil // Fuel. 2011. Vol. 90. P. 1703-1716.

15. Zhang Z., Volkman J.K., Greenwood P.F. et al. Flash pyrolysis of kerogens from algal rich oil shales from the Eocene Huadian Formation, NE China // Org. Geochem. 2014. Vol. 76. P. 167-172.