О подходах к восстановлению исходных характеристик нефтегазоматеринских пород

Для прогноза нефтегазоносности того или иного объекта (нефтегазоносного бассейна, области или района) применяют геолого-геохимический подход. Он основан на осадочно-миграционной теории происхождения нефти и газа. В данном подходе учитываются свойства нефтегазоматеринских отложений, а именно содержание и характеристики органического вещества, от которых зависит количество сгенерированных углеводородных флюидов. В статье рассмотрены способы реконструкции значений генерационного потенциала и концентрации органического вещества в нефтегазоматеринских породах на их катагенетически непреобразованное состояние, если исследователь не располагает непреобразованными образцами. Приведены наиболее часто применяемые подходы в российской органической геохимии. На примерах реальных нефтематеринских пород показано существенна ли разница в результатах, получаемых разными методами.

1. Баженова Т.К. Основы региональной органической геохимии. М.: ГЕОС, 2020. 120 с.

2. Ван-Кревелен Д. В., Шуер Ж. Наука об угле. М., 1960. 303 с.

3. Вассоевич Н.Б., Неручев С.Г., Конторович А.Э. и др. Моделирование процессов катагенеза органического вещества и нефтегазообразования. Л.: Недра, 1984. 140 с.

4. Генерация углеводородов в процессе литогенеза пород // Труды института геологии и геофизики / Отв. ред. А.А. Трофимук, С.Г. Неручев. Новосибирск: Наука, 1976. 202 с.

5. Деленгов М.Т., Фадеева Н.П., Большакова М.А., Козлова Е.В. Об изменении органического вещества осадочных горных пород в гипергенезе // Георесурсы. 2022. Т. 24, № 2. С. 36–46.

6. Зубков М.Ю. Комплексирование результатов пиролитических исследований и метода материального баланса с целью оценки нефтегенерационных свойств разновозрастных отложений // Успехи органической геохимии: Материалы 2-й Всерос. науч. конф. с участием иностранных ученых, посвященной 120-летию со дня рождения чл.-корр. АН СССР Н.Б. Вассоевича и 95-летию со дня рождения засл. геолога РСФСР, проф. С.Г. Неручева. Новосибирск, 2022. С. 91–94.

7. Неручев С.Г., Смирнов С.В.Оценка потенциальных ресурсов углеводородов на основе моделирования процессов их генерации и формирования месторождений нефти и газа // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2007. № 2.

8. Справочник по геохимии нефти и газа / Ред. С.Г. Неручев. СПб.: Недра, 1998. 576 с.

9. Ступакова А.В., Большакова М.А., Суслова А.А. и др. Нефтегазоматеринские толщи Баренцево-Карского шельфа: область распространения и свойства // Георесурсы. 2021. Т. 23, № 2. С. 6–25.

10. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. М.: Мир, 1981. 502 с.

11. Фадеева Н.П., Морозов Н.В., Бакай Е.А., Фролов С.В. Геохимические предпосылки нефтегазоносности Березовской впадины (Восточная Сибирь) // Георесурсы. 2021. Т. 23, № 2. С. 44–55.

12. Bai Y., Liu Z., George S.C., Meng J. A comparative study of different quality oil shales developed in the middle Jurassic Shimengou formation, Yuqia Area, Northern Qaidam Basin, China. Energies. 2022. Vol. 15, N 3. P. 1231.

13. Du T., Wang Y., Qu Y., et al. Evaluation of Late Paleozoic Over-High Maturity Source Rocks in the Erlian Basin and Its Adjacent Areas // Geochemistry International. 2023. Vol. 61. P. 1413–1425.

14. Durand B. Kerogen: Insoluble Organic Matter from Sedimentary Rocks. Paris: Editions Technip, 1980. 519 p.

15. Espitalié J., Burrus J. Use of Tmax as a maturation index for different types of organic matter. Comparison with vitrinite reflectance. Thermal modelling in sedimentary basins. Paris: Editions Technip, 1986. P. 475–496.

16. Jarvie D.M. Shale resource systems for oil and gas: Part 1 — Shale-gas resource systems / Ed.J.A. Breyer. Shale reservoirs // Giant resources for the 21st century: AAPG Memoir. 2012. Vol. 97. P. 69–87.

17. Li C., Pang X., Huo Z., et al. A revised method for reconstructing the hydrocarbon generation and expulsion history and evaluating the hydrocarbon resource potential: Example from the first member of the Qingshankou Formation in the Northern Songliao Basin, Northeast China // Marine and Petroleum Geology. 2020. Vol. 121, 104577. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2020.104577.

18. Lu S.F., Xue H.T., Zhong N.N. Simulating calculation of the variations of organic matter abundance and hydrocarbon-generating potential during geological processes // Geological Review. 2003. Vol. 49, N 3. P. 292–297. Norwegian Offshore Directorate. URL: https://factpages.sodir.no (дата обращения: 25.11.2025).

19. Pepper A.S., Corvi P.J. Simple kinetic models of petroleum formation. Part I: oil and gas generation from kerogen // Marine and petroleum geology. 1995. Vol. 12, N 3. P. 291–319.

20. Peters K.E., Cassa M.R. Applied source rock geochemistry. The Petroleum System — From Source to Trap / Eds. L.B. Magoon, W.G. Dow // American Association of Petroleum Geologists Memoir. 1994. Vol. 60. P. 93–117.

21. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. Geochemical screening, The Biomarker Guide: Vol. 1, Biomarkers and Isotopes in the Environment and Human History. Cambridge: Cambridge University Press, 2005.

22. Wang Q., Li Y., Sanei H., et al. Restoration of buried organic carbon for catagenesis-affected rocks using Rock-Eval thermal analysis: Assumptions, performance, and uncertainty analysis // Earth-Science Reviews. 2025. Vol. 267. P. 105155.