FORMATION OF HYDROCARBONS DURING THERMAL MATURATION OF KAA-KHEM COAL

Cover Page

Cite item

Full Text

Open Access Open Access
Restricted Access Access granted
Restricted Access Subscription Access

Abstract

The article examines coal from the Kaa-Khem deposit from the point of view of its oil and gas generation potential. Coal from the Kaa-Khem deposit was subjected to hydrothermal action at 350°C/24 hours to simulate maturation of organic matter. To assess the kinetic characteristics of the organic matter of Kaa-Khem coal, it was studied by the Rock-Eval pyrolysis method at three heating rates. The kinetic characteristics of individual C1-C5 hydrocarbons were additionally studied by the dry, stepwise pyrolysis. Changes in the composition of hydrocarbon biomarkers before and after hydrous pyrolysis were also analyzed, and it was found that hydrothermal action mainly affected the distribution of n-alkanes and aromatic hydrocarbons. The composition of the sterane and hopane biomarkers are not significant changes. The study of the coal composition by the pyrolytic gas chromatography-mass spectrometry made it possible to record the loss of long alkyl chains in the studied range of thermal maturity. The conducted studies allow us to estimate the hydrocarbon potential of Kaa-Khem coal as high. However, the possibility of its implementation and the forecast of the phase composition of fluids require further studies.

About the authors

D. A Bushnev

Institute of Geology of Komi SC UB RAS

Email: boushnev@geo.komisc.ru
ORCID iD: 0000-0002-3860-944X
Syktyvkar, Russia

N. S Burdelnaya

Institute of Geology of Komi SC UB RAS

Email: burdelnaya@geo.komisc.ru
ORCID iD: 0000-0003-0597-3170
Syktyvkar, Russia

S. A Ondar

Tuvinian Institute for Exploration of Natural Resources of Siberian Branch of RAS

Email: ondarsa@tikopr.sbras.ru
Kyzyl, Russia

N. A Smirnova

Tomsk Polytechnic University

Tomsk, Russia

References

  1. Бушнев Д.А., Бурдельная Н.С. (2013). Моделирование процесса нефтеобразования углеродистым сланцем доманика. Нефтехимия. 53(3), 163–170.
  2. Бушнев Д.А., Бурдельная Н.С., Ильченко А.А., Сенникова Я.Д. (2023a) Образование углеводородных газов доманиковым сланцем при пиролизе в автоклаве в присутствии воды. Вестник геонаук 10(346), 37–41.
  3. Бушнев Д.А., Бурдельная Н.С., Ильченко А.А., Сенникова Я.Д. (2023b) Состав углеводородных газов сухого пиролиза керогена доманикового сланца после гидротермального эксперимента. Нефтехимия 63(5), 671–678.
  4. Бушнев Д.А., Бурдельная Н.С., Ильченко А.А., Сенникова Я.Д., Кузьмин Д.В. (2024). Кинетика образования индивидуальных газообразных углеводородов состава С1-С5 при гидротермальном воздействии на доманиковый сланец. Геохимия. 69(12), 1174–1180.
  5. Бушнев Д.А., Бурдельная Н.С., Шанина С.Н., Макарова Е.С. (2004). Генерация углеводородных и гетероатомных соединений высокосернистым горючим сланцем в процессе водного пиролиза. Нефтехимия. 44 (6), 1–13.
  6. Бушнев Д.А., Ондар С.А., Бурдельная Н.С. (2021). Геохимия органического вещества углей Улуг-Хемского бассейна. Геология и геофизика. 62(11), 1499–1510.
  7. Вялов В.И., Ю.Н. Корнилов, Черезов М.Ю. (1991). Петрографический состав и метаморфизм углей Улуг-Хемского бассейна. Советская геология. (5), 3–7.
  8. Геология угольных месторождений СССР. Под ред. А.К. Матвеева. М.: Изд-во МГУ, 1990. 352 с.
  9. Голицын М.В., Пронина Н.В. (2004). Нефть в угольных бассейнах. ГИАБ. 2004. № 5. С. 13–19. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/neft-v-ugolnyh-basseynah (дата обращения: 08.04.2025).
  10. Гончаров И.В., Обласов Н.В., Самойленко В.В., Носова С.В. (2006). Углистое органическое вещество нижней и средней юры Западной Сибири и его роль в формировании углеводородных скоплений. Нефтяное хозяйство. (8), 19–23.
  11. Жунси Л., Ючжу Л. (2006). Эволюция пористой структуры материнских пород и первичная миграция нефти и газа из угольных пород. Геология нефти и газа. (6), 52–56.
  12. Калмыков А.Г., Гафурова Д.Р., Тихонова М.С., Видищева О.Н., Иванова Д.А., Манько И.Э., Корост Д.В., Кудаев А.А., Бычков А.Ю., Калмыков Г.А. (2021). Влияние состава пород высокоуглеродистых формаций на процесс генерации нефти и газа (результаты лабораторного моделирования). Вестник Московского Университета. Серия 4. Геология. (1), 85–98.
  13. Комков И.К., Мордасова А.В., Дахнова М.В., Можегова С.В., Большакова М.А., Пронина Н.В. (2022). Условия осадконакопления и закономерности распределения органического вещества нижне-среднеюрского комплекса юго-западной части Западно-сибирского нефтегазоносного бассейна. Георесурсы. 24(2), 150–171.
  14. Меленевский В.Н., Конторович А.Э., Хуанг В.-Л., Ларичев А.И., Бульбак Т.А. (2009). Аквапиролиз органического вещества рифейского аргиллита. Геохимия. 5, 504–512.
  15. Ондар С.А., Бушнев Д.А., Смирнова Н.А. (2025). Нефтегазогенерационный потенциал среднеюрских углей Улуг-Хемского бассейна. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 336(1), 98–107.
  16. Спасенных М.Ю., Широкова В.В., Ильменский А.С., Козлова Е.В., Булатов Т.Д., Гончарова А.В., Леушина Е.А. (2024). Исследование кинетики термического преобразования органического вещества нефтегазоматеринских пород: обзор методов и экспериментальные результаты. Георесурсы, 26(4), 3–19.
  17. Тимофеев П.П. Юрская угленосная формация Тувинского межгорного прогиба. Москва: Наука, 1964. 262 с.
  18. Угольная база России. Том III. Угольные бассейны и месторождения Восточной Сибири (Красноярский край, Канско-Ачинский бассейн; Республика Хакасия, Минусинский бассейн; Республика Тыва, Улугхемский бассейн и др. месторождения; Иркутская область, Иркутский бассейн и угольные месторождения Предбайкалья). М.: ООО «Геонформцентр», 2002. 488 с.
  19. Ян Х., Соболева Е.В. (2021). Геолого-геохимические условия формирования состава нефтей залежей пермского и юрского нефтегазоносных комплексов впадины Фукан (бассейн Джунгария). Георесурсы. 23(2), 110–119.
  20. Alsaab D., Suarez-Ruiz I., Elie M., Izart A., Martinez L. (2007). Comparison of generative capacities for bitumen and gas between Carboniferous coals from Donets Basin (Ukraine) and a Cretaceous coal from Sabinas–Piedras Negras Basin (Mexico) during artificial maturation in confined pyrolysis system. Int. J. Coal Geology. 71, 85–102.
  21. Behar F., Vandenbroucke M., Tang Y, Marquis F., Espitalie J. (1997). Thermal cracking of kerogen in open and closed systems: determination of kinetic parameters and stoichiometric coefficients for oil and gas generation. Org. Geochem. 26 (5/6), 321–339.
  22. Bulatov T., Kozlova E., Leushina E., Vaitekhovich A., Pronina N., Goncharova A., Kul’kov M., Salakhidinova G., Butyrin R., Bazhanova A., Torshina L., Spasennykh M. (2025). Source rock potential and depositional environments of the Jurassic and Cretaceous coals from the Gyda Peninsula, Western Siberia. Int. J. Coal Geol. 305, 104789.
  23. Erdenetsogt B.-O., Hong S.K., Choi J., Lee I. (2022). Depositional environment and petroleum source rock potential of Mesozoic lacustrine sedimentary rocks in central Mongolia. Marine Petroleum Geology. 140, 105646.
  24. Guo J., Pang X., Guo F., Wang X., Xiang C., Jiang F., Wang P., Xu J., Hu T., Peng W. (2014). Petroleum generation and expulsion characteristics of Lower and Middle Jurassic source rocks on the southern margin of Junggar Basin, northwest China: implications for unconventional gas potential. Canadian J. Earth Sciences. 51(6), 537–557.
  25. Hendrix M.S., Brassell S.C., Carroll A.R., Graham S.A. (1995). Sedimentology, organic geochemistry, and petroleum potential of Jurassic Coal Measures: Tarim, Junggar, and Turpan Basins, Northwest China. AAPG Bulletin. 79, 929–959.
  26. Horsfield B. (1997). The bulk composition of first-formed petroleum in source rocks. In: D.H. Welte, B. Horsfield, D.R. Baker (Eds.), Petroleum and Basin Evolution. Springer, Heidelberg, pp. 337–402.
  27. Huang D. (1999). Advances in hydrocarbon generation theory II. Oils from coal and their primary migration model. J. Pet. Sci. Eng. 22, 131–139.
  28. Inan S., Namik Yalçin M., Mann U. (1998). Expulsion of oil from petroleum source rocks: inferences from pyrolysis of samples of unconventional grain size. Org. Geochem. 29(1–3), 45–61.
  29. Kohli K.B., Thomas N.J., Prabhu B.N., Misra K.N. (1994). Simulated petroleum generation studies by hydrous pyrolysis of a tertiary coal from Northern Cambay Basin in India. Org. Geochem. 21(3–4), 323–332.
  30. Kotarba M.J., Słowakiewicz M., Misz-Kennan M., Więcław D., Jurek K., Waliczek M. (2021). Simulated maturation by hydrous pyrolysis of bituminous coals and carbonaceous shales from the Upper Silesian and Lublin basins (Poland): Induced compositional variations in biomarkers, carbon isotopes and macerals. Int. J. Coal Geology. 247, 103856.
  31. Kramer L., Arouri K.R., McKirdy D.M. (2001). Petroleum expulsion from Permian coal seams in the Patchawarra Formation, Cooper Basin, South Australia. PESA Eastern Australasian Basins Symposium, Melbourne, Vic, 25–28 November 2001, 329–340.
  32. Lewan M.D. (1993). Laboratory simulation of petroleum formation hydrous pyrolysis // In Org. Geochem. ed. M.H. Engler and S.A. Macko. Plenum Press, New York, 419–442.
  33. Petersen H.I., Andsbjerg J., Bojesen-Koefoed J.A., Nytoft H.P. (2000). Coal-generated oil: source rock evaluation and petroleum geochemistry of the Lulita oilfield, Danish North sea. J. Pet. Geol. 23(1), 55–90.
  34. Powell T.G., Boreham C.J., Smyth M., Russell N., Cook A.C. (1991). Petroleum source rock assessment in non-marine sequences: pyrolysis and petrographic analysis of Australian coals and carbonaceous shales. Org. Geochem. 17 (3), 375–394.
  35. Radke M., Welte D.H., Willsch H. (1986). Maturity parameters based on aromatic hydrocarbons: Influence of the organic matter type. Org. Geochem. 10(1-3), 51–63.
  36. Safaei-Farouji M., Liu B., Gentzis T., Wen Z., Ma Z., Bai L., Ostadhassan M. (2023). Geochemical evolution of kerogen type III during hydrous pyrolysis: A case study from the Damoguaihe Formation, Hailar Basin, China. Geoenergy Sci. Eng. 228, 211947.
  37. Snowdon L.R. (1991). Oil from Type III organic matter: resinite revisited. Org. Geochem. 17 (6), 743–747.
  38. Wilkins R.W.T, George S.C. (2002). Coal as a source rock for oil: a review. Int. J. Coal Geol. 50(1–4), 317–361.
  39. Yasser A., Mahmoudi A.E., Radwan A.A., Leila M. (2024). Investigating the hydrocarbon potential of the Paleogene coal seams in Kapuni field, Taranaki basin, New Zealand: Implications for coal-oil correlation. Marine and Petroleum Geology. 168, 107009.
  40. Zhao C., Cheng K. (1998). Expulsion and primary migration of the oil derived from coal. Sci. China Earth Sci. Series D. 41(4), 345–353.

Supplementary files

Supplementary Files
Action
1. JATS XML
Download

Copyright (c) 2025 Russian Academy of Sciences

Согласие на обработку персональных данных

 

Используя сайт https://journals.rcsi.science, я (далее – «Пользователь» или «Субъект персональных данных») даю согласие на обработку персональных данных на этом сайте (текст Согласия) и на обработку персональных данных с помощью сервиса «Яндекс.Метрика» (текст Согласия).