кероген – Геологія і геохімія горючих копалин

Опубліковано Березень 2026Квітень 2026 від GGCMJournal

ОБЧИСЛЕННЯ МЕТАНОГЕНЕРАЦІЙНОЇ ЗДАТНОСТІ ВИКОПНОЇ ОРГАНІЧНОЇ РЕЧОВИНИ

Головна > Архів > № 1 (201) 2026 > 51–62

Geology & Geochemistry of Combustible Minerals No. 1 (201) 2026, 51–62

ISSN 0869-0774 (Print), ISSN 2786-8621 (Online)

https://doi.org/

Юрій ХОХА^a, Олександр ЛЮБЧАК^b, Мирослава ЯКОВЕНКО^c
Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України, Львів, Україна

^аe-mail: khoha_yury@ukr.net, https://orcid.org/0000-0002-8997-9766
^be-mail: oleksandr.lyubchak@gmail.com, https://orcid.org/0000-0002-0700-6929
^ce-mail: myroslavakoshil@ukr.net, https://orcid.org/0000-0001-8967-0489

Анотація

Оцінювання здатності викопної органічної речовини до генерування метану є важливим завданням нафтогазової геохімії, оскільки метан становить значну частку природного газу, газоконденсату та присутній у розчиненій формі в нафті. У роботі обґрунтовано спрощений підхід до кількісного опису утворення CH₄ у системі «тверда органічна матриця – флюїд», який поєднує структурну оцінку запасу метильних фрагментів –CH₃ у матриці керогену/вугілля/торфу та кінетичний контроль виходу метану. Показано, що термодинамічні моделі рівноваги коректно визначають верхню межу потенційного виходу метану, однак у природних умовах процес є переважно кінетично контрольованим; тому доцільним є введення інтегрального кінетичного параметра – характеристичного часу τ, який визначають з початкового нахилу кінетичної кривої CH₄(t). Запропоновано узагальнену стехіометрично коректну кінетичну схему для радикального утворення CH₄, введено коефіцієнт реакційної доступності метильного пулу α ≤ 1 та описано експериментально-аналітичний протокол для визначення метаногенераційної здатності. Методологія сумісна з сучасними підходами (FTIR із деконволюцією смуг, кількісний твердофазний ¹³C MAS ЯМР, піроліз-GC/GC-MS, Rock-Eval) і придатна для порівняльних досліджень органічної речовини різного походження та ступеня зрілості.

Повний текст

Ключові слова

органічна речовина, кероген, метан, метаногенерація, кінетика, FTIR, ¹³C MAS ЯМР, програмований піроліз

Використані літературні джерела

Вергельська, Н. В. (2016). Теоретичні основи перервно-неперервного формування вугільно-вуглеводневих формацій [Автореф. дис. д-ра геол. наук, НАН України, Інститут геологічних наук]. Київ.

Жеребецька, Л., Хоха, Ю., Любчак, О., & Храмов, В. (2011). Механізм генерації метану з органічної частини вугілля. Геологія і геохімія горючих копалин, 1–2(154–155), 56–57.

Хоха, Ю., Любчак, О., & Яковенко, М. (2019). Термодинаміка трансформації керогену ІІ типу. Геологія і геохімія горючих копалин, 3(180), 25–40. https://doi.org/10.15407/ggcm2019.03.025

Хоха, Ю. В., Павлюк, М. І., Яковенко, М. Б., & Любчак, О. В. (2020). Термодинамічна реконструкція режимів еволюції органічної речовини Дніпровсько-Донецької западини. Збірник наукових праць Інституту геологічних наук НАН України, 13, 3–13. https://doi.org/10.30836/igs.2522-9753.2020.215156

Храмов, В., & Любчак, О. (2009). Механізм генерації метану в поровому просторі вугілля. Геологія і геохімія горючих копалин, 3–4(148–149), 44–54.

Behar, F., Beaumont, V., & Penteado, H. L. de B. (2001). Rock-Eval 6 technology: performances and developments. Oil & Gas Science and Technology, 56(2), 111–134. https://doi.org/10.2516/ogst:2001013

Galimov, E. M. (1988). Sources and mechanisms of formation of gaseous hydrocarbons in sedimentary rocks. Chemical Geology, 71(1–3), 77–95. https://doi.org/10.1016/0009-2541(88)90107-6

Henry, A. A., & Lewan, M. D. (1999). Comparison of kinetic-model predictions of deep gas generation (No. 99-326). U.S. Department of the Interior, U.S. Geological Survey. https://doi.org/10.3133/ofr99326

Ibarra, J. V., Muñoz, E., & Moliner, R. (1996). FTIR study of the evolution of coal structure during the coalification process. Organic Geochemistry, 24(6–7), 725–735. https://doi.org/10.1016/0146-6380(96)00063-0

Johnson, R. L., & Schmidt-Rohr, K. (2014). Quantitative solid-state ¹³C NMR with signal enhancement by multiple cross polarization. Journal of Magnetic Resonance, 239, 44–49. https://doi.org/10.1016/j.jmr.2013.11.009

Kenney, J. F., Kutcherov, V. A., Bendeliani, N. A., & Alekseev, V. A. (2002). The evolution of multicomponent systems at high pressures: VI. The thermodynamic stability of the hydrogen–carbon system: The genesis of hydrocarbons and the origin of petroleum. Proceedings of the National Academy of Sciences, 99(17), 10976–10981. https://doi.org/10.1073/pnas.172376899

Khokha, Yu. V., Yakovenko, M. B., & Lyubchak, O. V. (2020). Entropy maximization method in thermodynamic modelling of organic matter evolution at geodynamic regime changing. Geodynamics, 2(29), 79–88. https://doi.org/10.23939/jgd2020.02.079

Kuwatsuka, S., Tsutsuki, K., & Kumada, K. (1978). Chemical studies on soil humic acids: 1. Elementary composition of humic acids. Soil Science and Plant Nutrition, 24(3), 337–347. https://doi.org/10.1080/00380768.1978.10433113

Lai, D., Zhan, J. H., Tian, Y., Gao, S., & Xu, G. (2017). Mechanism of kerogen pyrolysis in terms of chemical structure transformation. Fuel, 199, 504–511. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2017.03.013

Sweeney, J. J., & Burnham, A. K. (1990). Evaluation of a simple model of vitrinite reflectance based on chemical kinetics. AAPG Bulletin, 74(10), 1559–1570. https://doi.org/10.1306/0C9B251F-1710-11D7-8645000102C1865D

Tissot, B. P., & Welte, D. H. (2013). Petroleum formation and occurrence. Springer Science & Business Media.

Wei, L., Yin, J., Li, J., Zhang, K., Li, C., & Cheng, X. (2022). Mechanism and controlling factors on methane yields catalytically generated from low-mature source rocks at low temperatures (60–140 °C) in laboratory and sedimentary basins. Frontiers in Earth Science, 10, 889302. https://doi.org/10.3389/feart.2022.889302

Надійшла до редакції: 25.01.2026 р.
Прийнята до друку: 20.02.2026 р.
Опублікована: 2026 р.

Опубліковано Січень 2020Травень 2021 від GGCMJournal

ВИЗНАЧЕННЯ КІЛЬКОСТІ КЕРОГЕНУ, НЕОБХІДНОГО ДЛЯ ФОРМУВАННЯ РОДОВИЩ ВУГЛЕВОДНІВ ЗАХІДНОГО НАФТОГАЗОНОСНОГО РЕГІОНУ УКРАЇНИ

Головна > Архів > № 1 (182) 2020 > 52-61

Geology & Geochemistry of Combustible Minerals No. 1 (182) 2020, 52-61.

https://doi.org/10.15407/ggcm2020.01.052

Юрій ХОХА, Олександр ЛЮБЧАК, Мирослава ЯКОВЕНКО, Дмитро БРИК
Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України, Львів, e-mail: igggk@mail.lviv.ua

Анотація

Розглянуто питання визначення максимальної кількості вуглеводнів, які можуть генеруватися керогеном, з допомогою термодинамічних методів. Показано, що хімічний склад природного газу або газоконденсату несе в собі інформацію щодо генеративної здатності керогену, з якого він формувався. На основі дослідів з піролізу керогену ІІ та І типів та термодинамічних розрахунків методом максимізації ентропії, створена методика визначення кількості керогену, з якого утворився газ, який містить 1 дм³ метану за заданого співвідношення ізомерів бутану. Одержані дані інтерпретовані як показник зрілості керогену в контексті глибини його деструкції із виділенням низькомолекулярних складових нафти і газу.

Розроблений метод застосовано до родовищ вуглеводнів Західного нафтогазоносного регіону України. За результатами розрахунку побудовані картосхеми розподілу кількості метану, згенерованого керогеном ІІ типу. Встановлено, що кероген, який був вихідним матеріалом для родовищ вуглеводнів Бориславсько-Покутського нафтогазоносного району, майже вичерпав свій газогенераційний потенціал. Натомість кероген газових та газоконденсатних родовищ Більче-Волицького нафтогазоносного району ще зберіг потенціал для генерування вуглеводнів.

Повний текст

Ключові слова

кероген, ізомери бутану, термодинамічне моделювання, газогенераційний потенціал.

Використані літературні джерела

Іванюта, М. М. (Ред.). Атлас родовищ нафти і газу України (Т. 4–5). (1998). Львів: Центр Європи.

Тиссо, Б., Вельте, Д. (1981). Образование и распространение нефти. Москва: Мир.

Хоха, Ю., Любчак, О., Яковенко, М. (2018). Вплив температурного режиму на газогенераційний потенціал гумінових кислот органічної речовини. Геологія і геохімія горючих копалин, 3–4 (176–177), 37–47.

Хоха, Ю., Любчак, О., Яковенко, М. (2019). Термодинаміка трансформації керогену ІІ типу. Геологія і геохімія горючих копалин, 3 (180), 25–40.

Behar, F., Beaumont, V., & Penteado, H. L. De B. (2001). Rock-Eval 6 Technology: Performances and Developments. Oil & Gas Science and Technology – Rev. IFP, 56 (2), 111–134.

Gai, H., Tian, H., & Xiao, X. (2018). Late gas generation potential for different types of shale source rocks: Implications from pyrolysis experiments. International Journal of Coal Geology, 193, 16–29.

Langford, F. F., & Blanc-Valleron, M.-M. (1990). Interpreting Rock-Eval pyrolysis data using graphs of pyrolizable hydrocarbons vs. total organic carbon. AAPG Bulletin, 74 (6), 799–804.

Li, J., Li, Z., Wang, X., Wang, D., Xie, Z., Li, J., Wang, Y., Han, Z., Ma, C., Wang, Z., Cui, H., Wang, R., & Hao A. (2017). New indexes and charts for genesis identification of multiple natural gases. Petroleum Exploration and Development, 44 (4), 535–543.

Magnier, C., & Huc, A. Y. (1995). Pyrolysis of asphaltenes as a tool for reservoir geochemistry. Organic Geochemistry, 23 (10), 963–967.

Peters, K. E. (1986). Guidelines for Evaluating Petroleum Source Rock Using Programmed Pyrolysis. AAPG Bulletin, 70 (3), 318–329.

Prinzhofer, A., Mello, M. R., & Takaki, T. (2000). Geochemical Characterization of Natural Gas: A Physical Multivariable Approach and its Applications in Maturity and Migration Estimates. AAPG Bulletin, 84 (8), 1152–1172.

Wood, J. M., & Sanei, H. (2016). Secondary migration and leakage of methane from a major tight-gas system. Nature Communications, 7, Article 13614. https://doi.org/ 10.1038/ncomms13614

Опубліковано Грудень 2019Листопад 2021 від GGCMJournal

РІВНОВАЖНІ ТЕМПЕРАТУРИ ФОРМУВАННЯ ВУГЛЕВОДНЕВИХ ГАЗІВ В ОСАДОВИХ ТОВЩАХ ЗАХІДНОГО НАФТОГАЗОНОСНОГО РЕГІОНУ УКРАЇНИ (за даними термодинамічного моделювання)

Головна > Архів > №4 181 (2019) > 66-77

Geology & Geochemistry of Combustible Minerals No. 4 (181) 2019, 66-77.

https://doi.org/10.15407/ggcm2019.04.066

Юрій Хоха, Мирослава Яковенко, Олександр Любчак, Дмитро Брик
Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України, Львів,
e-mail: igggk@mail.lviv.ua

Анотація

Розглянуто питання інтерпретації компонентного складу природних газів з точки зору їхньої еволюції. Виокремлені доступні для вивчення параметри, які демонструють сильну кореляцію з умовами утворення, міграції та накопичення природних вуглеводневих газів. Серед цих параметрів для термодинамічного аналізу відібрано співвідношення ізомерної форми бутану до нормальної як надійний показник температурного режиму деструкції керогену.

Методом, що базується на формалізмі Джейнса, розраховано склад рівноважної системи гази/кероген в умовах осадової товщі для двох теплових потоків – 75 та 100 мВт/м². Серед вуглеводневої компоненти газів обчислювався вміст усіх ізомерних форм бутану і пентану, а також метану, етану та пропану. За результатами обчислень виявлено монотонну залежність рівноважної температури та глибини утворення від відношення ізобутану до н-бутану (i-C₄/n-C₄).

Для 59 родовищ Західного нафтогазоносного регіону, відомості про яких містили дані i-C₄/n-C₄, визначено рівноважні температури утворення та побудовано їхні картосхеми. Аналіз картосхем показав наявність двох чітко виражених температурних максимумів, зосереджених у Бориславсько-Покутському нафтогазоносному районі на перетині регіональних розломів. Висунуто припущення про віддалення джерела вуглеводнів від сучасного покладу.

Повний текст

Ключові слова

кероген, Західний нафтогазоносний район, ізомери бутану, еволюція газу, температура утворення, формалізм Джейнса.

Використані літературні джерела

Атлас родовищ нафти і газу України (Т. 4). (1998). Львів: Центр Європи.

Крупський, Ю. З. (2001). Геодинамічні умови формування і нафтогазоносність Карпатського та Волино-Подільського регіонів України. Київ: УкрДГРІ.

Тиссо, Б., Вельте, Д. (1981). Образование и распространение нефти. Москва: Мир.

Хоха, Ю. В. (2014). Термодинаміка глибинних вуглеводнів у прогнозуванні регіональної нафтогазоносності. Київ: Наукова думка.

Хоха, Ю. В., Любчак, О. В., Яковенко, М. Б. (2019). Термодинаміка трансформації керогену ІІ типу. Геологія і геохімія горючих копалин, 3 (179), 25–40.

Bell, I. H., Wronski, J., Quoilin, S., & Lemort, V. (2014). Pure and Pseudo-Pure Fluid Thermophysical Property Evaluation and the Open-Source Thermophysical Property Library CoolProp. Industrial & Engineering Chemistry Research, 53 (6), 2498–2508.

Prinzhofer, A., & Battani, A. (2003). Gas Isotopes Tracing: an Important Tool for Hydrocarbons Exploration. Oil & Gas Science and Technology – Rev. IFP, 58 (2), 299–311.

Vandenbroucke, M., & Largeau, C. (2007). Kerogen origin, evolution and structure. Organic Geochemistry, 38, 719–833.

Wood, J. M., & Sanei, H. (2016). Secondary migration and leakage of methane from a major tight-gas system. Nature Communications, 7. https://doi.org/10.1038/ncomms13614