Оценка ресурсного потенциала высокоуглеродистых пород сарайлинской толщи в пределах юго-восточного склона Северо-Татарского свода (Республика Татарстан)

Введение

В Волго-Уральском нефтегазоносном бассейне основной нефтегазоматеринской формацией является доманиковая высокоуглеродистая формация. С ней связана существенная доля нефтеносности палеозойского комплекса (Баженова, 2017). Помимо доманиковых высокоуглеродистых отложений потенциальные нефтегазоматеринские толщи выделяются в рифей-вендских отложениях (Башкова, Белоконь, 2008; Башкова и др., 2011; Кожанов и др., 2021), глинистых породах среднего девона, терригенных и карбонатных разностях тиманского горизонта, угленосных породах визейского яруса, аргиллитах верейского горизонта и терригенно-карбонатных породах пермской системы (Родионова, Максимов, 1981).

Степень зрелости отложений доманиковой высокоуглеродистой формации на территории Республики Татарстан находится в пределах градаций ПК3-МК1 (Ананьев, 2010). При этом восточная и юго-восточная части республики характеризуются одной из наибольших плотностей запасов нефти во всем бассейне (Муслимов, 2007; Хисамов и др., 2021).

В Нижнекамском нефтегазоносном районе, расположенном в пределах изучаемой территории, открыты такие месторождения, как Первомайское, Бондюжское, Комаровское, Елабужское и ряд других. Повышенная плотность запасов углеводородов (УВ) в данном районе обусловливает необходимость оценки генерационного потенциала всех возможных нефтегазоматеринских свит. Отдельный интерес вызывают малоизученные отложения сарайлинской толщи турнейского яруса, которые рассматриваются в качестве перспективного объекта для дальнейшего изучения. Данные отложения распространены в пределах осевой и бортовой зон Нижнекамского прогиба, входящего в состав Камско-Кинельской системы прогибов, и могут давать вклад в нефтегазоносность территории.

Отложения сарайлинской толщи содержат нефтематеринские породы в турнейском ярусе на территории Республики Татарстан. По своим свойствам в охарактеризованном керном интервале они являются аналогами верхнефранско-фаменских отложений (Варламов и др., 2017). Однако в рамках принятых в настоящее время методических рекомендаций по подсчету запасов нефти в доманиковых продуктивных отложениях, утвержденных ФБУ «ГКЗ» 17 ноября 2023 г. (https://gkz-rf.ru/ets/metodiki#page-accord-923), отложения не могут относиться к доманиковым продуктивным отложениям ввиду стратиграфической приуроченности к турнейскому ярусу.

Высокая выработанность запасов из высокопористых и высокопроницаемых коллекторов, а также значительная степень изученности недр региона (Хисамов и др., 2021) требуют активного поиска и разведки трудноизвлекаемых углеводородных ресурсов. В этом контексте сарайлинская толща представляет собой перспективный объект для исследований и оценки.

В рамках работы проведены геохимические исследования уникального кернового материала. Проведен анализ распределения геохимических параметров в разрезе двух скважин. Результаты были дополнены данными литолого-фациальных и биоседиментологических исследований. Выявленные взаимосвязи различных исследований позволяют корректно оценить ресурсный потенциал отложений. На основании полученных результатов можно установить их вклад в общую нефтегазоносность юго-восточной части Северо-Татарского свода и сопредельных территорий, а также оценить их ресурсный потенциал в качестве объекта для разработки трудноизвлекаемых ресурсов.

Проводимые в данной работе исследования направлены на:

• изучение геологического строения и геохимических характеристик отложений сарайлинской толщи в осевой части Нижнекамского прогиба;
• оценку ресурсного потенциала изучаемых отложений на основе результатов пиролитических исследований керна из охарактеризованных интервалов.

Полученные данные не только уточнят характеристики сарайлинской толщи, но и создают основу для поиска трудноизвлекаемых ресурсов УВ, связанной с выявлением зон повышенного преобразования органического вещества (ОВ) и оценкой количества сформировавшейся нефти. Для повышения точности оценки ресурсного потенциала сарайлинской толщи требуется разработка новых алгоритмов и методов. Данные методы должны учитывать не только изменчивость литологических и геохимических параметров, но и результаты интеграции данных сейсмических, скважинных и геофизических исследований. Применение таких подходов позволит создать более достоверные модели, повысить точность прогноза и выделить перспективные зоны для дальнейшей разработки трудноизвлекаемых ресурсов УВ.

Геологическое строение

Исследуемая территория в тектоническом отношении приурочена к юго-восточному склону Северо-Татарского свода. В позднефранско-турнейское время на ней сформировался и развивался Нижнекамский прогиб Камско-Кинельской системы прогибов, который наложен на юго-восточный борт Северо-Татарского свода (рис. 1) (Валеева и др., 2016).

Палеозойский осадочный чехол представлен терригенными и карбонатными отложениями девонской, каменноугольной и пермской систем. Нефтегазоносный девонской комплекс включает среднефранско-турнейский интервал. Доманиковый (ранее – семилукский (Дюнин, Корзун, 2005)) горизонт сложен кероген-кремнисто-карбонатными породами. В последующее речицко-турнейское время заложился и развивался Нижнекамский некомпенсированный прогиб, для которого выделяются палеофациальные зоны мелководно-морского шельфа, склона и депрессионной внутришельфовой впадины. В центральной части существовали относительно глубоководные обстановки, в которых в условиях некомпенсированного осадконакопления продолжалось формирование кероген-карбонатно-кремнистых пород доманиковой высокоуглеродистой формации (Ступакова и др., 2017). С течением времени происходило последовательное заполнение депрессионной части прогиба с бортов. В интервале от нижней границы турнейского яруса до подошвы перекрывающих карбонатных пород кизеловского горизонта либо терригенных отложений другого (посттурнейского) возраста в осевых и бортовых зонах Камско-Кинельской системы прогибов на территории Республики Татарстан выделяются отложения сарайлинской толщи, представленные доманикитами с прослоями глин, алевролитов и известняков, для пород характерно повышенное содержание ОВ (Сафаров и др., 2025). Комплекс терригенных пород визейского яруса является толщей заполнения Нижнекамского прогиба. В казанском веке на юго-восточном склоне Северо-Татарского свода сформировалась система валов (Первомайский, Бондюжский и др.) (Хисамов, 2006, 2010).

Материалы и методы

Исследование отложений сарайлинской толщи, а также подстилающих и перекрывающих пород базируется на значительном объеме фактического материала: данных сейсморазведки, геофизических исследований более 1500 скважин. Выполнен анализ сейсмофаций, определены толщины пластов, параметры цикличности разреза, литофаций и дана интегральная оценка нефтегазоносности изучаемого комплекса. В ходе работ по изучению ресурсного потенциала сарайлинской толщи исследовался керновый материал нижней части разреза, отобранный в последние годы при бурении в осевой (скважина 1) и бортовой (скважина 2) зонах северного борта Нижнекамского некомпенсированного прогиба.

После получения кернового материала из пробуренных скважин проведены литологическое и биоседиментологическое описания, определение элементного и минералогического состава, петрофизические исследования и фациальный анализ. По конодонтам выполнена палеонтологическая стратификация.

Оценка ресурсного потенциала производилась на основании результатов пиролитических исследований, проведенных в трех независимых лабораториях: в лаборатории исследования керна (ЛИК) Института «ТатНИПИнефть» ПАО Татнефть им. В.Д. Шашина, лаборатории Института геологии и нефтегазовых технологий КФУ и лаборатории геохимии горючих ископаемых МГУ им. М.В. Ломоносова. Первыми двумя лабораториями отбирались образцы различных литотипов. Специалисты МГУ производили дополнительный отбор образцов для проведения специальных исследований. Дополнительно отобрано 11 образцов (рис. 2). Всего исследован 151 образец. Изучаемые интервалы отбора керна в скважинах охарактеризованы в целом равномерно.

Пиролитические исследования неэкстрагированных образцов проводились с использованием различной приборной базы. В КФУ применялась система, состоящая из пиролитической ячейки EGA/PY3030D, хроматографа Agilent 7890B и масс-селективного детектора Agilent 5977B. Навеска составляла 300–500 мкг, разложение компонентов проходило в токе гелия. В печи производился ступенчатый нагрев: на первой ступени со скоростью 600 °С/мин со 100 до 300 °С с регистрацией пика S1, на второй ступени – со скоростью 30 °С /мин с 300 до 650 °С с регистрацией пика S2 и значения Tmax. Система калибровалась по стандартному образцу IFP 160000. Полученные пирохроматограммы проинтегрированы в программе MSD ChemStation DA. Для определения содержания органического углерода использовался элементный CHN-анализатор Perkin Elmer II Series, в образцах предварительно удалялись карбонаты.

Пиролитические исследования в других лабораториях производились по одинаковой стандартной методике Rock-Eval (Espitalié et al., 1977, 1985). Использовался пиролизатор HAWK Resource Workstation (Wildcat Technologies, США), исследовалась навеска массой 30 мг (± 1 мг). В лаборатории МГУ при проведении пиролиза после экстракции методика не изменялась.

Горячая экстракция хлороформом измельченных образцов проводилась без сбора экстракта. Для экстракции применялся аппарат Сокслета. Горячая экстракция проводилась до достижения концентрации битумоидов в растворителе менее 0,000625 % (балл свечения в ультрафиолете 3 или меньше).

Для получения однокомпонентных кинетических спектров использовался пиролизатор HAWK Resource Workstation (Wildcat Technologies, США). Для каждого экстрагированного измельченного образца проводился пиролиз при пяти скоростях нагрева: 3, 5, 10, 30 и 50 °С/ мин в диапазоне температур от 300 до 650 °С. Полученные спектры обрабатывались в программе KINETICS2015 (GeoIsoChem Corporation). При расчете кинетических спектров использовался нефиксированный частотный фактор.

Результаты пиролитических исследований

Результаты пиролитических исследований, полученные в разных лабораториях, были обобщены и представлены в виде геолого-геохимических планшетов. В качестве примера изменения параметров по разрезу на рис. 3 приведён геолог-геохимический планшет скважины 2. Для сопоставления литологических и пиролитических характеристик справа на планшетах представлены литологические колонки, составленные специалистами КФУ, также вынесены сведения о стратиграфической приуроченности отложений с достоверно определенной границей между девонской и каменноугольной системами.

По параметру TOC установлен большой разброс значений 0,2 до 17,7% (табл. 1). Разрез скважины 1 характеризуется большим содержанием органического углерода в турнейских отложениях. Наблюдается снижение ТОС для терригенных пород. В разрезе чередуются зоны с повышенными и пониженными значениями. В разрезе скважины 2 при схожей закономерности фиксируется тренд к возрастанию с глубиной.

Параметр S0 изменяется в диапазоне 0,05–1,4 мг УВ/г породы при среднем значении около 0,4 и медиане 0,3 для каждой скважины. Параметр S1 в скважинах изменяется от 0,05 до 3,5 мг УВ/г породы, и в среднем составляет 1,3 для скважины 1 и 0,6 для скважины 2. Наблюдается чередование зон с повышенными значениями на уровне 1,8–3 мг УВ/г породы и зон с низкими показателями (менее 1 мг УВ/г породы), значения параметра коррелируют со значениями параметра TOC. Параметр S2 изменяется в диапазоне от 0,6 до 123 мг УВ/г породы при среднем 30,6 в скважине 1 и 18 для скважине 2. Значения также коррелируют с TOC. По параметру Тmax наблюдается вариация значений в диапазоне 418–444 °С. Показатели водородного индекса изменяются от 150 до 800 мг УВ/г TOC.

Обобщая вышеизложенное, можно отметить, что в разрезах обеих скважин фиксируется изменение параметров S1, S2 и TOC по разрезу, выражающееся в периодическом снижении и возрастании показателей. В разрезах фиксируются отдельные интервалы с повышенными или пониженными значениями, осложняющие общие закономерности. Средние значения параметров S1, S2 и TOC в скважине 1 превосходят таковые в скважине 2, в первую очередь для интервала сарайлинской толщи (турнейского яруса).

При сравнении результатов пиролиза до и после экстракции установлено, что экстракция привела к незначительному снижению содержание органического углерода в среднем на 5% от исходного значения (табл. 2). После экстракции почти не фиксируются пики S0 и S1. Значения S2 закономерно снизились у экстрагированных образцов в среднем на 15,7% для образцов скважины 1 и 22,1% для образцов из скважины 2, разница значений обозначалась как параметр ΔS2. Параметр Tmax для большинства образцов либо остался неизменным, либо возрос на 1–3 градуса.

Поскольку в разрезе варьируют значения водородного индекса, органическое вещество может отличаться по природе. Для проверки этих различий были получены кинетические спектры энергии деструкции связей, которые позволят не только сравнить кероген между собой, но и получить данные для бассейнового моделирования и оценки перспектив изучаемой территории. Кинетические спектры получены для четырех образцов (рис. 4). Частотные факторы кинетических спектров различны и изменяются от 1,7–3,6 × 1012 до 1,9 × 1014 с-1. Однокомпонентные кинетические спектры имеют близкое к гауссовому распределение энергий активаций, значения изменяются в диапазоне от 43 до 54 ккал/моль. Общая доля разрываемых связей при трёх наиболее эффективных энергиях активации (максимум на спектре), составляет 88–92%. По кинетическим характеристикам керогены можно разделить на две группы: для образцов 2–20 и 1–20-a рассчитанные частотные факторы меньше, чем для других, пики максимумов приходятся на значения энергии активации 48–49 ккал/моль, форма спектров схожа. Для образцов 1–15 и 2–21 характерно смещение распределения в область больших значений энергии активации (максимумы при 52–54 ккал/моль).

Обсуждение результатов

Сравнение результатов, полученных в разных лабораториях, показало, что данные не противоречат друг другу и выстраиваются в общую закономерность изменения пиролитических параметров по разрезу. Нефтегазоматеринскими породами считаются осадочные породы, содержащие ОВ, способные генерировать и выделять в процессе лито-генетическойческой эволюции жидкие и газообразные углеводороды, способные к аккумуляции (Баженова и др., 2012). Для карбонатных нефтегазоматеринских пород значение TOC должно превышать 0,3, а для терригенных – 0,5% (Тиссо, Вельте, 1981). На основе данных критериев отложения сарайлинской толщи являются нефтегазоматеринскими. При разделении на группы по содержанию ОВ установлено, что в скважине 1 44% образцов сарайлинской толщи относятся к доманикитам (5 < TOC < 25%), 54 % к доманикоидам (0,5 < TOC < 5%) и лишь 2% к субдоманикоидам (0,1 < TOC < 0,5%) (Систематика и классификации…, 1998). В скважине 2 20,5% образцов приходится на доманикиты, 77% на доманикоиды и 2,5% – на субдоманикоиды. Стоит отметить, что на средние значения оказывало влияние количество отобранных образцов из разных интервалов, поэтому соотнощшение доманикитов и доманикоидов может отличаться от приведённых цифр как в конкретных скважинах, так и по территории.

В ходе литологических, биоседиментологических и геохимических исследований кернового материала, проведенного специалистами КФУ, по двум скважинам установлено, что сарайлинская толща сложена темноокрашенными кероген-кремнисто-карбонатными и терригенными породами с высоким содержанием ОВ, которые чередуются с карбонатными разностями. В разрезах выделяются как интервалы с частой сменой литотипов, так и более мощные интервалы пород одинакового состава мощностью 4–8 м. В составе отложений, охарактеризованных керном, выделяется 9 литологических типов: доманикиты и доманикоиды представлены алевритовыми, алевро-глинистыми и глинистыми разностями, а также микробиальными известняками; карбонатно-терригенные породы, которые характерны для верхних частей интервалов отбора керна, включают алевролиты, глинистые алевролиты, аргиллитоподобные глины и биокластовые известняки. Литологическим типам пород соответствуют определенные биофации. Алевритовые и глинистые доманикоидные породы, а также микробиальные известняки характеризуют анаэробные биофации. Алевро-глинистые и алевритовые доманикоидные породы с линзовидными включениями характеризуют дизаэробные (переходные) биофации. Биотурбированные известняки и терригенные породы характеризуют кислородные биофации. Строение разреза обеих скважин свидетельствует о принципиальной схожести разрезов и обстановок осадконакопления. Однако в скважине 1 в интервале сарайлинской толщи больше мощность доманикоидных пород, для которых характерны анаэробные биофации, а в скважине 2 в сарайлинской части разреза больше доля микробиальных известняков, доманикоидные породы в равной степени накапливались в анаэробных и дисанаэробных условиях. Данные закономерности объясняют большие концентрации органического углерода в доманикоидных породах сарайлинской толщи в скважине 1.

При анализе пиролитических данных и литологического расчленения разреза установлено, что в скважине 1 повышенные и высокие значения пиролитических параметров TOC, S1, S2 и HI характерны для алевритовых и глинистых доманикоидных разностей, относительно пониженные значения – для образцов алевро-глинистых пород. Образцы микробиальных известняков характеризуются наименьшим количеством ОВ (TOC < 1%), однако их охарактеризованность керновыми исследованиями недостаточна для получения статистически корректного вывода. В скважине 2 выделяется верхняя часть разреза, представленная терригенными породами, для интервала 67–69 м по 20 результатам установлена геохимическая однородность характеристик глинистых алевролитов. В нижезалегающих доманикоидных породах этой скважины затруднительно установить связь изменения значений в зависимости от литологического типа. Крайне низкие значения TOC характерны как для микробиальных известняков, так и для алевролитовых доманикоидов. Особенности распределения параметров в фаменской части разреза скважины 2, предположительно, связаны с частой сменой аэробных и анаэробных режимов условий осадконакопления и реакцией биоты на данные изменения.

При анализе распределения S2 от TOC установлено, что практически все точки укладываются на одной прямой (рис. 5). Это свидетельствует о схожем типе ОВ в пределах исследуемых отложений в охарактеризованном керном разрезе и в различных зонах Нижнекамского прогиба. Отклонение некоторых точек с высокими значениями TOC, вероятно, обусловлено повышенным содержанием высокомолекулярных УВ соединений либо наличием другого типа керогена.

Значения водородного индекса после экстракции лежат в пределах 370–580 мг УВ/г TOC. С учётом низких значений параметра Tmax, свидетельствующих о низкой преобразованности керогена, можно утверждать, что тип керогена преимущественно II, изредка встречаются породы с переходным II–III типом керогена. (рис. 6). Этот вывод подтверждается формой кинетических спектров, характеризующихся симметрией и разделением основного выхода УВ между пятью различными значениями энергии активации.

Степень зрелости ОВ исследуемых пород низкая, показатели Tmax экстрагированных образцов не превышают 429 °С в скв. 1 и 434 °С в скв. 2. Отложения в геологическом прошлом лишь начинали входить в главную зону нефтеобразования, а степень катагенеза соответствует градациям ПК3-МК1 (Espitalie et al., 1977). Данные заключения подтверждаются симметрией кинетического спектра, вероятно, реакции деструкции керогена с низкими энергиями активации не протекали.

Различия свойств для исследованных типов разрезов

В ходе работ по изучению нижнекаменноугольных отложений Нижнекамского прогиба на основе новых геолого-геофизических данных были актуализированы типы разрезов для юго-восточной части Северо-Татарского свода. Выделение типов разреза основано на изменении литологического состава и мощности отложений турнейского возраста в различных зонах Нижнекамского прогиба. Как было отмечено выше, литологически интервал сарайлинской толщи нижнекаменноугольного возраста сложен доманикитами с прослоями глин, алевролитов и известняков (Сафаров и др., 2025). В результате анализа данных и сопоставления с результатами каротажа разрезы классифицированы на пять основных типов: саитовский, сарайлинский, кабык-куперский 1-й тип, кабык-куперский 2-й тип и переходный (рис. 7). Для кабык-куперского 1-го типа характерно преобладание отложений сарайлинской толщи, выше перекрываемых карбонатными породами турнейского яруса. Данный тип приурочен к бортовой зоне прогиба, ему соответствует разрез скважины 2. Для кабык-куперского 2-го типа характерно сокращение толщины отложений сарайлинской толщи и перекрывающих карбонатных отложений, при этом значительно возрастает толщина радаевско-елховских отложений. В пределах изучаемой территории скважина 1 располагается в центральной части распространения кабык-куперского 2-го типа разреза, который, в свою очередь, приурочен к депрессионной части северного борта Нижнекамского прогиба.

В соответствии с результатами геолого-геохимических исследований определено, что в депрессионной части породы сарайлинской толщи по сравнению с бортовой обладают большими перспективами для генерации и аккумуляции нефти. В разрезах депрессионной части больше доля доманикитов. Отложения из первой скважины имеют повышенные значения S1 и S2, тем самым с учетом повышенного содержания ТОС обладают большим ресурсным потенциалом по сравнению с отложениями нижней части сарайлинской толщи в северной бортовой зоне Нижнекамского прогиба.

Оценка ресурсного потенциала сарайлинской толщи для кабык-куперского 2-го типа разреза

На основании полученных пиролитических данных из нижней части разреза, а также выделенных закономерностей связи геохимических параметров с литологическими типами оценен линейный ресурсный потенциал пород сарайлинской толщи на исследуемой территории в охарактеризованном керном интервале для кабык-куперского 2-го типа разреза в пределах северной бортовой части Нижнекамского прогиба.

Распределение литологических типов в разрезе требует уточнения, однако на основе данных сейсморазведки и каротажа толщина отложений изменяется незначительно, возрастая в направлении бортовой зоны. Предполагается общая схожесть литологического наполнения в пределах одной палеофациальной зоны. Благодаря сочетанию вышеописанных фактов возможно производить распространение определенных для скважины параметров в пределах полигона расчета. При отборе дополнительного кернового материала станет возможным уточнить изменчивость ресурсного потенциала пород по площади.

Для оценки линейных ресурсов ввиду неоднородности распределения геохимических свойств на основе литологического состава и результатов пиролиза была проведена кластеризация разреза. В интервале сарайлинской толщи, охарактеризованном керном, выделено 5 кластеров (рис. 8). Первый кластер представлен аргиллитоподобными глинами с включениями алевролитовых доманикоидных пород, для них характерны низкие значения TOC, S1, S2. Второй кластер представлен на 87% чередующимися доманикоидными породами и на 13% микробиальными известняками, для доманикоидов характерны средние относительно всего разреза пиролитические параметры, а для микробиальных известняков – наименьшие. Третий кластер сложен чередующимися алевритовыми и алевро-глинистыми доманикоидными породами примерно в равных долях, для пород кластера характерны высокие и очень высокие относительно разреза значения TOC, S1 и S2. Четвертый кластер практически всецело состоит из алеврито-глинистых доманикитных пород, для которых характерны низкие значения пиролитических параметров. Пятый кластер включает 4 литотипа: алевритовые (44%), глинистые (31%) и алеврито-глинистые (7%) доманикоиды, а также разделяющие их микробиальные известняки (18%). Для первых двух литотипов характерны высокие и очень высокие значения пиролитических параметров, для алеврито-глинистых доманикоидов – пониженные, а для микробиальных известняков – низкие значения.

В изучаемых породах фиксируется взаимосвязь пиролитических параметров и литотипов, это учитывалось при расчете средних значений. Для оценки ресурсного потенциала определялись среднеарифметические значения параметра для каждого литотипа в кластере, затем рассчитывались средневзвешенные значения параметра в кластере на основании вычисленных средних параметров для литотипов и их долей в разрезе кластера. Вычисленные средние и средневзвешенные параметры TOC, S1, S2 и HI для каждого кластера представлены на геолого-геохимическим планшете скважины 1 (рис. 8).

Для оценки общего ресурсного потенциала пород использовались данные пиролиза. На их основе для каждого кластера были рассчитаны ресурсы лёгких жидких УВ соединений по параметру S1 и ресурсы свех битумоидов в породе по сумме параметров S1 и ΔS2. Ввиду низкой степени катагенетической преобразованности пород сарайлинской толщи по параметру S2 после экстракции оценены ресурсы остаточного генерационного потенциала пород. После чего вычисленные значения ресурсов каждого кластера суммировались.

На основании определенных значений произведенный расчет ресурсов. Установлено, что в кластерах 1 и 4 количество лёгких углеводородов самое низкое и не превышает 1 кг/т. Количество тяжёлых углеводородных соединений в разрезе может достигать максимального значения ~12 кг на тонну породы. Преобладание значений ΔS2 над S1 свидетельствует о значительной доле высокомолекулярных соединений в составе жидких углеводородов.

Породы характеризуются высоким остаточным генерационным потенциалом керогена, для реализации которого необходимо применение технологий внутрипластового синтеза УВ. Наиболее высокие значения установлены для кластеров 3 и 5, значения достигают 460 кг/т ТОС. Наименее перспективным является кластер 1, который не будет рассматриваться как целевой ни для добычи имеющихся в породе углеводородных соединений, ни для специального воздействия на пласт.

Заключение

Проведенный комплекс исследований уникального кернового материала сарайлинской толщи, отобранного в двух скважинах из депрессионной и бортовой зон Нижнекамского прогиба, позволил выявить особенности литологического и фациального состава отложений. На основании пиролитических данных определены геохимические параметры пород и оценен ресурсный потенциал высокоуглеродистых отложений сарайлинской толщи.

В результате работы получены следующие основные выводы.

• Отложения сарайлинской толщи в осевой и бортовой частях прогиба в охарактеризованных керном интервалах представлены высокоуглеродистыми породами, преимущественно доманикитами и доманикоидами. На основе литологических, геохимических и петрофизических критериев их возможно определить как доманиковые продуктивные отложения.
• Установлено, что кероген пород сарайлинской толщи относится преимущественно ко II типу, в редких случаях к смешанному II–III типам. Степень преобразованности соответствует преимущественно ПК3, изредка к МК1.
• От бортовой к депрессионной зоне в северной части Нижнекамского некомпенсированеного прогиба возрастает толщина доманикитов и доманикоидов, а также увеличивается содержание ОВ.
• Определена связь геохимических параметров с литологическими типами в разрезах. Алевритовые и глинистые доманикиты, накапливавшиеся в анаэробных условиях, характеризуются наибольшим содержанием ОВ.
• Установлена изменчивость свойств пород по вертикали, поэтому была предложена кластеризация разреза на основе литологии и геохимических характеристик. Оценку ресурсного потенциала проводили для каждого кластера по отдельности, основываясь на средневзвешенных по толщине литотипов значениях параметров TOC, S1, S2, и HI.
• Оценен ресурсный потенциал сарайлинской толщи для кабык-куперского 2-го типа разреза. Отложения содержат углеводородные соединения в количестве до 14 кг/т и характеризуются высоким остаточным генерационным потенциалом керогена около 460 кг/т ТОС в 3 и 5 кластерах.