<?xml version="1.0" encoding="UTF-8"?>
<!DOCTYPE article PUBLIC "-//NLM//DTD JATS (Z39.96) Journal Publishing DTD v1.3 20210610//EN" "JATS-journalpublishing1-3.dtd">
<article article-type="research-article" dtd-version="1.3" xmlns:mml="http://www.w3.org/1998/Math/MathML" xmlns:xlink="http://www.w3.org/1999/xlink" xmlns:xsi="http://www.w3.org/2001/XMLSchema-instance" xml:lang="ru"><front><journal-meta><journal-id journal-id-type="publisher-id">geology</journal-id><journal-title-group><journal-title xml:lang="ru">Известия высших учебных заведений. Геология и разведка</journal-title><trans-title-group xml:lang="en"><trans-title>Proceedings of higher educational establishments. Geology and Exploration</trans-title></trans-title-group></journal-title-group><issn pub-type="ppub">0016-7762</issn><issn pub-type="epub">2618-8708</issn><publisher><publisher-name>Sergo Ordzhonikidze Russian State University for Geological Prospecting</publisher-name></publisher></journal-meta><article-meta><article-id pub-id-type="doi">10.32454/0016-7762-2025-67-4-39-48</article-id><article-id custom-type="elpub" pub-id-type="custom">geology-1228</article-id><article-categories><subj-group subj-group-type="heading"><subject>Research Article</subject></subj-group><subj-group subj-group-type="section-heading" xml:lang="ru"><subject>ГЕОЛОГИЯ И РАЗВЕДКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ</subject></subj-group><subj-group subj-group-type="section-heading" xml:lang="en"><subject>GEOLOGY AND PROSPECTING FOR HYDROCARBON RESERVES</subject></subj-group></article-categories><title-group><article-title>Геохимическая характеристика формации Йогу бассейна Термит (Республика Нигер)</article-title><trans-title-group xml:lang="en"><trans-title>Geochemical characteristics of the Yogou Formation of the Termit Basin (Niger)</trans-title></trans-title-group></title-group><contrib-group><contrib contrib-type="author" corresp="yes"><name-alternatives><name name-style="eastern" xml:lang="ru"><surname>Абдель Кадер</surname><given-names>М. А.</given-names></name><name name-style="western" xml:lang="en"><surname>Abdel’ Kader</surname><given-names>M. A.</given-names></name></name-alternatives><bio xml:lang="ru"><p>Махаман Абасс Абдель Кадер — аспирант</p><p>65, Ленинский пр-т, г. Москва, 119991</p><p>тел.: +7 (925) 850-91-18</p></bio><bio xml:lang="en"><p>Mahaman Abass Abdel’ Kader — graduate student</p><p>65, bld. 1, Leninsky Ave., Moscow 119991</p><p>tel.: +7 (925) 850-91-18</p></bio><email xlink:type="simple">kadergama17@gmail.com</email><xref ref-type="aff" rid="aff-1"/></contrib><contrib contrib-type="author" corresp="yes"><name-alternatives><name name-style="eastern" xml:lang="ru"><surname>Чернова</surname><given-names>В. В.</given-names></name><name name-style="western" xml:lang="en"><surname>Chernova</surname><given-names>V. V.</given-names></name></name-alternatives><bio xml:lang="ru"><p>Чернова Виктория Викторовна — лаборант</p><p>65, Ленинский пр-т, г. Москва, 119991</p><p>тел.: раб.: +7 (499) 507-84-32тел.: +7 (903) 315-47-38</p></bio><bio xml:lang="en"><p>Viktoriya V. Chernova — laboratory assistant</p><p>65, bld. 1, Leninsky Ave., Moscow 119991</p><p>tel.: +7 (499) 507-84-32</p><p>+7 (903) 315-47-38</p></bio><email xlink:type="simple">vikers17@mail.ru</email><xref ref-type="aff" rid="aff-1"/></contrib><contrib contrib-type="author" corresp="yes"><contrib-id contrib-id-type="orcid">https://orcid.org/0000-0001-8173-2059</contrib-id><name-alternatives><name name-style="eastern" xml:lang="ru"><surname>Милосердова</surname><given-names>Л. В.</given-names></name><name name-style="western" xml:lang="en"><surname>Miloserdova</surname><given-names>L. V.</given-names></name></name-alternatives><bio xml:lang="ru"><p>Милосердова Людмила Вадимовна — кандидат геолого-минералогических наук, доцент</p><p>65, Ленинский пр-т, г. Москва, 119991</p><p>тел.: раб.: +7 (499) 507-84-32тел.: +7 (926) 216-77-96</p></bio><bio xml:lang="en"><p>Lyudmila V. Miloserdova — Cand. Sci. (Geol.-Mineral.), docent</p><p>65, bld. 1, Leninsky Ave., Moscow 119991</p></bio><email xlink:type="simple">miloserdova.l@gubkin.ru</email><xref ref-type="aff" rid="aff-1"/></contrib></contrib-group><aff-alternatives id="aff-1"><aff xml:lang="ru"><institution>ФГАОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина»</institution><country>Россия</country></aff><aff xml:lang="en"><institution>National University of Oil and Gas “Gubkin University”</institution><country>Russian Federation</country></aff></aff-alternatives><pub-date pub-type="collection"><year>2025</year></pub-date><pub-date pub-type="epub"><day>01</day><month>01</month><year>2026</year></pub-date><volume>67</volume><issue>4</issue><fpage>39</fpage><lpage>48</lpage><permissions><copyright-statement>Copyright &amp;#x00A9; Абдель Кадер М.А., Чернова В.В., Милосердова Л.В., 2025</copyright-statement><copyright-year>2025</copyright-year><copyright-holder xml:lang="ru">Абдель Кадер М.А., Чернова В.В., Милосердова Л.В.</copyright-holder><copyright-holder xml:lang="en">Abdel’ Kader M.A., Chernova V.V., Miloserdova L.V.</copyright-holder><license license-type="creative-commons-attribution" xlink:href="https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/" xlink:type="simple"><license-p>This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.</license-p></license></permissions><self-uri xlink:href="https://www.geology-mgri.ru/jour/article/view/1228">https://www.geology-mgri.ru/jour/article/view/1228</self-uri><abstract><sec><title>Введение</title><p>Введение. Нигер имеет историю разведки месторождений углеводородов с 1970-х годов. Однако добыча нефти началась лишь в 2011 году с открытия нефтяного месторождения Агадем. Сегодня территория является недооцененной с точки зрения имеющихся углеводородных ресурсов. В связи с этим является актуальным изучение территории на нефтегазоносность с помощью современных комплексных геолого-геофизических методов и исследований. Для этого нужно установить наличие и изучить имеющиеся углеводородные системы в регионе, включающие материнские толщи, породы-коллекторы, флюидоупоры, ловушки, и как эти элементы связаны между собой. В рамках представленной работы изучались материнские породы бассейна Термит в Республике Нигер. Данный регион представляет значительный интерес в связи с перспективной оценкой нефтегазоносности формации Йогу.</p></sec><sec><title>Цель</title><p>Цель. С целью изучения геохимических характеристик формации Йогу необходимо интерпретировать результаты исследований, полученные с помощью метода Rock-Eval, петрографических и биомаркерных изысканий. Установить источник для органического вещества аргиллитов формации Йогу. Указать на преимущественный фазовый состав генерируемых аргиллитами углеводородов формации Йогу. Материалы и методы. Объектом исследований в данной работе были образцы горных пород, представленные аргиллитами формации Йогу, из девяти скважин, расположенных в блоке Ага- дем бассейна Термит. В статье проведен обзор результатов пиролитических, петрографических и биомаркерных исследований материнских пород формации Йогу, привлеченных из фондовых материалов, опубликованных работ и отчетов, собранных в Министерстве нефти Республики Нигер.</p></sec><sec><title>Результаты</title><p>Результаты. Для геохимической характеристики пород формации Йогу были проведены петрографический анализ, биомаркерный анализ и пиролитические исследования с помощью метода Rock-Eval. Петрографический анализ был выполнен Китайской национальной корпорацией для Министерства нефти Республики Нигер. Петрографический анализ показал, что в материнских породах формации Йогу присутствуют мацералы групп витринита, инертинита и липтинита. Во всех исследованных образцах не было идентифицировано сапропелита (биту- минита). А анализ содержания биомаркеров в экстрагированных образцах формации Йогу показал, что в экстрактах присутствуют стераны C27—C28—C29 с преобладанием стеранов C29 над обычными стеранами C27 и C28. Дополнительно были проведены исследования методом Rock-Eval. Значения исходного водородного индекса показали, что преобладающим источником для органического вещества была высшая растительность.</p></sec><sec><title>Заключение</title><p>Заключение. Все проведенные анализы привели к одному и тому же выводу: исходным источником для органического вещества пород формации Йогу преимущественно являлась высшая наземная растительность, следовательно, материнские породы будут генерировать в большем объеме газообразные углеводороды.</p></sec></abstract><trans-abstract xml:lang="en"><sec><title>Background</title><p>Background. Hydrocarbon deposits in Niger have been actively explored since the 1970s. However, oil production only commenced in 2011 with the discovery of the Agadem oil field. The available hydrocarbon resources of this region are currently underestimated; thus, it is relevant to forecast the territory for oil and gas content using modern integrated geological and geophysical methods and studies. To that end, the available hydrocarbon systems in the region, including source rock formations, reservoir rocks, sealing rock, reservoir traps should be determined. Additionally, the way these elements are related to each other should be studied. This article examines the source rock formations of the Termit Basin in the Republic of Niger. The region is of considerable interest due to the oil and gas prospects of the Yogou Formation.</p></sec><sec><title>Aim</title><p>Aim. To examine the geochemical characteristics of the Yogou Formation through identifying the organic matter source of the Yogou Formation mudstones, as well as specifying the predominant phase composition of hydrocarbons generated by mudstones of the Yogou Formation.</p></sec><sec><title>Materials and methods</title><p>Materials and methods. Samples of the Yogou Formation mudstones from nine wells located in the Agadem Block of the Termit Basin were used. The results of pyrolytic, petrographic, and biomarker studies of the Yogou Formation source rock kerogen obtained from stock materials, published pa- pers, and reports provided by the Ministry of Petroleum Resources of the Republic of Niger, were analyzed.</p></sec><sec><title>Results</title><p>Results. Petrographic analysis performed by the China National Petroleum Corporation revealed that the kerogen of the source rocks of the Yogou Formation has a maceral composition including vitrinite, inertinite, and liptinite, particularly leptodetrinite, sporinite, cutinite, and resistinite. Analysis of the biomarker content of the extracted samples of the Yogou Formation showed that C27-C28-C29 steranes are present in the extracts with a predominance of C29 steranes over the common C27 and C28 steranes. According to the initial hydrogen index values determined by Rock-Eval pyrolysis, the predominant source for organic matter was higher vegetation.</p></sec><sec><title>Conclusion</title><p>Conclusion. The organic matter of the rocks of the Yogou Formation was originally derived from higher terrestrial vegetation. Consequently, the source rocks will generate more gaseous hydro-arbons.</p></sec></trans-abstract><kwd-group xml:lang="ru"><kwd>кероген</kwd><kwd>материнская порода</kwd><kwd>биомаркеры</kwd><kwd>формация Йогу</kwd><kwd>бассейн Термит</kwd><kwd>Нигер</kwd><kwd>Африка</kwd></kwd-group><kwd-group xml:lang="en"><kwd>kerogen</kwd><kwd>source rock</kwd><kwd>biomarkers</kwd><kwd>Yogou Formation</kwd><kwd>Termit Basin</kwd><kwd>Niger</kwd><kwd>Africa</kwd></kwd-group><funding-group><funding-statement xml:lang="ru">авторы выражают благодарность Министерству нефти Республики Нигер за предоставленные материалы и консультации</funding-statement><funding-statement xml:lang="en">the authors are grateful to the Ministry of Petroleum of the Republic of Niger for providing materials and advice</funding-statement></funding-group></article-meta></front><body><sec><title>Введение</title><p>Бассейн Термит занимает площадь 27 000 км2 и является частью бассейна Нигерского рифта, который представляет собой асимметричную протяженную рифтовую систему, состоящую из наложенных мезозойско-кайнозойских осадочных комплексов, залегающих на кембрийско-юрском эпиметаморфическом фундаменте (рис. 2). Бассейн Термит является важным компонентом рифтовой системы Западной и Центральной Африки [<xref ref-type="bibr" rid="cit9">9</xref>][<xref ref-type="bibr" rid="cit10">10</xref>][<xref ref-type="bibr" rid="cit17">17</xref>] (рис. 1). Бассейн Термит, простирающийся с северо-запада на юго-восток, расположен между грабенами Тефидет, Тенере, Грейн и Кафра (Северный Нигер) и бассейном Борну в Нигерии и простирается примерно на 300 км с севера на юг и на 60—110 км с запада на восток [<xref ref-type="bibr" rid="cit16">16</xref>]. Он развит на докембрийском фундаменте и имеет грабенообразную структуру, контролируемую граничными разломами с северо-запада на юго-восток [<xref ref-type="bibr" rid="cit26">26</xref>] (рис. 3). Бассейн Термит образовался во время раскола Гондваны и открытия южной части Атлантического океана примерно 130 млн лет назад [<xref ref-type="bibr" rid="cit1">1</xref>][<xref ref-type="bibr" rid="cit2">2</xref>][<xref ref-type="bibr" rid="cit6">6</xref>][<xref ref-type="bibr" rid="cit18">18</xref>][<xref ref-type="bibr" rid="cit20">20</xref>][<xref ref-type="bibr" rid="cit22">22</xref>].</p><p>Будучи крупнейшим мезозойским осадочным бассейном рифтовой системы Западной и Центральной Африки, бассейн Термит принадлежит к системе, состоящей из десяти тектонически-структурных единиц (впадина Динга и Моул, Тракес и Йогу, поднятие Фана и Судана, грабен Арага, зона разлома Динга, западная и восточная платформы) [<xref ref-type="bibr" rid="cit7">7</xref>][<xref ref-type="bibr" rid="cit15">15</xref>][<xref ref-type="bibr" rid="cit26">26</xref>]. В бассейне Термит есть два типа разломов. Первый тип состоит из разломов с северо-западным — юго-восточным простиранием, в основном локализованных на краю бассейна. А второй тип: северо-восточных — юго-западных разломов, широко развитых в центре впадины Моул. Большинство нефтяных залежей связаны с тектонически экранированными ловушками [<xref ref-type="bibr" rid="cit7">7</xref>][<xref ref-type="bibr" rid="cit8">8</xref>].</p><p>Бассейн Термит с момента своего формирования и до настоящего времени пережил две фазы рифтинга соответственно: одна в позднем мелу, сопровождавшийся морской трансгрессией, и другой — в палеогеновое время [<xref ref-type="bibr" rid="cit5">5</xref>][<xref ref-type="bibr" rid="cit14">14</xref>][<xref ref-type="bibr" rid="cit26">26</xref>]. Наиболее полный стратиграфический разрез Восточно-Нигерского бассейна лучше всего представлен в южной части бассейна Термит. Здесь находилась осевая зона Восточно-Нигерского бассейна осадконакопления, без каких-либо признаков последующего поднятия бассейна. Бассейн здесь имеет наибольшую мощность осадков, оцениваемую в 7 км [<xref ref-type="bibr" rid="cit14">14</xref>][<xref ref-type="bibr" rid="cit17">17</xref>]. Здесь были наиболее благоприятные условия для формирования и реализации углеводородных систем.</p><p>Литостратиграфическая последовательность бас- сейна Термит представлена породами от мела до неогена. Породы нижнемелового возраста представлены континентальными отложениями, состоящими из кремнистых песчаников, местами переслаивающихся преимущественно с каолинитовыми глинистыми породами.</p><p>В составе верхнемеловых пород выделяются формации Донга, Йогу и Мадама. Они представлены морскими и речными комплексами пород. Формация Йогу подразделяется на две части: верхняя, сложенная переслаиванием песчаника, светло-серого и темно-серого аргиллита, и нижняя, сложенная темно-серыми и черными аргиллитами. Породы палеогенового возраста состоят в основном из песчано-глинистых пород. Породы неогенового возраста состоят из речных отложений, представленных в нижней части песчаниками и глинами, а в верхней — массивными песчаниками с тонкими прослоями сланцеватых глин. Современная четвертичная система представлена массивными желтовато-серыми песчаниками и зеленовато-серыми глинами.</p><p>Все эти образования залегают на гранитном и метаморфическом основании докембрийского возраста и активизировались во время панафриканского орогенеза.</p></sec><sec><title>Результаты</title><p>Аргиллиты формации Йогу являются основной материнский толщей в бассейне Термит [<xref ref-type="bibr" rid="cit2">2</xref>][<xref ref-type="bibr" rid="cit10">10</xref>][<xref ref-type="bibr" rid="cit26">26</xref>]. Для определения источника органического вещества использовались: петрографический анализ, изучение биомаркеров (стеранов) и пиролитические исследования методом Rock-Eval.</p><p>Материнские породы — это породы, обогащенные автохтонным органическим веществом, кероген которых может генерировать и отдавать углеводороды. Источником для органического вещества преимущественно служат высшие растения, фито- и зоопланктон, бактерии. Кероген — часть органического вещества, не растворимая в органических растворителях, который образуется в конце диагенеза.</p><p>Для определения геохимических характеристик формации Йогу были проведены исследования пиролитическим методом Rock-Eval. С помощью данного метода определялись количество общего органического углерода (TOC), водородный индекс (HI), благодаря которому можно узнать источник для органического вещества и палеофациальной обстановки осадконакопления, а также другие геохимические параметры. ТОС в аргиллитах из нижней части формации Йогу составляют в среднем 2,71%, что по классификации Питерса и Кассы [<xref ref-type="bibr" rid="cit22">22</xref>] относит их к хорошим материнским породам. А аргиллиты из верхней части являются более богатыми с точки зрения содержания органического вещества, так как ТОС в них составляет 4,91%, следовательно, они являются богатыми материнскими породами [<xref ref-type="bibr" rid="cit22">22</xref>].</p><p>Верхняя часть формации Йогу претерпела меньшие катагенетические изменения по сравнению с нижней. В образцах фиксируются образцы со II, II/III и III типами керогенов [<xref ref-type="bibr" rid="cit22">22</xref>]. Преобладают образцы с типом керогена II (HI &gt; 300 мг УВ/г ТОС), что свидетельствует о накоплении осадка в морских обстановках. А наличие керогенов II/III и III типов указывает на привнос материала с континента и на вклад высшей наземной растительности. В нижней части также встречаются различные типы керогена, но преобладающими являются керогены III и II/III (HI ~200 мг УВ/г ТОС). Это говорит о значительном вкладе высшей наземной растительности в органическое вещество.</p><p>В результате преобразования органического вещества не все источники изменяются с одинаковой скоростью, поэтому и в породах, претерпевших значительные катагенетические преобразования, можно встретить включения, которые сохранились практически в неизменном или слабоизмененном состоянии и определимы при микроскопических исследованиях. Таким образом, в органическом веществе пород можно встретить и мацералы, которые несут важную генетическую информацию. Мацералы — мельчайшие органические составляющие углей и углистых частиц в осадочных породах, различимые под микроскопом. Углистые включения, повсеместно присутствующие в аргиллитах, изучались на основе справочников Международного комитета по угольной и органической петрологии [11—13]. Исследование мацералов проводилось в соответствии с Международными стандартами ИСО серии 7404. Определение мацерального состава происходило с помощью изучения угля под микроскопом в отраженном белом свете, а также дополнительно использовалась флуоресцентная микроскопия.</p><p>В таблице 1 представлен мацеральный состав изученных образцов материнской породы из 9 скважин формации Йогу. Образцы аргиллитов формации Йогу в основном состоят из мацералов витринита, инертинита и липтинита без сапропелинита (битуминит) (табл. 1). Стоит отметить, что в группе липтинита именно сапропелинит (битуминит) играет роль в образовании нефтяных углеводородов [<xref ref-type="bibr" rid="cit13">13</xref>].</p><p>Витринит имеет серый цвет в отраженном свете и при масляной иммерсии, инертинит в основном представлен фюзинитом, содержание которого, как правило, низкое, и в отраженном свете при масляной иммерсии варьируется от бело-серого до белого цвета [<xref ref-type="bibr" rid="cit17">17</xref>]. Липтинит в основном состоит из кутинита, который имеет желтую флуоресценцию.</p><p>Была построена треугольная диаграмма мацерального состава. Анализ диаграммы мацеральных компонентов из образцов формации Йогу верхнего мела показал, что основными составляющими являются витринит-инертинит и липтинит. Из диаграммы видно, что ни один из образцов формации Йогу не содержит сапропелинита (битуминита) (рис. 3). Распределение мацералов показало, что значительный вклад в состав органического вещества формации Йогу также вносит высшая наземная растительность.</p><p>В предшествующих исследованиях [<xref ref-type="bibr" rid="cit4">4</xref>] было изучено распределение стеранов. Стераны C27 в основном произошли из водорослей и других низших водных организмов, стераны C29 — из высших наземных растений. На диаграмме обычные стераны C27—C28—C29 преобладают над стераном C29 в образцах аргиллитов формации Йогу. Стераны ααα 20R C27, C28, C29 показывают перевернутое L-образное распределение на масс-хроматограмме m/z 217 [<xref ref-type="bibr" rid="cit4">4</xref>], относительное содержание показывает: C29 &gt; C28 &gt; C27 (рис. 4).</p><p>C27—C29 можно использовать для определения природы органического вещества. Распределение нормальных алканов и изопреноидов в исходных породах информативно для определения генетического происхождения и исходных сред [<xref ref-type="bibr" rid="cit19">19</xref>].</p><p>Анализ различных процентных соотношений, представленных в таблице 2, показывает распределение стеранов C27, C28 и C29 в экстрактах образцов формации Йогу.</p><p>Во всех образцах отмечается преобладание стеранов C29 над стеранами C27 и C28 (табл. 2). И наблюдается следующая последовательность: C29 &gt; C28 &gt; C27. Все эти результаты свидетельствуют о том, что источником керогена в образцах скважин формации Йогу являются наземные растения [4, 10]. Высокие концентрации стеранов C29 относительно C27—C28 могут указывать на наземный источник [<xref ref-type="bibr" rid="cit4">4</xref>][<xref ref-type="bibr" rid="cit10">10</xref>]. Число углерода, которым обладают стераны, может помочь определить происхождение органического вещества. Стераны C27 получены в основном из морского органического вещества, тогда как C29 более типичны для высших растений. Например, явно преобладающая доля стеранов C29 относительно стеранов C27 и C28 подтверждает вклад континентального органического вещества.</p><p>Таким образом, мацеральный состав образцов из скважин из меловой формации Йогу включает витринит, инертинит и липтинит. Полученные результаты показывают, что кероген образцов формации Йогу имеет преимущественно континентальный источник [<xref ref-type="bibr" rid="cit16">16</xref>]. Липтинит состоит из богатых водородом частей высших растений и водорослей, а мацералы представляют собой споринит, кутинит, резинит, альгинит, липтодетринит.</p><p>И в этой группе отсутствуют мацералы сапропелинита. Витринит, инертинит и липтинит (споринит, кутинит и резинит) имеют наземную природу [16—22].</p><p> </p><fig id="fig-1"><caption><p>Рис. 1. Карта, показывающая расположение бассейна Термит в рифтовой системе Западной и Центральной Африки (Абдель с изменениями) [8]</p><p>Fig. 1. Map showing the location of the Termite basin in the rift system of West and Central Africa (Abdel modified) [8]</p></caption><graphic xlink:href="geology-67-4-g001.jpeg"><uri content-type="original_file">https://cdn.elpub.ru/assets/journals/geology/2025/4/ewnjNn8ygtFzl6sVVCDoKI3ZCn9yrxhQE39emHmY.jpeg</uri></graphic></fig><p> </p><fig id="fig-2"><caption><p>Рис. 2. Схематический сейсмо-стратиграфический разрез бассейна Термит [24]</p><p>Fig. 2. Schematic seismic-stratigraphic section of the Termite basin [24]</p></caption><graphic xlink:href="geology-67-4-g002.png"><uri content-type="original_file">https://cdn.elpub.ru/assets/journals/geology/2025/4/ddBUm0oHTTPfuc9y1CBQQW0qz9kQ1JWV6eKO2GUZ.png</uri></graphic></fig><table-wrap id="table-1"><caption><p>Таблица 1. Мацеральные компоненты керогена из образцов формации Йогу [3]</p><p>Table 1. Maceral components of kerogen from samples of the Yogu Formation [3]</p></caption><table><tbody><tr><td>Скважина</td><td>Глубина</td><td>Витринит</td><td>Инертинит</td><td>Липтинит</td><td>Минеральное вещество</td><td>Минерально- битумная матрица</td></tr><tr><td>Споринит</td><td>Кутинит</td><td>Резинит</td><td>Экзодетринитлиптодетринит</td><td>Флуоресцирующий минерал</td><td>Нефлуоресцирующий минерал</td></tr><tr><td>(в м)</td><td>%</td><td>%</td><td>%</td><td>%</td><td>%</td></tr><tr><td>Фана-1</td><td>2960</td><td>7,5</td><td>3</td><td>/</td><td>3,5</td><td>/</td><td>3</td><td>70</td><td>10</td><td>3</td></tr><tr><td>Фана-1</td><td>3288</td><td>5</td><td>1,6</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td>4,3</td><td>10,6</td><td>78,5</td><td>/</td></tr><tr><td>Йогоу Н-1</td><td>2277</td><td>13,6</td><td>2,3</td><td>7</td><td>20,4</td><td>2,4</td><td>7,5</td><td>4,8</td><td>40</td><td>2</td></tr><tr><td>Йогоу Н-1</td><td>2663</td><td>1</td><td>2</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td>5</td><td>84</td><td>4</td><td>4</td></tr><tr><td>Йогоу Н-1</td><td>3376</td><td>0,5</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td>80</td><td>19,5</td><td> </td></tr><tr><td>Дугул NW-1</td><td>2053</td><td>3,5</td><td>1,5</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td>7</td><td>60</td><td>24</td><td>4</td></tr><tr><td>Дугул NW-1</td><td>2352</td><td>1</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td>66</td><td>30,5</td><td>2,5</td></tr><tr><td>Дугул NW-1</td><td>2505</td><td>1,2</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td>20</td><td>78,8</td><td>/</td></tr><tr><td>Дугул NW-1</td><td>2777</td><td>2</td><td>1</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td>75</td><td>17</td><td>5</td></tr></tbody></table></table-wrap><fig id="fig-3"><caption><p>Рис. 3. Диаграмма мацеральных компонентов из образцов формации Йогу в блоке Агадем [6]</p><p>Fig. 3. Diagram of maceral components of kerogen from samples of the Yogu Formation in the Agadem Block [6]</p></caption><graphic xlink:href="geology-67-4-g003.png"><uri content-type="original_file">https://cdn.elpub.ru/assets/journals/geology/2025/4/avZiPejA86TNNNAJiDs5zobHbT0t6xRUowgFDGGW.png</uri></graphic></fig><fig id="fig-4"><caption><p>Рис. 4. Диаграмма стеранов C27, C28 и C29 из образцов формации Йогу в блоке Агадем [3]</p><p>Fig. 4. Diagram of steranes C27, C28, and C29 from samples of the Yogu Formation in the Agadem Block [3]</p></caption><graphic xlink:href="geology-67-4-g004.png"><uri content-type="original_file">https://cdn.elpub.ru/assets/journals/geology/2025/4/kgXWoS6R3VsYqPN57h43XQZ83jNXn9SBCvXspdGa.png</uri></graphic></fig><table-wrap id="table-2"><caption><p>Таблица 2. Процентное содержание основных стеранов, идентифицированных в экстрактах образцов из формации Йогу в блоке Агадем [16]</p><p>Table 2. Percentages of major steranes identified in extracts of samples from the Yogu Formation in the Agadem Block [16]</p></caption><table><tbody><tr><td>Скважина</td><td>Глубина</td><td>% C27 стераны</td><td>% C28 стераны</td><td>% C29 стераны</td></tr><tr><td>Фана-1</td><td>2960</td><td>0,24</td><td>0,25</td><td>0,53</td></tr><tr><td>Фана-1</td><td>3288</td><td>0,25</td><td>0,23</td><td>0,52</td></tr><tr><td>Йогоу Н-1</td><td>2277</td><td>0,25</td><td>0,27</td><td>0,48</td></tr><tr><td>Йогоу Н-1</td><td>2663</td><td>0,28</td><td>0,24</td><td>0,48</td></tr><tr><td>Йогоу Н-1</td><td>3376</td><td>0,27</td><td>0,21</td><td>0,52</td></tr><tr><td>Дугул NW-1</td><td>2053</td><td>0.3</td><td>0.2</td><td>0,5</td></tr><tr><td>Дугул NW-1</td><td>2352</td><td>0,28</td><td>0,27</td><td>0,45</td></tr><tr><td>Дугул NW-1</td><td>2505</td><td>0, 3</td><td>0,25</td><td>0,44</td></tr><tr><td>Дугул NW-1</td><td>2777</td><td>0,18</td><td>0,28</td><td>0,55</td></tr></tbody></table></table-wrap></sec><sec><title>Заключение</title><p>Образцы аргиллитов из формации Йогу, отобранные из мелового бассейна Термит на юго-востоке Нигера, были изучены с помощью пиролитического метода Rock-Eval, петрографического и биомаркерного анализов. Формация Йогу делится на две части: нижнюю, представленную преимущественно черными аргиллитами, и верхнюю, представленную переслаиванием песчаников и аргиллитов. По методу Rock-Eval было установлено, что органическое вещество материнских аргиллитов из нижней части имеет преимущественно II тип керогена, но также встречаются и образцы с типами керогенов II/III и III, что свидетельствует о привносе источников для органического вещества с континента. Верхняя часть формации Йогу имеет образцы с преобладанием III и II/III керогенов, что свидетельствует о преобладании среди источников для органического вещества высшей наземной растительности.</p><p>Петрографический анализ образцов показал, что в породах присутствуют мацералы групп витринита, инертинита и липтинита. Во всех исследованных образцах не было идентифицировано сапропелита (битуминита), который связан с последующей генерацией жидких углеводородов. Все остальные мацералы, присутствующие в изучаемых образцах, свидетельствует о том, что был значительный привнос материала с континента, а именно высшей наземной растительности. Биомаркерный анализ этих образцов после экстракции показал, что в них присутствуют стераны C29, C28 и C27. Кроме того, было обнаружено, что стераны C29 доминируют над своими аналогами C27 и C28, что тоже подтверждает происхождение органического вещества аргиллитов формации Йогу из континентальных источников. Таким образом, все упомянутые подходы: пиролитические исследования с помощью метода Rock-Eval, петрографические исследования мацералов и биомаркерный анализ — указывают на то, что органическое вещество аргиллитов формации Йогу происходит преимущественно из высших наземных растений, что является причиной генерации газообразных углеводородов в большем объеме. Результат работ указывает на значительную газоносность региона, а не только нефтеносность. Результаты, полученные авторами, могут быть использованы при моделировании углеводородных систем.</p></sec></body><back><ref-list><title>References</title><ref id="cit1"><label>1</label><citation-alternatives><mixed-citation xml:lang="ru">Burke K., Dessauwagie T.F.J., Whiteman A.J. Geological history of the Benue valley and adjacent areas. In: Dessauwagie T.F.J., Whiteman A.J. (Eds.), African Geology. Ibadan: Ibadan University Press, 1972. P. 197—205.</mixed-citation><mixed-citation xml:lang="en">Burke K., Dessauwagie T.F.J., Whiteman A.J. Geological history of the Benue valley and adjacent areas. In: Dessauwagie T.F.J., Whiteman A.J. (Eds.), African Geology. Ibadan: Ibadan University Press, 1972. P. 197—205.</mixed-citation></citation-alternatives></ref><ref id="cit2"><label>2</label><citation-alternatives><mixed-citation xml:lang="ru">Burke K.S. Chad Basin: An active intracontinental basin. Tectonophysics. 1976. Vol. 36. P. 197—206.</mixed-citation><mixed-citation xml:lang="en">Burke K.S. Chad Basin: An active intracontinental basin. Tectonophysics. 1976. Vol. 36. P. 197—206.</mixed-citation></citation-alternatives></ref><ref id="cit3"><label>3</label><citation-alternatives><mixed-citation xml:lang="ru">CNPC. Geological and geophysical studies in the Agadem Block, Niger. 2013.</mixed-citation><mixed-citation xml:lang="en">CNPC. Geological and geophysical studies in the Agadem Block, Niger. 2013.</mixed-citation></citation-alternatives></ref><ref id="cit4"><label>4</label><citation-alternatives><mixed-citation xml:lang="ru">Czochanska Z., Gilbert T.D., Philp R.P., Sheppard C.M., Weston R.J., Wood T.A., Woolhouse A.D. Geochemical application of sterane and triterpane biomarkers to describe oils from the Taranaki Basin, New Zealand. Organic Geochemistry. 1988. Vol. 12. P. 123—135.</mixed-citation><mixed-citation xml:lang="en">Czochanska Z., Gilbert T.D., Philp R.P., Sheppard C.M., Weston R.J., Wood T.A., Woolhouse A.D. Geochemical application of sterane and triterpane biomarkers to describe oils from the Taranaki Basin, New Zealand. Organic Geochemistry. 1988. Vol. 12. P. 123—135.</mixed-citation></citation-alternatives></ref><ref id="cit5"><label>5</label><citation-alternatives><mixed-citation xml:lang="ru">Fairhead J.D., Green C.M., Masterton S.M., Guiraud R. The role of plate tectonics, stress variations and stratigraphic unconformities in the evolution of the West and Central African rift system and Atlantic continental margins. Tectonophysics. 2013. Vol. 594. P. 118—127.</mixed-citation><mixed-citation xml:lang="en">Fairhead J.D., Green C.M., Masterton S.M., Guiraud R. The role of plate tectonics, stress variations and stratigraphic unconformities in the evolution of the West and Central African rift system and Atlantic continental margins. Tectonophysics. 2013. Vol. 594. P. 118—127.</mixed-citation></citation-alternatives></ref><ref id="cit6"><label>6</label><citation-alternatives><mixed-citation xml:lang="ru">Faure H. Geologic exploration of the post-Paleo­zoic sedimentary formations of eastern Niger. Mém. Bureau of Geological and Mining Research. 1966. No. 47. P. 629—630.</mixed-citation><mixed-citation xml:lang="en">Faure H. Geologic exploration of the post-Paleo­zoic sedimentary formations of eastern Niger. Mém. Bureau of Geological and Mining Research. 1966. No. 47. P. 629—630.</mixed-citation></citation-alternatives></ref><ref id="cit7"><label>7</label><citation-alternatives><mixed-citation xml:lang="ru">Genik G.J. Regional framework, structural and petro­leum aspects of rift basins in Niger, Chad and Central African Republic ( CAR). Tectonophysics. 1992. Vol. 213. P. 169—185. https://doi.org/10.1016/B978-0-444-89912-5.50036-3.</mixed-citation><mixed-citation xml:lang="en">Genik G.J. Regional framework, structural and petro­leum aspects of rift basins in Niger, Chad and Central African Republic ( CAR). Tectonophysics. 1992. Vol. 213. P. 169—185. https://doi.org/10.1016/B978-0-444-89912-5.50036-3.</mixed-citation></citation-alternatives></ref><ref id="cit8"><label>8</label><citation-alternatives><mixed-citation xml:lang="ru">Genick G.J. Petroleum Geology of Rift Basins in Niger, Chad, and Central Africa. AAPG Bull. 1993. Vol. 77. P. 1405—1434.</mixed-citation><mixed-citation xml:lang="en">Genick G.J. Petroleum Geology of Rift Basins in Niger, Chad, and Central Africa. AAPG Bull. 1993. Vol. 77. P. 1405—1434.</mixed-citation></citation-alternatives></ref><ref id="cit9"><label>9</label><citation-alternatives><mixed-citation xml:lang="ru">Harouna M., Philp R.P. Potential petroleum parent rocks in the Termite Basin, Niger. Journal of Petroleum Geology. 2012. Vol. 35, No. 2. P. 165—185.</mixed-citation><mixed-citation xml:lang="en">Harouna M., Philp R.P. Potential petroleum parent rocks in the Termite Basin, Niger. Journal of Petroleum Geology. 2012. Vol. 35, No. 2. P. 165—185.</mixed-citation></citation-alternatives></ref><ref id="cit10"><label>10</label><citation-alternatives><mixed-citation xml:lang="ru">Huang W.Y., Meinschein W.G. Sterols as environ­mental indicators. Geochim. and Cosmochim. Acta. 1979. Vol. 43. P. 739—745.</mixed-citation><mixed-citation xml:lang="en">Huang W.Y., Meinschein W.G. Sterols as environ­mental indicators. Geochim. and Cosmochim. Acta. 1979. Vol. 43. P. 739—745.</mixed-citation></citation-alternatives></ref><ref id="cit11"><label>11</label><citation-alternatives><mixed-citation xml:lang="ru">ICCP. The New Vitrinite Classification ( ICCP System 1994). Fuel. 1998. Vol. 77. P. 349—358.</mixed-citation><mixed-citation xml:lang="en">ICCP. The New Vitrinite Classification ( ICCP System 1994). Fuel. 1998. Vol. 77. P. 349—358.</mixed-citation></citation-alternatives></ref><ref id="cit12"><label>12</label><citation-alternatives><mixed-citation xml:lang="ru">ICCP. The New Inertinite Classification (ICCP System 1994). Fuel. 2001. Vol. 80. P. 459—471.</mixed-citation><mixed-citation xml:lang="en">ICCP. The New Inertinite Classification (ICCP System 1994). Fuel. 2001. Vol. 80. P. 459—471.</mixed-citation></citation-alternatives></ref><ref id="cit13"><label>13</label><citation-alternatives><mixed-citation xml:lang="ru">ICCP. Classification of liptinite–ICCP System 1994. International Journal of Coal Geology. 2017. Vol. 169. P. 40—61.</mixed-citation><mixed-citation xml:lang="en">ICCP. Classification of liptinite–ICCP System 1994. International Journal of Coal Geology. 2017. Vol. 169. P. 40—61.</mixed-citation></citation-alternatives></ref><ref id="cit14"><label>14</label><citation-alternatives><mixed-citation xml:lang="ru">Lafargue E., Marquis F., Pilot D. Application of Rock- Eval in hydrocarbon exploration and soil contamina­tion studies. Journal of the French Petroleum Institute. 1998. Vol. 53, No. 4. P. 421—437.</mixed-citation><mixed-citation xml:lang="en">Lafargue E., Marquis F., Pilot D. Application of Rock- Eval in hydrocarbon exploration and soil contamina­tion studies. Journal of the French Petroleum Institute. 1998. Vol. 53, No. 4. P. 421—437.</mixed-citation></citation-alternatives></ref><ref id="cit15"><label>15</label><citation-alternatives><mixed-citation xml:lang="ru">Lai H., Li M., Liu J., Mao F., Xiao H., He W., Yang L. Organic geochemical characteristics and sediment­ation patterns of Upper Cretaceous marine parent rocks in the Termite Basin, Niger. Paleogeogr. Paleocl. 2018. Vol. 495. P. 292—308.</mixed-citation><mixed-citation xml:lang="en">Lai H., Li M., Liu J., Mao F., Xiao H., He W., Yang L. Organic geochemical characteristics and sediment­ation patterns of Upper Cretaceous marine parent rocks in the Termite Basin, Niger. Paleogeogr. Paleocl. 2018. Vol. 495. P. 292—308.</mixed-citation></citation-alternatives></ref><ref id="cit16"><label>16</label><citation-alternatives><mixed-citation xml:lang="ru">Liu B., Wan L., Mao F., Liu J., Lü M., Wang Y. Hydrocarbon potential of Upper Cretaceous marine source rocks in the Termit Basin, Niger. Fart. Geol. 2015. Vol. 38. P. 157—175.</mixed-citation><mixed-citation xml:lang="en">Liu B., Wan L., Mao F., Liu J., Lü M., Wang Y. Hydrocarbon potential of Upper Cretaceous marine source rocks in the Termit Basin, Niger. Fart. Geol. 2015. Vol. 38. P. 157—175.</mixed-citation></citation-alternatives></ref><ref id="cit17"><label>17</label><citation-alternatives><mixed-citation xml:lang="ru">Liu B., Pan X.H., Wan L.K., Su Y.D., Mao F.J., Liu J.G., Lü M.S., Wang Y.H. Structural evolu­tion and main factors controlling Paleogene hy­drocarbon accumulation in the Termit Basin, Eastern Niger. Acta PetroleiSinica. 2012. Vol. 33. P. 394—403.</mixed-citation><mixed-citation xml:lang="en">Liu B., Pan X.H., Wan L.K., Su Y.D., Mao F.J., Liu J.G., Lü M.S., Wang Y.H. Structural evolu­tion and main factors controlling Paleogene hy­drocarbon accumulation in the Termit Basin, Eastern Niger. Acta PetroleiSinica. 2012. Vol. 33. P. 394—403.</mixed-citation></citation-alternatives></ref><ref id="cit18"><label>18</label><citation-alternatives><mixed-citation xml:lang="ru">Olade M.A. Evolution of the Benue Trough in Nigeria (aulacogen): A tectonic model. Geol. Magazine. 1975. Vol. 112. P. 575—583.</mixed-citation><mixed-citation xml:lang="en">Olade M.A. Evolution of the Benue Trough in Nigeria (aulacogen): A tectonic model. Geol. Magazine. 1975. Vol. 112. P. 575—583.</mixed-citation></citation-alternatives></ref><ref id="cit19"><label>19</label><citation-alternatives><mixed-citation xml:lang="ru">Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. Handbook of Biomarkers. Vol. 1: Biomarkers and isotopes in the en­vironment and human history. Cambridge: Cambridge University Press. 2005. P. 75—76.</mixed-citation><mixed-citation xml:lang="en">Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. Handbook of Biomarkers. Vol. 1: Biomarkers and isotopes in the en­vironment and human history. Cambridge: Cambridge University Press. 2005. P. 75—76.</mixed-citation></citation-alternatives></ref><ref id="cit20"><label>20</label><citation-alternatives><mixed-citation xml:lang="ru">Peters K.E., Moldowan J.M. Handbook of biomarkers: Interpreting molecular fossils in petroleum and an­cient sediments. Englewood Cliffs. NJ: Prentice Hall. 1993. P. 227—228.</mixed-citation><mixed-citation xml:lang="en">Peters K.E., Moldowan J.M. Handbook of biomarkers: Interpreting molecular fossils in petroleum and an­cient sediments. Englewood Cliffs. NJ: Prentice Hall. 1993. P. 227—228.</mixed-citation></citation-alternatives></ref><ref id="cit21"><label>21</label><citation-alternatives><mixed-citation xml:lang="ru">Peters K.E., Cassa M.R. Applied Source Rock Geochemistry. The petroleum system — from source to trap: AAPG Memoir 60. 1994. P. 93—120.</mixed-citation><mixed-citation xml:lang="en">Peters K.E., Cassa M.R. Applied Source Rock Geochemistry. The petroleum system — from source to trap: AAPG Memoir 60. 1994. P. 93—120.</mixed-citation></citation-alternatives></ref><ref id="cit22"><label>22</label><citation-alternatives><mixed-citation xml:lang="ru">Petters S.W. Stratigraphic evolution of the Benue Trough and its implications for the Upper Cretaceous paleogeography of West Africa. Journal Geology. 1978. Vol. 86. P. 311—322.</mixed-citation><mixed-citation xml:lang="en">Petters S.W. Stratigraphic evolution of the Benue Trough and its implications for the Upper Cretaceous paleogeography of West Africa. Journal Geology. 1978. Vol. 86. P. 311—322.</mixed-citation></citation-alternatives></ref><ref id="cit23"><label>23</label><citation-alternatives><mixed-citation xml:lang="ru">Wang L., Liu J., Mao F., Lv M., Liu B. Petroleum geo­chemistry of the East Niger Basin termite field. Vt. Petrol. Geol. 2014. Vol. 51. P. 167—183.</mixed-citation><mixed-citation xml:lang="en">Wang L., Liu J., Mao F., Lv M., Liu B. Petroleum geo­chemistry of the East Niger Basin termite field. Vt. Petrol. Geol. 2014. Vol. 51. P. 167—183.</mixed-citation></citation-alternatives></ref><ref id="cit24"><label>24</label><citation-alternatives><mixed-citation xml:lang="ru">Zhou Lihong, Su Junqing, Dong Xiaowei, Shi Buqing, Sun Zhihua, Qian Maolu, Lu D., Liu Aiping. Controlling factors of hydrocarbon accumulation in the Termite rift basin, Niger. Petroleum Exploration and Development. 2017. Vol. 44. P. 358—367.</mixed-citation><mixed-citation xml:lang="en">Zhou Lihong, Su Junqing, Dong Xiaowei, Shi Buqing, Sun Zhihua, Qian Maolu, Lu D., Liu Aiping. Controlling factors of hydrocarbon accumulation in the Termite rift basin, Niger. Petroleum Exploration and Development. 2017. Vol. 44. P. 358—367.</mixed-citation></citation-alternatives></ref></ref-list><fn-group><fn fn-type="conflict"><p>The authors declare that there are no conflicts of interest present.</p></fn></fn-group></back></article>
