Нефтегазоматеринские породы и свиты

Нефтегазоматеринские породы – осадочные породы, содержащие рассеянное органическое вещество, способные генерировать нефть и газ. Главные признаки:

1) Формируются в субаквальных условиях

2) Восстановительные обстановки в диагенезе

3) По литологическому составу – в основном глинистые породы. Обычно – тёмноцветные. Типичные породы: аргиллиты, глинистые карбонаты, мергели, доломиты.

4) Содержание органического углерода не более 20%

Для формирования нефтематеринских отложений большое значение имеют биологическая продуктивность водоёма и скорость осадконакопления в нём. При прочих равных условиях, чем выше биопродуктивность водоёма, тем богаче потенциальные нефтепроизводящие возможности его осадка.

Чтобы свита считалась нефтегазоносной в промышленных масштабах содержание Сорг составляло не менее 1 миллиона тонн на квадратный километр (Q=Cорг*Hнгмп*d*107)

Исследования показали, что не всегда отложения, содержащие ОВ, реализуют свои возможности в отношении генерации нефти. Поэтому нефтематеринские породы

можно разделить на потенциально нефтематеринские, нефтепроизводящие, бывшие нефтематеринские.

Потенциально нефтематеринские – те, которые ещё не вступили в нефтеобразование, они ещё не погружались на глубины, где существуют благоприятные условия для нефтеобразования, так и не реализовали свои возможности по генерации нефти. Нефтепроизводящие – те, которые в настоящее время продуцируют нефть, характеризуются повышенным содержанием битумоидов или микронефти.

Бывшие нефтематеринские – породы, которые когда-то были нефтематеринскими.

Характеризуются нефтематеринским потенциалом – то количество нефти, которое могла дать порода за всю свою историю (377 мг/1 г Сорг - максимальное количество нефтяных углеводородов, которое может дать сапропелевое вещество, гумусовое – 160 мг/1г Сорг).

В нефтематеринской свите должно быть благоприятное сочетание нефтематеринских пород и коллекторов (песчаники/глины = 1/3).

Главные диагностические особенности нефтегазоматеринских отложений являются:

· Накопление в субаквальной среде с анаэробной (без доступа воздуха) обстановкой;

· Накопление на фоне относительно устойчивого погружения бассейна седиментации в течение рассматриваемого отрезка времени;

· Наличие в отложениях признаков возникновения и развития процессов нефтегазообразования, что может проявляться относительно повышенным содержанием углеводородов нефтяного ряда в битумной части органического вещества, содержащегося в породах.

Более правильно было бы рассматривать в качестве нефтематеринской не какую-либо одну свиту сравнительно однородных, глинистых или карбонатных отложений, а литолого-фациальный комплекс, сложенный литологически разнородными породами, образовавшимися как в морских и прибрежно-морских, так и в континентальных условиях в субаквальной восстановительной или слабовосстановительной обстановке. Формирование газоматеринских толщ, в отличие от нефтематеринских, может происходить также и в континентальных угленосных формациях.

Теория нефтематеринских свит детально рассматривается в трудах Н.И. Андрусова, и Г.П. Михайловского, а затем в работах В.В. Вебера, Н.М. Страхова.
Эти теории достаточно подробно разработаны в геологическом отношении и увязаны со стратиграфией и тектоникой многих месторождений.

По И.М Губкину, формирование толщ пород, продуцирующих нефтяные УВ (эти толщи и называют нефтематеринскими свитами), происходит «… в прибрежных частях морей – в заливах, бухтах, лиманах и даже в открытом море недалеко от берега в пределах так называемой терригеновой зоны, где происходит накопление органического материала не в пресной, а в солёной воде, т.е. в зоне, где совершается борьба между морем и сушей и где происходит чередование отложений: осадки глинистого характера, содержащие часто богатый органический материал, сменяются более грубым – песком, галечником, ракушечником….». В образовании нефти «… принимают участие остатки как животного, так и растительного происхождения, именно остатки зоофитоорганизмов планктона, водной растительности, зоофитоорганизмов бентоса, остатки высших береговых растений, а также остатки организмов и минерального вещества аллохтонного происхождения…..»

Свою теорию Губкин изложил в 1934. Согласно ей, зоны глубоких депрессий являются тем местом, где осадки сапропелитового характера, погружаясь на значительную глубину, попадают в особые условия температуры и давления, а процессы разложения органического вещества происходят в особо благоприятных условиях для возникновения диффузионно рассеянной нефти. Образовавшаяся нефть концентрируется в определённых местах, улавливаясь на своём пути сякого рода барьерами в виде различных тектонических структур. Концепция Губкина способствовала распространению в СССР и за рубежом верных представлений о происхождении нефти и формировании её месторождений, она выдержала проверку временем.

Органические и биогенные илы и образовавшиеся из них органогенные породы являются тем материалом, из которого, по представлениям Губкина, возникла нефть.

Взгляды И.М. Губкина на образование нефти и газа лежат в основе современной теории происхождения нефти. Некоторые положения Губкина дополнены, уточнены, значительно развиты, но основа сохранилась. Изменились представления о нефтематеринских свитах. Во-первых, доказано, что таковыми могут быть не только глинистые породы, а разнообразные осадочные породы (песчаники, глины, известняки, доломиты и т.д.) и даже вулканогенно-осадочные породы, содержащие органическое вещество вовсе не обязательно в аномально больших дозах. Процессы нефтегазообразования могут протекать также в карбонатных отложениях и даже в алевролитовых образованиях, если их накопление происходило в восстановительной обстановке. Требование к минимальному количеству органики для нефтематеринских толщ уменьшилось на порядок – от 2 до 0,2%.

Ранее на основании изучения различных нефтегазоносных бассейнов большинство исследователей считало, что в палеогеографическом отношении нефтематеринские отложения являются осадками нормальных морских бассейнов. Однако в ряде случаев допускалась возможность их накопления в морских осолонённых или опреснённых бассейнах или даже в солёных озёрах. Некоторые исследователи допускали возможность накопления нефтематеринских отложений в крупных пресноводных водоёмах. Таким образом, считалось, что нефтематеринские отложения могут накапливаться в самых разнообразных палеогеографических условиях – в различных морских и континентальных бассейнах. Накопление их считалось невозможным только, пожалуй, в наземных, субаэральных условиях.

Долгое время обязательным условием нефтематеринских свит было накопление их в водной (субаквальной) среде. Позднее стали высказываться мнения о том, что нефтематеринские свиты могут формироваться в континентальной обстановке. Исследования многих учёных показали, что в кембрии, ордовике, силуре и девоне нефть и газ концентрируются в отложениях преимущественно морского происхождения; в карбоне залежи углеводородов сосредоточены как в морских, так и в континентальных породах; в перми уже бОльшая часть углеводородов содержится в континентальных отложениях. В дальнейшем доля запасов нефти и газа в континентальных отложениях увеличивается и достигает максимума в плиоцене. Таким образом, пределы, в которые должны укладываться нефтематеринские свиты, со времён Губкина до наших дней значительно расширились

По словам И.М. Губкина (1937г.) уголь и нефть являются членами одного и того же генетического ряда каустобиолитов. По его мнению, в определённых геологических условиях континентальные и прибрежно-морские фации могут перейти в морские нефтегазоносные. На основании этого вывода И.М. Губкин в своё время предсказал возможность открытия в мезозойских отложениях Западной Сибири местоскоплений нефти, так как мезозойские угленосные фации склона Урала в пределах Западно-Сибирской низменности могут перейти в нефтеносные. Эти научные прогнозы подтвердились.

Согласно разработанной концепции, нефть и газ – образования стадийные, образующиеся на определённых катагенетических уровнях преобразования, причём на каждом из них образуются УВ определённого состава.

Рассматривая условия образования нефтяных местоскоплений Северного Кавказа, И.М. Губкин сделал вывод, что «…процесс превращения органического материала в нефть под воздействием различных факторов начался со времени погребения этого материала на морском дне и продолжается по мере погружения его в более глубокие с более высокой температурой и давлением… По мере увеличения давления, уплотнения осадков и прочего их диагенетического изменения диффузионно-рассеянная нефть и сопровождающие её газы начали перемещаться в песчаные пласты…»

Таким образом, Губкин уже 70 лет назад считал процесс нефтеобразования длительным. Непрерывным и стадийным со следующими этапами: 1) процесс накопления органического вещества в осадках (биохимический и геохимический), приведший к образованию диффузионно-рассеянной нефти; 2) выжимание рассеянной нефти из нефтематеринских свит в коллекторы; 3) движение нефти по коллекторам и накопление и её в месторождениях; 4) последующее разрушение месторождений в результате различных геологических явлений. В сумме эти явления образуют цикл нефтенакопления.

При этом накопление ОВ, послужившего исходным материалом для образования нефти, в природных условиях происходит в рассеянной форме в минеральной тонкоотмученной массе и совместно с ней. В дальнейшем при соответствующих биохимических условиях нефтегазообразование начинается с разложением ОВ в биогенном иле ещё до его погребения и продолжается после его погребения при активном содействии анаэробных бактерий в течение всего периода диагенетического изменения породы.

Представления И.М. Губкина о том, что процесс преобразования ОВ в нефть под действием различных факторов идёт со времени погребения ОВ на морском дне и продолжается по мере погружения осадков в более глубокие зоны с высокими температурой и давлением, подтверждаются данными изучения современных и древнечетвертичных отложений.

Как показал И.М. Губкин, преобразование органического вещества нефтегазоматеринских отложений в нефть и газ носит многоступенчатый стадийных характер. Однако по вопросу о том, на какой стадии литогенеза потенциально нефтегазоматеринские отложения становятся нефтепроизводящими, мнения исследователей ещё расходятся. Одни учёные, вслед за Губкиным, считают, что преобразование ОВ в УВ нефтяного ряда начинается уже на стадии раннего диагенеза и продолжается на стадии катагенеза. Другие полагают, что образование нефтяных УВ происходит на стадии катагенеза в результате термокаталитических и термических преобразований ОВ.

Согласно В.В. Веберу, преобразование ОВ в осадке в УВ нефтяного ряда начинается ещё в диагенезе и продолжается на стадии катагенеза, подтверждается исследованиями многих учёных.

В.В. Вебер на примере ряда нефтегазоносных провинций бывшего СССР и других стран показал возможность генерации нефти в промышленных масштабах на глубинах погружения нефтегазоматеринских отложений от 600 до 1400м, т.е. на стадии диагенеза. «Весь приведённый материал как геологический, так и геохимический, свидетельствует о начале процесса образования нефти на ранних, заведомо диагенетических стадиях превращения ОВ осадков. В ряде случаев и завершение этого процесса с образованием промышленно нефтеносных пород происходит на глубинах, не выходящих за пределы диагенетической зоны». [5]

Исследованиями В.В. Вебера и П. Смита было установлено, что преобразование захороняемого в современных и древнечетвертичных осадках ОВ смешанного и растительно-животного происхождения при наличии благоприятных фациальных условий в анаэробной среде сопровождается образованием УВ нефтяного ряда. При этом отмечено, что по мере возрастания глубины погружения современных осадков степень восстановленности битуминозных компонентов ОВ увеличивается и одновременно в битумоидах растёт содержание УВ. На глубине около 1м содержание УВ составляет всего 7,5 % общего количества ОВ, 92,5 % приходится на долю асфальтно-смолистых и сложных органических соединений. В образцах с глубины около 30 м количество УВ увеличивается до 31 %, а содержание асфальтно-смолистых и сложных органических соединений снижается до 69 %.

Влияние Губкина на развитие нефтяной промышленности СССР было очень большим. Его идеи близки Михайловскому. Он во многом разделял сапропелитовую гипотезу Потонье, в той её части, которая касалась исходного для нефти материала. По мнению Губкина этот материал был смешанный, растительно-животный, сапропелитовый или сапропелито-гумусовый. Процесс преобразования исходного материала в нефть – длительный, начинается в мелководных «органогенных илах», на дне морских водоёмов и продолжается в течение всего диагенеза и позже, вплоть до начала горообразующих движений, когда нефть получала возможность мигрировать.

Количество рассеянного ОВ в десятки тысяч раз, а рассеянных УВ в десятки и сотни раз превосходит ресурсы нефти в скоплениях. Таким образом, весьма небольшая часть ОВ преобразуется в нефтяные УВ. В процессе седиментации и после захоронения в осадке ОВ в результате диагенеза подвергается разрушению и бОльшая его часть окисляется, а летучие компоненты удаляются. Наиболее устойчивая часть ОВ – липиды в результате гидролиза образуют смесь жирных кислот, которые по изотопному и химическому составу ближе всего к соединениям, входящим в состав нефтей. Дальнейшее преобразование липидной фракции ОВ и генерация основной массы нефтяных УВ протекают на глубинах, где температура колеблется от 60 до 180 о С.[1]