Глава 2 Формирование нефтегазоматеринского потенциала.

Следует сразу отметить, что методика бассейнового моделирования основывается на положениях «органической гипотезы происхождения нефти», как наиболее обоснованной, находящей подтверждение в открытии месторождений УВ и позволяющей осуществить количественную сторону моделирования процессов их формирования, начиная от количественной оценки генерации и эмиграции УВ.

В.И. Вернадским была создана биогеохимическая основа учения о нефти, подготовившая научную базу для биогенной осадочномиграционной теории стадийного нефтегазообразования. В соответствии с учением И.М. Губкина (1937 г.) в теории нефтегазообразования выделяются следующие стадии генерации и аккумуляции углеводородов и формирования месторождений, сохраняющие определяющее значение до наших дней:

– накопление исходного нефтегазоматеринского органического вещества, фоссилизируемого в осадочных породах;

- генерация нефтяных и газовых углеводородов в ходе его последующего термобарического преобразования;

– перемещение нефтяных и газовых углеводородов из нефтегазоматеринских толщ в породы-коллекторы (эмиграция) и последующая миграция их по пласту-коллектору (латеральная миграция) или по разрывным нарушениям и трещинам (вертикальная миграция);

– аккумуляция нефти и газа при наличии благоприятных структурных и литологических условий на пути их миграции и образование залежей и месторождений;

– перераспределение или разрушение залежей при наступлении определенных геолого-геохимических условий.

Таким образом, основа нефтегазогенерационного потенциала и, в последующем нефтегазоносности, закладывается на стадии осадконакопления. На этом этапе, в зависимости от фациальных условий накопления осадочных пород, формируются такие характеристики рассеянного органического вещества (РОВ), как его генетический тип и его весовое содержание в породе.

Органическое вещество (ОВ) является обязательным компо­нентом практических всех осадочных образований начиная с конца архея.

На большом фактичес­ком материале П. Траском было показано, что присутствие органического углерода (С_орг., т.е. не карбонатного углерода) свой­ственно всем современным и ископаемым осадкам, что его со­держание колеблется по стратиграфическому разрезу, достигая максимума в кайнозое; в глинистых породах содержание С_орг в два раза больше, чем в алевритовых, а в последних - в два раза больше, чем в песчаных. Установленная зависимость содержания С_орг типа осадка Н.Б. Вассоевичем была названа «закономер­ностью Траска»; она неоднократно подтверждалась для различ­ных регионов мира. Средние содержания С_орг для разных литотипов, так же как и для различных стратиграфических интервалов разреза, уточняются и, очевидно, несколько изменятся как в ту, так и в другую сторону.

А.Б. Роновым и А.А. Мигдисовым (1970) на примере Русской платформы показано возрастание содержания С_орг от протеро­зойских пород к кайнозойским как для всех типов пород: PR — 0,18%, PZ — 0,34%, (MZ+KZ) — 0,64%, так и для отдельных литотипов: глины PR - 0,35%; PZ - 0,7%; (MZ+KZ) - 0,94%; пески-алевролиты — 0,08-0,36%; карбонаты — 0,06-0,47%.

На основе анализа всех опубликованных данных и несколь­ких тысяч анализов содержания и состава С_орг Н.Б. Вассоевичем приняты следующие субкларки: глинистые породы — 0,9%, алев­ритовые — 0,45%, песчаные и карбонатные — 0,2%, все типы по­род — 0,58%.

Форма нахождения и морфология ОВ в осадочных поро­дах также различны. Выделяются следующие формы:

1. морфоло­гически оформленный растительный детрит;

2. бесструктур­ные включения гидрофобного ОВ в виде капель или комочков;

3. сорбированные на поверхности минеральных частиц породы;

4. растворенные, содержащие ОВ в форме солей;

5. ОВ, входя­щее в состав кристаллической решетки минералов.

При исследовании ОВ осадочных пород и осадков в нем вы­деляют различные аналитические группы: растворимые компо­ненты (Рис. 1), включающие гуминовые вещества и битумоиды, и нераст­воримые компоненты. Гуминовые вещества — это прежде всего гуминовые кислоты — фракция ОВ, извлекаемая водным раство­ром щелочи из осадков, почв, углей и осаждаемая минеральными кислотами. Эти вещества представляют собой высокомолекулярные полимерные соединения, богатые кислородом, содержащие также серу и азот. Элементный состав: С = 55-65%; Н = 3,5-5,5%; I(0+N+S) = 30-40%. Они формируются на ранних стадиях биологического преобразования исходного ОВ. Гуминовые кис­лоты свойственны ОВ осадочных пород только на ранней стадии катагенетической эволюции, на границе прото- и мезокатагенеза они исчезают. Часть их переходит в нерастворимое состояние, образуя гумины.

Битуминозные компоненты ОВ аналитически выделяются как битумоиды (в отличие от битумов — природных продуктов преобразования нефти). Битумоиды — компоненты ОВ, извлекае­мые из ОВ и породы органическими растворителями — хлоро­формом, бензолом, петролейным эфиром, ацетоном, спирто-бензолом, четыреххлористым углеродом и др. По сравнению с нефтью хлороформенный битумоид (ХБ) беднее углеро­дом и водородом и богаче гетероэлементами: С = 73—82%, Н - 8-11%, (O+N+S) = 7-20%.

В компонентном составе битумоидов выделяются те же фрак­ции, что и в нефтях: масла, смолы и асфальтены. Масла — это наиболее легкая фракция битумоида, растворимая в

Рис. 1 Общая схема эволюции органического вещества с момента его отложения до начала метаморфизма.

петролейном эфире и не адсорбирующаяся из этого раствора силикагелем или другим адсорбентом.

Смолы — фракция битумоидов, растворимая в петролейном эфире и адсорбируемая из этого раствора силикагелем и другими адсорбентами. Смолы отличаются от других компонентов биту­моида повышенной концентрацией гетероэлементов и прежде всего кислорода.

Асфальтены — наиболее высокомолекулярная фракция битумоидов, нерастворимая в петролейном эфире. Это черные порошкообразные, иногда хрупкие ве­щества. Их структура представлена в основном конденсирован­ными ароматическими ядрами, по периферии которых располага­ются циклические и ациклические заместители, содержащие гете­роэлементы.

Наиболее легкую и восстанавливаемую часть битумоида, близкую по составу к нефти, Н.Б. Вассоевич назвал микронефтью, («диффузионно-рассеяная», по И.М. Губ­кину). Этот термин для обозначения миграционноспособной час­ти битумоида использовали Б. Тиссо и Д. Вельте (1981). Ана­литически микронефть включает масла и часть смолисто-асфаль- теновых компонентов, которые наименее сорбированы и легко растворимы в УВ части битумоида. Содержание и состав мик­ронефти в осадках/породах изменяется по мере развития литоге­неза.

Нерастворимая в водных растворах щелочей и в органичес­ких растворителях часть ОВ или НОВ (нерастворимое органическое вещество) составляет основную часть ОВ. Эту часть зарубежные геологи и геохимики называют керогеном. В отечественной литературе чаще всего используется аббревиатура НОВ, термин «кероген» здесь является синонимом НОВ.

По типам исходных биопродуцентов и с учетом химической структуры тканей все концентрированные формы ОВ были под­разделены на: 1) сапропелиты, образующиеся за счет фитозоо­планктона (жиры, белки, хитин); 2) гумиты, формирующиеся за счет остатков высшей наземной растительности (углеводы и лиг­нин); 3) липтобиолиты, исходный материал которых представлен наиболее стойкими к разложению тканями высших растений (воски, смолы, кутикулы).

Термин «каустобиолиты» был распространен на нефть и ее природные производные, которые отнесены к классу липтосапро- пелитов. Впоследствии все каустобиолиты разделили на каусто­биолиты угольного ряда (угли, торф, антрацит, сапропелевые угли и др.) и каустобиолиты нефтяного ряда, к которым были от­несены УВ газы, нефти, мальты, асфальты, озокериты и прочие природные битумы.

Автором первой классификации РОВ был Г. Потонье, кото­рый предложил выделять два основных фациально-генетических типа ОВ — сапропелевое и гумусовое, понимая под этими типа­ми соответственно ОВ низших (в основном микроводоросли) и высших наземных растений (деревья, кустарники). Эти два типа долгое время считались «фациальными антиподами». В связи с совершенствованием методов исследования стало очевидным, что понятия о «гумусовом» и «сапропелевом» веществе — общие и неконкретные. Зачастую «гумусовое», т.е. вещество высших рас­тений, по химическому составу и составу генерированных про­дуктов более отвечает «сапропелевому» и наоборот.

«Гумусовому» типу ОВ свойственны поликонденсированные ареновые структуры; ОВ этого типа обозначается СК_ар — ареновое, или арконовое. В его основе лежат лигнин-целлюлозные биополимерные комплексы - высококонденсированные структуры циклического строения и ароматические структуры. Для него ха­рактерно невысокое содержание водорода (С/Н < 1), высокое содержание азота.

За рубежом, а в последнее время и в России широко исполь­зуется классификация типов ОВ (типов керогена) по структур­но-химическому признаку Б. Тиссо и Д. Вельте (1981). Авто­ры предлагают выделять три типа керогена. На диаграмме Ван-Кревелена они характеризуются соответствующими кривыми (рис. 2).

Первый тип — кероген с высоким содержанием водорода и низким кислорода (начальное атомное отношение Н/С_ат высо­кое — более 1,5 и 0/С_ат низкое — менее 0,1); кероген в значи­тельной части состоит из липидного материала. Кероген формируется в основном за счет водорослевых и микробных липидов, он характерен для некоторых типов горючих сланцев. Этот тип ке­рогена распространен относительно редко.

Второй тип — содержание водорода достаточно высокое, но меньшее, чем в первом типе, содержание кислорода более высо­ко. В нем обычно при­сутствует сера. Кероген этого типа формируется в результате отложения и накопления морских орга­низмов (фито- и зоопланктон, бактерии с участием принесенного в бассейн ОВ высших растений). Этот кероген является источником УВ для большого числа нефтяных месторождений, в том числе и гигантских.

Третий тип — кероген, бедный водородом (Н/С_ат < 1, О/Сат = 0,2—0,3). Кероген этого типа образовался в основном из остатков наземной растительности. Обычен для кон­тинентальных окраин и дельтовых толщ.

Выделенные типы керогенов отличаются по характеру гене­рируемых продуктов, и прежде всего УВ.

Если сравнивать элементный состав нефти и ОВ (даже ОВ наиболее благородного состава, т.е. обогащенного липидной составляющей и, соответственно, водородом), то нефть отличается более высо­кими содержаниями водорода. Отсюда следует вывод, что крите­рием (или мерилом) этой способности ОВ генерировать УВ слу­жит обогащенность его водородом.

Рис. 2 Основные типы и эволюционные кривые керогенов типов I, II и III, наиболее распространенных в природе.

Одним из важ­нейших критериев нефтегазоносности любых осадочных бассей­нов или их крупных подразделений является возможность слага­ющих их осадочных пород генерировать нефть и (или) газ, т.е. их нефте- и газоматеринский потенциал. Почти все литофациальные типы современных и ископаемых осадков содержат углеводоро­дистое ОВ, обязательным компонентом которого являются биту­моиды, содержащие микронефть, за счет концентрации которой образуется собственно нефть, т.е. практически все осадочные по­роды, содержащие ОВ, могут быть нефте- и (или) газоматерин­скими в соответствующих геологических условиях. Важно опре­делить, какое количество нефти они могли дать, т.е. установить их нефтематеринский потенциал — П_нм.

Нефтематеринский потенциал — это то количество микро­нефти, нефти, которое может генерировать данная порода (свита) за всю геологическую историю.

Формирование нефтегазоматеринского потенциала закладывается на стадии седиментогенеза вмещающих пород и находится в тесной зависимости литолого-фациальных условий осадконакопления.

Все выше сказанное определяет содержание первого этапа формирования массива фактических данных в методике бассейнового моделирования. Этот этап включает:

- составление литолого-фациальных карт, с данными о литологическом составе пород выбранного литолого-стратиграфического интервала (нефтегазоносного комплекса, толщи, нефтегазоматеринской породы), их общей толщины и толщин каждого литологического типа в составе разреза, фациальных условий осадконакопления;

- сбор необходимых физических (плотность пород) и фильтрационно-емкостных (коэффициент открытой пористости) свойств каждого литотипа. Эти параметры присутствуют в качестве членов уравнений при последующих расчетах;

- сбор геохимических параметров таких как содержание Сорг. и РОВ (вес. %), данные о углепетрографическом составе РОВ (генетический тип РОВ), содержание битумоидов и углеводородов (УВ) в породе, данные о отражающей способности витринита.

Особо следует подчеркнуть важность литолого-фациальных карт. Наличие таких карт, в совокупности с данными о глубине залегания пород (структурные карты), позволяет прогнозировать все перечисленные выше параметры примеряя приемы интерполяции, экстраполяции и использования аналогов.