Органическая теория происхождения нефти. Нефтегазоматеринские породы

ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИ

Нефть и углеводородные газы, будучи важнейшими для народного хозяйства полезными ископаемыми, являются генетически родственными, образованными аналогичными процессами из общего исходного материала. Разрешение проблемы происхождения нефти имеет не только большое познавательное значение (это одна из трудных проблем естествознания), но и громадное значение для повышения эффективности поисково-разведочных работ. Различные гипотезы происхождения нефти были предложены более 100 лет тому назад; в настоящее время их насчитывается несколько десятков. Одни из них защищают органическое происхождение, другие – глубинное неорганическое. Такие воззрения в большой степени альтернативны и однозначное разрешение происхождения нефти возможно на базе комплексных исследовании и обобщения накопившегося опыта по поисково-разведочным работам и разработке нефтяных и газовых месторождений – по двум основным направлениям: геологическому и геохимическому.

Одним из основоположников органического происхождения нефти был М.В. Ломоносов (1763), который высказал гипотезу об образовании нефти за счет подземной перегонки органического вещества из исходных веществ – угля и торфа под воздействием тепла Земли.

Современная осадочно-миграционная теория нефтегазообразования была выдвинута в середине прошлого века Н.Б. Вассоевичем. Согласно ей исходным для нефти и газа является сапропелевое, преимущественно водорослевое рассеянное органическое вещество (РОВ) морских, прибрежно-морских и озерных илов глинисто и глинисто-карбонатного состава.

Нефтегазоматеринскими отложениями считаются терригенные породы с содержанием органического углерода (С орг.) более 0,5% и карбонатные осадки с концентрацией С орг. более 0,3% на начало катагенеза. Если концентрация С орг. выше 20%, то такие породы переходят в разряд горючих сланцев и углей, в которых генерированная нефть удерживается сорбционными силами и не образует промышленных залежей.

Гумусовое рассеянное органическое вещество прибрежно-морских и континентальных терригенных отложений, источником которого является высшая растительность, способна генерировать преимущественно газообразные УВ. Если в составе гумусового рассеянного органического вещества присутствуют липоидные вещества (смоляные тельца, парафины, оболочки спор, пыльца), то наряду с газами следует ожидать генерацию небольшого количества жидких УВ.

Первая стадия преобразования материнского органического вещества, связывается с бактериальными процессами (аэробными и анаэробными). Для хороших нефтегазоматеринских осадков предпочтительна восстановительная или слабо восстановительная фация, благоприятная для развития процессов преобразования осадков в направлении битумообразования. С помощью ферментов микробы разлагают часть высокомолекулярных компонентов на простые соединения. На этом начальном этапе преобразования РОВ в ряде случаев могут сформироваться небольшие скопления асфальтоподобных веществ и газовые залежи. В связи с отсутствием надежных покрышек основная масса газа рассеивается. В конце диагенеза в уплотняющихся осадках остается наиболее устойчивая, нерастворимая в кислотах часть РОВ – кероген, который является источником основной массы УВ в катагенезе.

Вторая стадия преобразования органического вещества – катагенетическая или физико-химическая. Главными действующими факторами являются давление, температура и время. Температура образования нефти может компенсироваться временем. В катагенезе образуются основные массы нефти и газа при температуре 50-200⁰С. Повышение температуры вызывает термическое преобразование керогена и генерацию микронефти и газообразных компонентов. Образование нефти и газа происходит неравномерно. С повышением температуры генерация нефти по времени проявления опережает генерацию основной массы газа. В среднем катагенезе проявляется главная фаза нефтеобразования (ГФН), а в позднем – главная фаза газообразования (ГФГ).

Глубинный интервал главной зоны нефтеобразования распространяется в среднем в пределах 2-4 км и определяется геотермическим градиентом конкретного участка бассейна. В обычных платформенных областях этот интервал находится на глубинах 2-3 км, а во впадинах с низкими геотермическими градиентами, типа Прикаспийской, интервал главной зоны нефтеобразования может опускаться на глубину до 3-6 км.

В типичном осадочном бассейне интенсивное образование нефти начинается при переходе от прото- к мезокатагенезу (ПК-МК₁) при температуре 50-70⁰С. Достигает максимума при температуре 90-110⁰С на стадии МК₂ и затухает при 150-170⁰С в начале стадии МК₄.

Температурный порог образования нефти зависит от литологического типа пород. Для карбонатных пород он выше, чем для глин. Это объясняется тем, что высокая католитическая активность глин повышает энергию активации.

Таким образом, основные положения органического происхождения нефти представляют в следующем виде:

1. Нефтегазообразование – региональный процесс, генетически связанный с рассеянным органическим веществом осадочных пород, является побочным процессом на фоне углефикации органического вещества в ходе литогенеза осадочных пород.

2. Нефтегазообразование – непрекращающийся процесс в геологической истории стратисферы, по крайней мере, начиная с низов палеозоя, а по новым данным – и с более древнего времени. Промышленное нефтегазообразование и нефтегазонакопление повторялось многократно в геологической истории и зависело от сочетаний геолого-геохимических условий, то более, то менее благоприятных для этих процессов.

3. Нефтегазообразование (образование углеводородов тяжелее метана) происходит в субаквальных отложениях при наличии исходного захоронения рассеянного органического вещества и восстановительной обстановки в диагенезе и в последующих стадиях литогенеза в осадочных породах различного литологического состава (глинистых, карбонатных, песчано-алевролитовых). Этим требованиям, как показала статистика, в качестве нефтематеринских пород чаще других удовлетворяют пелитовые породы (глинистые, а также карбонатные илистые). Степень начальной обогащенности осадка рассеянным органическим веществом зависит, прежде всего, от фациального типа, но в спектре осадков одной фации глины содержат больше органического вещества и битума, чем алевролиты, а последние больше, чем пески. Однако пески одной фации могут быть более богатыми органическим веществом, чем глины другой фации. Карбонаты при меньшем содержании органическим вещества, по сравнению с глинами, часто не уступают последним по степени битуминозности.

4. Под нефтегазоматеринскими породами следует понимать такие, в которых имел место процесс образования подвижных битумов с углеводородами. Их количество должно быть достаточно велико, чтобы в благоприятной геохимической и геологической обстановках в ходе литогенеза обеспечить их миграцию и образование промышленных скоплений.

Дата добавления: 2014-12-26