Нефтегазоматеринские и нефтегазопроизводящие толщи, принципы их диагностики. Понятие о нефтегазоматеринском потенциале ОВ

Нефте- и (или) газоматеринские породы – породы, содержащие органическое вещество, способное в катагенезе генерировать нефть и (или) газ, создавая при благоприятных условиях скопления УВ. Масштабы генерации УВ определяются генетическим типом, степенью катагенетического преобразования и концентрацией ОВ в породе.

Нефтематеринская свита обозначает естественные геологические тела, в которых протекали процессы нефтегазогенерации. В настоящее время понятие нефтегазоматеринская (или нефтематеринская) свита обозначает парагенетическую ассоциацию обогащенных автохтонным ОВ пород, рождающую в процессе литогенеза жидкие и газообразные углеводороды, способные к аккумуляции [Баженова и др., 2000].

Основу определения нефтематеринской свиты (формации) составляют нефтематеринские породы – тонкозернистые отложения, генерировавшие и выделившие количество углеводородов, достаточное для образования промышленных залежей нефти или газа. Промышленная нефтеносность связана с нефтематеринскими свитами, в которых РОВ более 1млн.т./км².

Нефтематеринские породы могут быть активные, неактивные или истощенные (утратившие свой нефтегенерационный потенциал) в зависимости от степени катагенетической зрелости керогена, проявляющейся в значениях современных и палеомаксимальных палеотемператур. Тип керогена катагенетически зрелых нефтематеринских пород определяет тип и объем эмиграции нефти [Н.Б. Вассоевич, 1967, 1969; А.Э. Конторович, 1976, 2004; B. Tissot, D. Welte,1978,1984; J. Hunt, 1979, 1996 и др.]

Для формирования нефтематеринских отложений большое значение имеют биологическая продуктивность водоема и скорость осадконакопления в нем. Чем выше биологическая активность водоема, т. е. чем больше в единицу времени в нем воспроизводится ОВ, тем богаче потенциальные нефтепроизводящие возможности его осадка. Оптимальные условия для образования нефти создаются в осадках, обогащенных сапропелевым ОВ, но вместе с тем нефтеобразование при определенных условиях может происходить и в отложениях, содержащих ОВ гумусово-сапропелевого происхождения.

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 (жиры и жироподобные вещества, воски, стерины и т. п.) в результате гидролиза образуют смесь жирных кислот, которые по изотопному и химическому составу ближе всего к соединениям, входящим в состав нефтей. Дальнейшее преобразование липидной (липоидной) фракции ОВ и генерация основной массы нефтяных УВ протекают на глубинах, где температура колеблется от 60 до 180 °С.

Материнские породы представлены глинистыми или карбонатными тонкозернистыми отложениями, накапливавшимися в условиях спокойного гидродинамического режима в восстановительных условиях. В настоящее время за минимальную концентрацию ОВ, способную обеспечить промышленную нефтеносность, принимают 0,4–0,5 % для глинистых пород и 0,1–0,2 % для карбонатных пород, при их достаточной толщине [Соколов и др., 1998]. На начало стадии катагенеза субаквальные терригенные породы содержат С_орг более 0,5%, а карбонатные более 0,3%.

Иногда нефтематеринские или потенциально нефтематеринские породы называют «черными сланцами». По определению «черные сланцы» – водно-осадочные горные породы, обычно темные, пелитоморфные и сланцеватые, обогащенные сингенетичным ОВ преимущественно аквагенного и отчасти терригенного типов [Юдович, Кетрис, 1988].

Нефтематеринские определяются как обычно глинистые, кремнисто-глинистые или известково-глинистые породы катагенетически «зрелые» и содержащие в значительном количестве органическое вещество, тип которого благоприятен для масштабного образования нефти. Если тип керогена согласуется с тем, который следует ожидать, исходя из биомаркерного состава нефтей, тогда повышается степень достоверности выделения нефтематеринского комплекса.

Генетическое семейство нефтей морского источника с низким пристан/фитановым отношением (Пр/Фт ≈ 0,7-1,2), доминированием низкомолекулярных алканов в общем ряду распределения алканов, преобладанием четных над нечетными алканами в диапазоне n-C23-nC30, ярко выраженным нафтеновым индексом, невысоким уровнем«зрелости» нефтей. Параметры распределения алканов битумоидов однотипны с соответствующими параметрами нефтей.

Если нефть образовалась в данной свите, то она первично нефтеносная, если нефть иммигрировала в данную свиту, ее называют вторично нефтеносной. В зависимости от наличия нефтематеринских отложений свита может определяться как нефтематеринская или ненефтематеринская. Не всегда отложения, содержащие ОВ, реализуют свои возможности в отношении генерации нефти. Потенциально нефтегазоматеринские толщи, которые не погружались на глубины, где существуют благоприятные условия для нефтегазообразования, так и не реализовали свои возможности по генерации нефтяных УВ. Нефтематеринские породы имеют три стадии развития: потенциально нефтематеринскую, нефтепроизводящую и постнефтематеринскую. Порог (начало) интенсивной генерации нефти в материнских породах характеризуется резким, более чем в 10 раз, увеличением выхода жирного газа и бензина, изменением цвета керогена от желтого до оранжевого, значением ОСВ R^о = 0,6 %, значительным варьированием содержания Н₂ в керогене. Конец ГФН определяется по R^о = 1,35 %, генерация жирного газа в основном завершается при R^о = 2 %, а метана – при R^о = 3,5 %.

По степени реализации нефтематеринского потенциала среди нефтематеринских свит выделяются ненефтепроизводящие, нефтепроизводящие и нефтепроизводившие.

Нефтепроизводящая свита – нефтематеринская свита в главной зоне нефтеобразования частично реализовавшая свой нефтематеринский потенциал. Диагностические признаки: глубина погружения не менее 1,5–2 км; достижение РОВ градаций МК₁-МК₂.

Нефтепроизводящими породами являются глинистые, глинисто-карбонатные, карбонатные и реже – кремнистые породы, которые при вступлении в главную зону нефтеобразования, характеризующуюся температурой от 70 до 170ºС, генерируют нефть. Иногда нефтепроизводящие породы содержат повышенные и высокие концентрации рассеянного органического вещества (РОВ). Повышенные концентрации, достигающие 8%, характерны для глинистых и глинисто-карбонатные пород. Высокие концентрации РОВ сапропелевого типа от 8 до 20% характерны для доманикитов, которые имеют также и местные названия: бажениты, менилиты и другие.

Удельный нефтематеринский потенциал определяется количеством нефти в миллиграммах на 1 г породы или в килограммах на 1 т (1 м³) породы, которое может образоваться за всё время её нахождения в зоне катагенеза. Газоматеринский потенциал оценивается количеством газа в кубических метрах на 1 т или 1 м³ породы.

По величине генетического потенциала (в килограммах на тонну или в миллиграммах на грамм) нефтематеринские породы Б. Тиссо и Д. Вельте [(1981)] классифицируют следующим образом: менее 2 – порода, не производящая нефть, но обладающая небольшим газовым потенциалом; 2–6 – нефтематеринская порода с умеренным потенциалом; более 6 – нефтематеринская порода с высоким потенциалом.

В качестве нефте- и газоматеринской рассматривается 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.

Главными диагностическими особенностями нефтегазоматеринских отложений и основными критериями их прогнозированияявляются: 1) накопление в субаквальной среде с анаэробной (без доступа кислорода) обстановкой; 2) накопление на фоне относительно устойчивого погружения бассейна седиментации в течение рассматриваемого отрезка геологического времени; 3) наличие в отложениях признаков возникновения и развития процессов нефтегазообразования, что может проявляться относительно повышенным содержанием УВ нефтяного ряда в битумной части ОВ, содержащегося в породах.

Н.Б. Вассоевич отмечал, что нефтематеринские отложения в погружающемся осадочном бассейне оказываются в зоне температур >60°С, то эту область следует именовать очагом нефтеобразования, в котором начинает развиваться главная фаза нефтеобразования, и при достижении оптимальных РТ-условий начинается массовая эмиграция нефти и формирование залежей в ловушках.

Углеводородная генерационно-аккумуляционная система (УГАС) включает нефтегазоматеринский литолого-стратиграфический комплекс и очаги активного проявления процессов генерации УВ, миграционно-дренажные пути между очагом генерации и зоной аккумуляции нефти и газа, основной природный резервуар, содержащий около 50% всей новообразованной нефти, региональную покрышку, ловушки зоны аккумуляции, осадочные породы, перекрывающие очаг и продуктивные резервуары.