Немецкие ученые Г.Гефер и К.Энглер в 1888 г. поставили опыты, доказавшие возможность получения нефти из животных организмов (перегонка сельдевого жира при Т =4000С и Р = 10 кгс/см2 - получены масло, горючие газы, вода, жиры, разные кислоты. Из масла плотностью 0.8105 г/см3 состоящего на 9/10 из УВ коричневого цвета последующей разгонкой были получены предельные УВ от пентана (С2Н5) до нонана (С9Н20), парафин и смазочные масла (олефины, нафтены, арены).
В 1919 г. академик Н.Д.Зелинский при перегонке сапропелевого ила из оз. Балхаш получил сырую смолу (63.2 %), кокс (16.0%), газы (СН4, СО2, Н, Н2S – 20.8%). При последующей переработки смолы из нее извлекли бензин, керосин, тяжелые масла.
Казалось проблема решена – нефть и газ производные разложения органики [34, 50, 51].
Научно-теоретический интерес и практическое значение проблемы образования нефти определил И.М.Губкин – основоположник отечественной школы нефтяников [28].
К середине ХХ в. было доказано единство всех горючих полезных ископаемых (нефти, угля, газа, горючих сланцев), установлена генетическая связь нефти с ископаемым ОВ осадочных пород, разработаны критерии выделения нефтегазоматеринских свит.
В 40-50 –е годы модель органического нефтеогазобразования рассматривала процесс образования нефти как преимущественно механическое отжатие глинами битуминозных компонентов, уже образовавшихся в живом веществе и диагенезе в процессе погружения и уплотнения этих глинистых нефтематеринских пород [70].
Созданная в начале 60 –х годов и развившаяся в 70-80 –е годы термокаталитическая концепция образования нефти в своей основе имеет химические реакции, протекающие в сравнительно узком температурном интервале; этот главный этап генерации УВ нефти ОВ назван Н.Б.Вассоевичем главной фазой нефтеобразования (ГФН), за рубежом – «нефтяным окном» [25, 29].
Н.Б.Вассоевич: концепция нефтеобразования – осадочно-миграционная теория (а не органическая или биогенная!). Нефть образуется абиогенным путем, но источником её является ОВ или кероген, захороненный в процессе осадконакопления [29].Его потенциал закладывается в живом веществе, формируется в диагенезе, реализуется в мезокатагенезе. Ход этого процесса определяется как внутренней структурой керогена, так и внешними факторами – температурой, скоростью прогрева, строением нефтематеринской толщи, определяющим эмиграцию, образовавшихся продуктов, составом минеральной матрицы, влияющим на каталитические процессы, происходящие в керогене.
В последние десятилетия, благодаря работам Н.Б. Вассоевича (1986), А.Э. Конторовича (1998) и других исследователей, состояние осадочно-миграционной теории существенно продвинулось на пути всестороннего комплексного анализа условий формирования и генетических основ нефтегазонакопления. В конце XX века российским ученым удалось сформулировать как общие положения теории, так и ее отдельные составляющие: учение о типах органического вещества (ОВ), схемы развития катагенеза ОВ, стадийности нефтегазообразования, учение об осадочных бассейнах и др. [51].
Вместе с тем многие генетические вопросы формирования месторождений нефти и газа (роль глубинных факторов, рифтогенеза, эпигенетических преобразований, гидрогеологических режимов и др.) требуют дополнительного изучения. Да и само название «осадочно-миграционная теория образования нефти и газа» не вполне точно и полно отражает длительную и многостадийную историю нефтегазогенеза.
Сформулированная в нефтяной геологии осадочно-миграционная концепция скорее относится к образованию и преобразованию в зоне катагенеза нефтематеринских углеродосодержащих геологических формаций. Становление собственно нефтегазоносных залежей в благоприятных структурах – ловушках связано не с сингенетическими процессами осадконакопления, диагенеза и катагенеза осадков, а с более поздними эпигенетическими процессами преобразования пород под влиянием экзогенных и эндогенных факторов и ведущей роли инфильтрационных процессов миграции вещества как по вертикали, так и по латерали [50, 51].
В этом отношении генетические основы нефтегазообразования имеют много общего с формированием крупных и уникальных месторождений урана, в особенности многочисленной группы полигенных и полихронных объектов, прямо или косвенно связанных с углеродистыми геологическими формациями протерозоя и фанерозоя.
Для нефти и газа, также как и в урановой геологии можно выделить три основных периода (подготовительный, нефтеобразующий и консервационный) и несколько стадий длительного полигенного и полихронного процесса нефтегазогенеза. При этом очень близка роль в формированиии месторождения углеродсодержащих осадочных отложений, образующихся в разнообразных по тектонической позиции и возрасту бассейнах седиментации и содержащих высокие количества не только углерода и водорода, но и металлов (урана, ванадия, мышьяка, цинка никеля (U, V, As, Zn, Ni) и других элементов).
В спокойной тектонической обстановке (платформенные условия) при залегании на глубине до 1 км такие породы (в частности диктионемовые сланцы /название получили от ископаемого Dictyonema flabelliformis/ на северо-западе Русской плиты) не генерируют эпигенетических концентраций урана, углеводородов и могут рассматриваться как сингенетические потенциальные месторождения металлов и органического топлива. И наоборот, при вовлечении битуминозных отложений в преобразование в активной геодинамической среде зоны катагенеза могут формироваться в крупных специализированных блоках литосферы рудо – и нефтепитающие геохимические системы, способные генерировать подвижные формы металлов и углеводородов, вовлекаемых в дальнейшем в инфильтрационные процессы нафторудообразования.
Выделяются следующие основные стадии нафтидогенеза, зависящие от геологических и геохимических процессов формирования и сохранения залежей нефти и газа в зависимости от типа геодинамического (тектонического) режима.
Первые две стадии (седиментационная и катагенетическая) ответственны за образование в соответствующих блоках осадочных бассейнов нефтегазопитающих геохимических систем (региональный подготовительный период) при наличии нефтематеринских пород и повышенных температурах, соответствующих условиям низкотемпературного гидротермального метасоматоза.
Собственно нефтегазообразующицй период включает две эпигенетические стадии: инфильтрационную и концентрационную. Они связаны с активным гидрогеологическим режимом осадочных бассейнов, чередованием периодов сжатия и растяжения и наличием литологических, структурных или иных ловушек.
Консервационная стадия может развиваться по двум сценариям [51]:
- сохранение залежей нефти и газа при пассивном геодинамическом режиме;
- уничтожение залежей нефти и превращение их во вторичные битуминозные породы, а также преобразование (или уничтожение) месторождений газа с возможным перемещением газообразных углеводородов в новые структуры.
Предварительное рассмотрение такой модели многостадийного процесса нефте – и газообразования позволяет сформулировать следующие общие выводы:
- месторождения нефти и газа являются эпигенетическими многостадийными (полихронными) и полигенными образованиями продуктивных осадочных бассейнов, в накоплении и миграции углеводородов существенную роль играли не только экзогенные, но и эндогенные факторы.
Итак, прежде чем рассматривать стадии онтогенеза углеводородов, рассмотрим, что собой представляет органическое вещество (ОВ) и какое ОВ составляет основу нефтегазопродуцирующих отложений. Это следующие ОВ [76]:
Сапропели – органо-минеральные осадки озерных водоёмов. ОВ сапропеля образуется преимущественно за счет продуктов распада живущих в воде растительных и животных организмов ….
Сапропелиты – ископаемое ОВ осадочных пород, образовавшееся в основном за счет остатков зоо- и фитопланктона; являются основной органической составляющей пород нефтематеринских свит.
Сапрпелито-гумиты – ископаемое ОВ, образовавшееся преимущественно из остатков растений; являются одной из главных составляющих РОВ нефтегазоматеринских и газоматеринской пород.
Гумито-сапрпелиты – ископаемое ОВ, образовавшееся преимущественно из остатков растений; являются одной из главных составляющих РОВ нефтегазоматеринских пород.
Гумиты – РОВ континентальных отложений, образовавшееся главным образом за счет остатков высших растений (подгруппа углей группы гумолитов).
Формирование и преобразование осадочных пород проходит стадии диагенеза, эпигенеза и катагенеза.
Диагенез – преобразование осадка в осадочную породу в процессе уплотнения и физико-химического превращения и уравновешивания сред. Диагенез: ранний – главными являются окислительно-восстановительные процессы; поздний – решающую роль играет выравнивание концентраций ионов в поровых водах, приводящие к образованию конкреций.
Эпигенез – вторичные минералогические и структурные изменения осадочных пород в совокупности с изменениями содержащихся в них флюидов (воды, нефти, газа). Эпигенез наступает после диагенеза.
Катагенез – процессы изменения отдельных составных частей горной породы (минералов, РОВ, пустотного пространства, флюидов) при её эпигенезе в результате увеличения глубины погружения и пластовой температуры, происходящие без привноса вещества из внешних источников. Выделяются стадии протокатагенеза, мезокатагенеза и апокатагенеза (табл. 6) [51, 76].
Таблица 6. Стадии катагенеза [76, 78]
| I. ПРОТОКАТАГЕНЕЗ | |||
| ПК1 | Б1 | бурые | клареновые угли Донбасса |
| ПК2 | Б2 | ||
| ПК3 | Б3 | ||
| до 90-1000С | |||
| II. МЕЗОКАТАГЕНЕЗ | |||
| МК1 | Д | длиннопламенные | ГЗН: 80-90–150-1700С глубины 2 – 3,5 км |
| МК2 | Г | газовые | |
| МК3 | Ж | жирные | ГЗГ: свыше 1700С глубины 3.5-5 км |
| МК4 | К | коксовые | |
| МК5 | ОС | отощенно-спекающиеся | |
| до 200-2200С | |||
| III. АПОКАТАГЕНЕЗ | |||
| АК1 | Т | тощие | ГЗГ - до 5 км |
| АК2 | ПА | полуантрациты | |
| АК3 | А | антрациты | |
| до 3000С |
Залежь нефти и/или газа формируется только в процессе миграции жидких или газообразных УВ. Нефть и газ – образования стадийные, формирующиеся на определенных катагенетических уровнях преобразования, причем на каждом из них генерируются УВ определенного состава; выделяются пики ГЗН и ГЗГ (табл. 7).
В разрезах осадочных бассейнов сверху вниз располагаются скопления УВ:
1) ПК1 – ПК2 – небольшие залежи сухого газа;
2) ПК3 - МК11 – залежи нафтено-метановой нефти и полусухого газа, в газовых шапках – полужирный и жирный газ;
3) МК12 – МК2 – в нефтях возрастает содержание метановых УВ, твердых парафинов и легких ароматических УВ, в газовых шапках – жирный газ;
4) МК3 – залежи метаморфизованных, высокопарафинистых нефтей с повышенным содержанием нормальных алканов;
5) МК4 – залежи газоконденсатов;
6) МК5 – залежи сухого газа;
7) МК5 – АК1 и ниже – залежи только метана.
В распределении залежей разного фазового состава УВ по вертикали отмечается сдвиг вверх примерно на половину градации относительно максимума генерации соответствующих флюидов.
Таблица 7. Зональность распределения УВ в ОПБ [29]
Итак для большинства осадочных бассейнов (ОБ) сверху вниз по шкале катагенеза:
|
В целом для большинства ОПБ сохраняется зональность сверху вниз: газ - тяжелая нефть - легкая нефть – газоконденсат – газ.
Стадии онтогенеза углеводородов и показатели нефтегазоносности, контролирующие процесс формирования (расформирования) залежей нефти и газа – очаг нефтегазообразования – генерация – миграция – аккумуляция – сохранность – консервация – эволюция (переформирования или расформирование) (рис. 1).
Порода нефтегазоматеринская – осадочная порода, содержащая ОВ, которое способно при вступлении в главную зону нефтеобразования (ГЗН – Т0С от 50-60 до 150-170) генерировать нефть: 1) потенциально нефтематеринская, т.е. еще не реализовавшая свой потенциал нефтегенерации; 2) нефтепроизводящая или нефтепроизводившая, еще не исчерпавшая свой потенциал; 3) бывшая нефтематеринская, уже утратившая способность генерировать нефть. Одним из главных диагностических признаков I стадии развития пород нефтематеринских является присутствие в ней битумоидов паравтохтонных, а II и III стадий – битумоидов остаточных [35].
Торжество осадочно-миграционной теории нафтидогенеза во второй половине XX века особенно ярко проявилось в блестящих открытиях, сделанных на основе методов прогноза и поиска скоплений нефти и газа, вытекающих из этой теории. К ним относятся открытия, сделанные практически во всех нефтегазоносных провинциях (НГП) СССР, а также в других бассейнах Мира.
Особое значение имело изучение геологии и нефтегазоносносности Сибирской платформы. Научное обоснование и последующее открытие крупных и уникальных по запасам УВ местоскоплений нефти и газа в венде и рифее отодвинули рубеж доказанной промышленной нефтегазоносности до отметки 1400 млн. лет. Этот рубеж, несомненно, будет отодвинут дальше вглубь протерозойской и архейской истории Земли [50].
По средневзвешенной концентрации Снк горизонты осадочного разреза Сибирской платформы (Лено-Тунгусская НГП) подразделяются на три группы: доманикоидные (Снк >0.5%), субдоманикоидные (Снк= 0.1-0.5%) и горизонты со сверхрассеянной формой органического вещества (ОВ) (Снк<0.1%).
Рис. 1. Стадии онтогенеза углеводородов
В отложениях верхнего протерозоя, нижнего и среднего палеозоя Сибирской платформы известно 18 стратиграфических уровней, где располагаются доманикоидные и субдоманикоидные горизонты, сложенные терригенно-карбонатными, карбонатными и терригенными породами. По фациальному облику это нормально-морские, реже лагунно-морские отложения. Обогащенные ОВ толщи, как правило, имеют ранг свит или подсвит, реже пачек. Встречаются в раннем рифее – 1, в среднем рифее – 3, в позднем рифее – 2 (3?), в венде – 2, в кембрии – 3, в ордовике – 3, в силуре – 2, в девоне – 2. Большая часть этих толщ имеет региональное распространение на Сибирской платформе, но в латеральном направлении они нередко меняют свой литологический состав, мощность и соответственно концентрацию ОВ [62]. Доманикоидные и субдоманикоидные горизонты позднего протерозоя, раннего и среднего палеозоя Сибирской платформы классифицируются как нефтегазоматеринские свиты. Понятие «нефтегазоматеринская свита (формация)» вычленяет из общего объема парагенезов горных пород те из них, которые по своим свойствам «… обладают (обладали в прошлом или при наступлении соответствующих условий могут обладать) некоей функцией рождать и отдавать те или иные количества жидких и газообразных углеводородов (УВ), то есть при образовании своем приобретшие некоторое свойство – нефтегазоматеринский потенциал» [62].
Нижний предел концентраций ОВ в нефтегазоматеринских свитах зависит от его состава, то есть от генетического типа. Опыт исследований ВНИГРИ показывает, что в случае сапропелевого ОВ преимущественно водорослевой планктонной природы, слабо измененного в диагенезе, за нижний предел концентраций по значению Снк принимается 0.1% на породу. Такое ОВ характерно для слабоглинистых карбонатов иловых впадин палеозоя и позднего докембрия Сибирской платформы. В этих породах уже на первых стадиях мезокатагенеза фиксируются признаки генерации и эмиграции жидких УВ и их следует относить к категории нефтематеринских. Для свит, содержащих рассеянное органическое вещество (РОВ), в исходном составе которого наряду с фитопланктоном значительную роль играл зоопланктон и (или) бентос, или РОВ, значительно окисленное в седиментогенезе и диагенезе (оксисорбосапропелиты по Г.М.Парпаровой, ВНИГРИ), пределом следует считать 0.2% Снк. Для газоматеринских свит нижним пределом концентраций Снк считаются значения 0.07-0.08%, в случае наиболее «благородного» водородистого РОВ, вероятно, 0.05%. ВНИГРИ принят осредненный нижний предел концентрации Снк в нефтегазоматеринских свитах суммарно – 0.1% [62].
