27.03.2021

Нефтематеринский потенциал седикахитов - органического вещества осадочных пород


Краткий исторический очерк. Вопрос о нефтематеринских (HM) отложениях безусловно является центральным в ряду других в большой и сложной проблеме нефтеобразования. He зря первые правильные представления о происхождении нефти именовались гипотезой нефтематеринских пород. Хотя истоки этой гипотезы можно найти в высказываниях отдельных авторов XVIII в., она, в сущности, возникла в период 1858-1863 гг., когда были опубликованы работы Д. Ньюберри и X. Роджерса.

Прошло, однако, почти 70 лет, прежде чем были организованы специальные исследования, направленные на выяснение условий образования нефти. Первое из них было осуществлено в 1925-1926 гг. в нашей стране и преследовало цель осветить условия формирования нефтематеринских осадков. Годом позже, в 1926 г., были начаты длившиеся 10 лет исследования американских ученых под руководством П. Траска, непосредственно направленные на выявление нефтематеринских осадков и пород и познание их признаков (первые публикации о результатах этих работ стали появляться с 1927 г.). В 30-е и последующие годы число работ, в которых затрагивались или специально рассматривались вопросы, связанные с HM породами, неизменно возрастало. Эволюция представлений о них, неразрывно связанная с прогрессом наших знаний об условиях образования нефти, шла в основном по линии снятия различного рода ограничений, в частности, снижения минимума содержания органического вещества (OB).

Долгое время HM породы рассматривались вне их соотношения со смежными породами и безотносительно к стадиям их бытия. В частности, данные о содержании OB (Сорг) в HM породах приводились без указания стадии катагенеза, которой они достигли, хотя отдельным ученым было ясно, что часть OB расходуется на нефтеобразование, а часть вообще теряется в виде СО2, CH4, H2O, H2S, NH3 и т.д.

Это положение изменилось после установления стадийности нефтеобразования. В общей форме эту идею высказал в 1915 г. известный американский геолог Д. Уайт, но первая, достаточно полная и дифференцированная схема этапов образования нефти и ее скоплений принадлежит И.М. Губкину. К сожалению, он не составил ни соответствующей таблицы, ни графической схемы. Однако из его высказываний, из духа его трудов с несомненностью вытекала возможность составления такой схемы. Она была оформлена одним из авторов данной статьи к столетию со дня рождения И.М. Губкина и опубликована в 1971 г. Эта схема, безусловно, сохраняет значение и теперь и потому она приводится здесь на рис. 1.

Концепция этапности нефтеобразования естественно сопрягалась с положением о стадийности в развитии нефтематеринских отложений. Одна из первых cхем такого рода составлена Н.Б. Вассоевичем. В статье 1955 г. была подчеркнута важность разграничения понятий, с одной стороны, о потенциально нефтематеринских (ПНМ), а с другой - о нефтепроизводивших (НПШ) породах.

Долгое время, однако, говорили только о нефтепроизводящих (НПЩ) породах или отложениях, хотя предпочтение, конечно, следовало отдавать термину "нефтепроизводившие" (НПШ). Слово ''нефтепроизводящие", по своему смыслу означает, что породы производят нефть и в настоящее время (как это разъяснил в свое время еще К.П. Калицкий), что, конечно, далеко не всегда отвечает истинному положению вещей. Важно подчеркнуть, что породы, продолжающие и ныне генерировать нефть, можно спокойно именовать не только нефтепроизводящими (НПЩ), но и нефтепроизводившими (НПШ). Очевидно, что этот последний термин шире по своему значению и применим во всех случаях.

Вскоре важность разграничения понятий о ПНМ и НПШ породах была отмечена в популярном "Словаре по геологии нефти": Нефтепроизводящая свита - обычно понимается как синоним нефтематеринской свиты. B светe новых данных, когда выяснилось, что нефтематеринские свиты проходят несколько стадий своего развития, Н.Б. Вассоевич предлагает сузить содержание термина Н.с., а именно - называть Н.с, только те нефгематеринские свиты, которые достигли зрелости и уже генерировали капельно-жидкую нефть, мигрировавшую в коллекторы. Нефтематеринские свиты на более ранней стадии своего развития являются лишь потенциально Н.с., а на более поздней, когда они претерпели достаточный метаморфизм, - бывшими Н.с."

Несмотря на очевидную необходимость дифференцированного, стадиального подхода к нефтематеринским породам в большинстве публикаций он полностью игнорировался. Так, например, в классификации, предложенной Д. Филиппи, единственным критерием для отнесения той или иной HM породы к "богатой" или "бедной" было количество содержащихся в ней сингенетичных углеводородов (УВ) в процентах на сухое вещество: больше 0,5% - "превосходные'; 0,5-0,15% - "очень хорошие" и т.д., вплоть до "очень бедных" ("не имеющих практического значения") - менее 0,005%,

Судя по более поздним публикациям Филиппи, он вынужден был отказаться от своей классификации. Однако неубедительный принцип, лежащий в ее основе, так и остался скелетом, каркасом схем классификаций HM пород, опубликованных С.П. Максимовым и К.Ф. Родионовой, вплоть до самой новейшей. Правда, в эту схему ими были внесены некоторые добавления, которые существенно ее не улучшили. В дальнейшем эта схема была помещена в учебнике (sic!) под редакцией А.А.Бакирова и в книге К. Бека и И.В.Высоцкого.

Между тем, на один из дефектов классификации Д. Филиппи, а именно - на игнорирование возможности эмиграции УВ из материнской породы - обратил внимание в своей монографий, специально посвященной нефтематеринским свитам и их диагностике, М.Ф. Двали. Ко времени выхода в свет этой книги насчитывалось уже несколько десятков публикаций по проблеме HM отложений. С.Г. Неручев показал, что самыми надежными признаками пород, производивших нефть, являются, во-первых, наличие в них следов ее миграции, или, если воспользоваться другой терминологией, следов аллохтонных (точнее—параавтохтонных) битумоидов, а во-вторых, изменения в составе автохтонного остаточного битумоида, происходящие из-за потери им УВ при эмиграции микронефти. Позже эти изменения были названы "покислением" битумоида.

В книге С.Г. Неручева можно найти интересные высказывания об "определенной глубине погружения отложений как необходимом, "но не всегда достаточном признаке нефтепроизводящих отложений". В своих суждениях о соответствующих глубинах С.Г. Неручев проявлял разумную гибкость. Так, он отмечал, что определенный предел не является, конечно, абсолютным и постоянным для различных регионов и отложений и зависит от конкретных условий: литолого-физических свойств материнских пород, количества в них органического вещества, количества и степени превращенности микронефти (ее созревания по Н.Б. Вассоевичу) и т.д. Вследствие возможных различий в одних отложениях процессы эмиграции микронефти из органического вещества пород могут начаться, возможно, несколько раньше, до достижения ими глубины 1,5-2 км, а в других - только после достижения значительно большей глубины погружения".

Предложенный С.Г. Неручевым "подход к диагностике нефтепроизводящих отложений по распространению в них следов миграции нефти и изменениям в составе органического вещества, которые обусловлены эмиграцией углеводородов" получил вскоре признание ряда советских геологов и геохимиков, в том числе А.А. Трофимука, А.Э. Конторовича, а также американского геолога-геохимика - Дж. Ханта.

Во втором издании своей книги "Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти" С.Г. Неручев, опираясь на новые данные, показал, что "в большей части глинистых и песчано-алевритовых нефгематеринских осадков разного типа и возраста в бассейнах различного геологического строения процессы первичной миграции, приводящие к потере материнскими породами микронефти, начинают впервые проявляться в зоне погружения на глубину не менее 1,3-1,5 км. Установлено также, что по мере погружения нефтематеринских осадков на глубину до 3-4 км интенсивность потери углеводородов значительно возрастает, а на глубинах в 6-7 км, вероятно, достигает максимального проявления. Таким образом, точка зрения Н.Б. Вассоевича о необходимости погружения терригенных нефгематеринских отложений на глубину не менее 1-1,5 км, чтобы в них начали проявляться процессы первичной миграции, получает подтверждение. Противоположная точка зрения о раннем проявлении процессов первичной миграции при незначительном погружении осадков в свете полученных данных явно нe подтверждается".

Из цитаты явствует, что С.Г. Неручев очень близко подошел к понятию о главной фазе (зоне) нефтеобразования (ГФН, ГЗН), сформулированному одним из авторов данной статьи в 1967 г.

С.Г. Неручеву принадлежит заслуга постановки проблемы количественной оценки генерируемой HM породами и эмигрирующей из них микронефти (нефти) по ориентировочным определениям коэффициента нефтеотдачи HM пород, вычисляемым по данным о содержании и составе (как элементном, так и групповом) хлороформенного битумоида - исходного (в исходной породе), остаточного и миграционного (т.е. нефти).

К сожалению, С.Г. Неручеву в то время еще не были в должной мере ясны ни масштабы новообразования микронефти и газообразных углеводородов (УВ, УВГ) во время ГФН, ни условия ее развития.

В период с 1967 по 1970 гг. появился ряд публикаций о ГФН как в России, так и за рубежом, в которых обосновывалось существование ГФН и уточнялись условия ее развития. Естественно, что понятие о ГФН органически вошло в учение о стадийности развития HM пород.

В 1968 г. на VIII Всесоюзном литологическом совещании А.М. Акрамходжаев и Н.Б. Вассоевич в докладе "Современное состояние проблемы нефгематеринских отложений терригенного типа" перечислили те факторы, которые "обеспечивают высокий нефтематеринский потенциал (Hнм) терригенных пород". Были указаны следующие признаки.

1. Обогащенность органического вещества (OB) сапропелевым материалом.

2. Наличие глинистого вещества.

3. Присутствие разбухающих глинистых минералов в первую очередь группы монтмориллонита.

4. Присутствие карбонатного материала.

Эта категория признаков относилась к числу внутренних факторов, внутренних по отношению к HM породам.

В докладе отмечалась необходимость учитывать при оценке Пнм также внешние факторы в первую очередь соотношение HM пород с породами-коллекторами. Перечислялись различные литолого-битуминологические критерии для выделения НПШ и битуминологические показатели для оценки Пнм.

Отмечая, что благоприятными показателями являются повышенные значения всех этих коэффициентов, авторы предупреждали, что их "нельзя... рассматривать... без литологического стадиального анализа, без учета того этапа развития, который прошли породы, содержащие HM вещество".

Упомянутая выше "формула" А.Ф.Добрянского была предложена им в небольшой статье "Об отношении углерода к водороду в горючих ископаемых", в которой речь шла об отношении процентного весового содержания C к содержанию Н, широко используемому во многих статьях. Это отношение рассматривалось вне какой-либо связи с нефтематеринским потенциалом (Пнм), а для установления более правильного соотношения между углеродом и водородом", ... которое позволило бы определить, имеем ли мы дело с гумусовыми или сапропелевыми производными".

Предположив, что весь кислород поровну распределен между С и Н, А.Ф. Добрянский и предложил свое уравнение для вычисления более правильного соотношения С и Н"
Нефтематеринский потенциал седикахитов - органического вещества осадочных пород

Некоторые химики взяли эту "формулу" на вооружение и широко использовали для характеристики типов OB и/или даже химических соединений. Отношение w1D нельзя признать вообще удачным, во-первых, из-за того, что оно рассчитывается по содержаниям С и H в весовых, а не в атомных процентах, во-вторых, потому, что более ориентирующим является обратное отношение -не С/Н, а Н/С (с теми или иными поправками).

Исходя из положения о доминирующей роли именно водорода в нефтеобразовании, Н.Б. Вассоевич, в поисках мерила Пнм обратился к величине атомарного отношения Н/С как к основе, нуждающейся, однако, в поправках, но более удачных, чем поправка А.Ф. Добрянского. В итоге его совместной работы с И.Е. Лейфманом в 1976 г. было решено остановиться на коэффициенте F1

Одним из достоинств этого коэффициента, варьирующего от +4 до -4, является то, что он позволяет относительно хорошо оценивать нижний предел нефтематеринских возможностей седикахитов (CK).

Об этом коэффициенте уже упоминалось в печати в тезисах доклада Н.Б. Вассоевича и С.Г. Неручева "Основные стадии развития терригенных нефтематеринских свит и их диагностика".

Фактический материал. Для выяснения значимости коэффициента F1, а также некоторых других, для оценки Пнм как рассеянного углеводородистого органического вещества (РОВ), так и концентрированного (KOB), именуемых, в соответствии с новой терминологией, седикахитами (СК), Н.В. Лопатиным был подобран соответствующий материал (230 проб), достаточно представительный для первого этапа исследований (краткие сведения о 70 пробах сведены в таблицу).




В число объектов, для которых были вычислены по данным об атомном составе CK коэффициенты F0, F1, F2 и F3, включены мацералы "гумусовых" углей (витринит - Vt, лейптанит — L), находящиеся на разных ступенях катагенеза; альгинит из сапропелитов; рассеянные седикахиты трех типов - CKал (преобладают алины), CKар-ал (смешанного типа, но с преобладанием алинового начала) и CKар (господствуют арканы).

Были подобраны сведения только о таких рассеянных CK в породах нефтематеринских свит, для которых установлено, что они явились источником значительных скоплений нефти. Кроме того, непременным условиям являлось также наличие точных сведений о степени катагенеза нефтематеринской свиты (обычно по Rmax0). Поэтому выборка фактического материала оказалась не столь полной, как требуется для классификации седикахитов по Пнм.

При подборе сведений о составе углей главная трудность заключается в отсутствии данных об альгините зоны более сильного катагенеза, чем градация MK1 ГД").

Почти все данные о мацералах группы витринита (47 анализов донецких углей) были сообщены авторам чл.-кор. АН СССР Н.М. Караваевым, Сведения о составе лейптинита взяты из работ М. Тайхмюллер - 21 анализ; А.И. Гинзбурга с соавторами - 19; С.Г. Аронова и Л.Л. Нестеренко - 5 анализов. Данные об альгинитовой группе мацералов углей приведены из работ А.И. Гинзбурга с соавторами - 10 анализов, С.Г. Аронова и Л.Л. Нестеренко - 3; несколько единичных анализов взяты у других авторов.

Состав рассеянных седикахитов (РОВ) нефтемагеринских отложений характеризуют несколько коллекций. Все типы CK (РОВ) отражены в данных, предоставленных А.Э. Конторовичем. Большая часть (40) анализов Западно-Сибирского НГБ относится к тюменской свите (J1—J2), некоторые - к баженовской (J3) и куломзинской (K1) свитам. Диапазон катагенеза от ПК3 до МК3.

Очень интересны данные Б. Дюрана и Ж. Эспиталье о так называемом угольном типе нефтематеринского керогена (СКар) -мощной, более 2 км, глинистой толще (K2) бассейна Дуала (Камерун). Ее характеризуют 14 образцов, отобранных в диапазоне значений RmaxO от 0,47 до 3,57%.

Использованы также сведения о составе 12 образцов СКaр, отобранных из двух нижнемеловых глинистых свит Западной Канады. Диапазон катагенеза RmaxO = 0,58-2,53%. шах

В коллекцию РОВ вошли 13 образцов седикахитов алинового типа, по данным Т.Э. Барановой и др. Степень катагенетической измененности высокая (градации AK1, АК2 и AK3).

Учтены 10 анализов (CKал) из тоарских отложений Парижского бассейна, по данным Дюрана и др., Тиссо и др., слабо измененных в процессе категенеза (градации ПК2-МК2). Использовано 7 анализов нижнемеловой глинистой нефтематеринской свиты провинции Альберта (Канада) из работы Мак-Айвера.

Данные об элементном составе CK систематизированы на рис. 2-4.

Обсуждение результатов. Для всех проб различных CK были произведены расчеты (по данным элементного анализа) четырех коэффициентов:

Полученные значения вписаны в таблицу. Некоторые из коэффициентов использованы для построения диаграмм (см. рис. 2-4).

Коэффициент F0, или величина атомарного отношения Н/С, заслуженно пользуется популярностью. Он, в частности, используется в качестве одной из осей (откладывается на оси ординат) системы координат (на диаграмме Ван Кревелена). Однако этому коэффициенту присущи те же недостатки, которые были отмечены А.Ф. Добрянским для весового отношения С/Н при его использовании для характеристики OB. Он привел для примера три соединения с совершенно различной молекулярной структурой, но одинаковой величиной отношения С/Н = 5,9.

Это: 1) пентен - C5H10; 2) метилпропилкетон - C5H10O; арабиноза -С5Н10О5.

Во всех случаях F0 = Н/С = 2. Очевидно, что сам по себе этот коэффициент, без учета данных о гетероэлемертах, не может использоваться для оценки Пнм.

Поправка, использованная А.Ф. Добрянским и основанная на допущении, что "половина всего кислорода [фактически - всех гетероэлементов. - H.В. и H.Л.] связывается с углеродом и другая половина с водородом", не спасает положения. Однако сам принцип учета роли гетероэлементов, безусловно, интересен и заслуживает внимания.

Если исправить "формулу" Добрянского, посчитав, что одна половина всех атомов гетероэлементов (Е = О+S+N) связана с С, а другая - с Н, и поменять числитель и знаменатель местами, то получим отношение

Если исходить из положения, что УВ обязательно образуются за счет того же водорода, который в CK не связан ни с одним из гетероэлементов, а О и S забирают с собой по два атома водорода - H2O и Н2S (a N даже три), и если допустить самый неблагоприятный для образования УВ ход событий, а именно, что O,S и N уходят при катагенезе ("углефикации") CK в виде соединений с Н, а не с С (например, в виде CO2), то мы придем к тому самому коэффициенту Н.Б. Вассоевича и И.Е. Лейфмана F1, о котором упоминалось выше:

Это самый осторожный коэффициент и уж если он оказывается больше определенного минимума (критического значения, устанавливаемого эмпирическим путем), то нет оснований сомневаться, что такой CK сможет генерировать УВ.

Это минимальное значение F1, судя по использованному фактическому материалу (см. таблицу), можно оценить в 0,7 (см, рис. 2-4). Если более высокие значения F1 являются надежным критерием нефтематеринской способности данного CK, то делать обратный вывод при величине F1 меньше 0,7 опасно.

Дело в том, что, оперируя данными о валовом элементном составе CK (т.е. взятого в целом), мы не должны забывать, что эти данные являются осредненными. Может случиться так, что в смешанном CK преобладающая масса с низким F1 снивелирует присутствие небольшого количества благородного CK с высоким F1. Например, если в сложении CK главенствующую роль играют арконы (на витринит - в углях), а на алины приходится лишь, предположим, 10%, то F1 может оказаться меньше нижнего предела (0,7). Между тем эти 10% алиновых CK, безусловно, способны генерировать нефть.

Сказанное можно подтвердить расчетом величины F1 для "смеси", с одной стороны, четырех долей витринита (например, аналогичного образцу 12 в таблице), а с другой - одной доли альгинита (аналогичного, например, образцу 26 в той же таблице). Для преобладающего компонента (80%) мы имеем F1 = 0,19, для составляющего 20% - F1 = 1,40; для смеси коэффициент F1 получился равным 0,37.

Для другой "смеси" (также расчетной) имели исходные данные: 1) одна доля CK, аналогичных обр. 24 в таблице - F1 = 1,25; 2) две доли CK, аналогичных образцу 56-F1 = 0,36. Для смеси F1 оказалась равной 0,59.

Следовательно, к коэффициенту F1, как и к любым другим коэффициентам, ориентирующимся только на элементный состав всего CK в целом, надо подходить с осторожностью, учитывая все остальные сведения о CK и содержащей его породе.

Допустив, что CK при F1<0,7 лишены Пнм, получим по данным нашей таблицы, что им не обладают ни витринит, ни РОВ арконового типа (СКар). Нефтематеринский потенциал - Пнм растет по мере увеличения в составе CK алифатических и эпициклических структур, т.е. аликового начала. В наибольшей степени это свойственно альгиниту, за которым следует лейптинит. Само собой разумеется, что в данном случае речь идет о том этапе бытия HM иород, который предшествует максимуму ГФН, т.е. до вступления их в подзону, отвечающую градации MK2 и, во всяком случае, до MK3. По мере же развития ГФН нефтематеринский потенциал пород снижается за счет его реализации и эмиграции образовавшейся микронефти (нефти).

Коэффициент F2=H/Е (в числителе "стимулятор", а в знаменателе "ингибитор" — с точки зрения генезиса нефти), как и обратный ему F3 (=1/F2), вычислявшиеся в порядке эксперимента, оказались менее надежными показателями Пнм.

Если обратиться к рис. 2 и 3, то, сравнивая их, можно заключить, что между рассеянными в породах седикахитами и их концентрированными гомологами намечается различие - для мацералов углей величина коэффициентов F0 и F1 больше, чем для РОВ.

Вопрос о Пнм ископаемых углей нередко ставится с самого начала неправильно - игнорируется то важное положение, что угли в подавляющей своей массе не мономацеральные образования. Наиболее распространенные так называемые гумусовые угли содержат не только витринит (обычно резко преобладающий), не всегда способный генерировать такое количество микронефти, которое могло бы покинуть материнское вещество и дать начало нефти, но и фюзинит - мацерал, абсолютно безнадежный в отношении источника нефти, и (что в аспекте темы нашей статьи особенно важно) лейптинит, обладающий достаточно высоким Пнм.

Известный углепетрограф М. Тайхмюллер наблюдала выделение в углях подвижных флюоресцирующих веществ в зоне ПК3 — MK1, частично мигрирующих в трещины и крупные поры и химически адсорбирующихся там на витрините с образованием нового мацерала — экссудагинита. Эго мигрирующее вещество представляет собой (если пользоваться нашей терминологией) миграционный бигумоид. Его источником, вероятно, явились липоиды и/или полимерлипоиды.

Иное дело угли другого типа, более редкого, — сапропелевые, а также горючие сланцы, (семикаустолиты) и "полугорючие", баженовиты, доманикиты и т.д., обогащенные алиновым типом CK. Пнм последнего нередко выше, чем потенциал рассеянных CK того же типа (CKал).

Примечательной особенностью изменения состава седикахитов с увеличением катагенеза является быстрое скачкообразное сближение всех рассмотренных групп РОВ и KOB в начале "коксового" этапа катагенеза (MK3), где значения Н/С для KOB составляют 0,7-0,8, для РОВ - 0,6-0,7, а значения F1, соответственно, — 0,7-0,5 и 0,6-0,4. Эта граница по критериям витринита определяется следующим образом: Rmax0 = 25%; V = 29%, С = 87%. Как "поразительнейшее явление на диаграммах витринита" она уже давно известна угольщикам, отмечавшим, что витринит обладает здесь наименьшей истинной твердостью, минимальной внутренней влажностью и наибольшей текучестью при коксовании. В этот период внезапно резко возрастает отдача водорода, когда кислород уже в значительной мере истощился. Примерно в этих же границах (на рубеже MK3-МК4) наблюдается скачок углефикации лейптинита ("скачок Штаха"), который фиксируется по резкому изменению цвета спор и стремительному увеличению отражательной способности (ОС) спор, кутикулы и смол, которая становится равной ОС витринита. Оптические и химические свойства лейптинита внезапно приближаются и сближаются со свойствами витринита. Примерно на этой границе происходит резкая инверсия оптических свойств экссудагинита, его ОС даже превосходит ОС витринита. Исчезает флюоресценция спорилита.

Причины главного скачка карбонизации углей еще недостаточно выяснены. М. Тайхмюллер полагает, что это связано с распадом ранее образовавшегося нефтеподобного синбитумоида на соединения с меньшим размером молекул, в том числе на газообразные УВ. Распространено мнение, что природа этого явления объясняется сильным увеличением масштабов образования газовых УВ.

При сопоставлении данных об элементном составе различных групп РОВ (см. рис. 3) обнаружилось, что примерно в тех же границах, что и для КОВ, фиксируется резкий перелом всех трех групп кривых и их быстрое сближение. Самое очевидное — связать это С завершением главной фазы нефгеобразования и истощением нефтематеринского потенциала РОВ. В зоне более сильного катагенеза вся система "органическое вещество стратисферы" меняет свой профиль на газовый.

Ниже области главного скачка карбонизации, по весьма немногочисленным данным (см. рис. 2, 3), рассмотренные группы CK мало разнятся по величинам F0 и F1. Начиная с градации МК4 органическое вещество вступает в область единой главной последовательности в изменении своего состава.

В поисках более наглядных диаграмм изменения опробованных показателей Пнм авторы обратились к векторным диаграммам, одна из которых представлена на рис. 4. Читается эта диаграмма легко - чем меньше угол наклона вектора и чем он при этом длиннее, тем выше нефтематеринский потенциал данного CK. Такого рода благоприятные стрелки скучиваются в верхнем правом углу диаграммного поля. Слева их ограничивает абсцисса, равная 50 агомн.% содержания водорода, а снизу - ордината МК3/МК4.

Естественно, что сравнивать рассматриваемые показатели Пнм седикахитов различного типа можно только при соблюдении принципа ceteris paribus, прежде всего, конечно, в отношении градаций катагенеза. Материал, подобранный Н.В. Лопатиным, позволяет это осуществить только для градации MK1, т.е. для той ступени катагенеза, которая именовалась "длиннопламенной" (Д). Для нее вырисовывается следующая картина.

Нефтематеринское OB алиновой природы (СКал):

очень богатое: F0(Н/С) = l,2-l,4; F1 (Н-2Е/С) = 1,0-1,2;

богатое: F0 = 1,0-1,2; F1 = 0,8-1,0.

Смешанное РОВ, в составе которого преобладают алиновые молекулярные группировки (CKар-ал):

богатое: F0 = 1,0-1,2; F1 = 0,9-0,7;

среднее: F0 = 0,9-1,0; F1 = 0,7-0,8.

Смешанное POB, в составе которого преобладают ареновые (арконовые) структуры (СКал-ар), и РОВ, в составе которого господствуют арконовые структуры (CKар), условно можно подразделить на:

бедное: F0 = 0,8-0,9; F1 = 0,6-0,5;

очень бедное: Fq = 0,7-0,8; F1 = 0,5-0,3.

Скорей всего лишенные Пнм: F0 менее 0,7; F1 менее 0, 3.

He следует, однако, забывать, что если высокое значение F1 (больше 0,7) гарантирует реальность нефтематеринского потенциала, то низкая величина (меньше 0,7) еще не исключает того, что в составе такого. CK нет доли компонентов, способных в ГЗН генерировать нефть.

Конечно, наша статья - не больше как экспериментальный экскурс в сложную проблему оценки нефтематеринских возможностей CK, определения их Пнм. Успешно эта задача может решаться только на основе комплекса общегеологических, литологических и геохимических критериев, с учетом всех этапов развития HM породы, начиная с ее возникновения как осадка с определенным количеством и качеством CK, с анализа его изменений в процессе диагенеза и кончая геотермической историей при катагенезе.

В случае концентрированных форм CK ценную информацию для суждения о Пнм часто дают углепетрографические методы. Пнм является максимальным для алъгинита и несколько меньшим для экзинита. Практически очень слабым Пнм обладает вытринита и, безусловно, лишен его фюзинит. Сопряжение кахитопетрографии и геохимии существенно усиливает надежность вывода. В ряде случаев его ценность может быть повышена путем осуществления лабораторных экспериментов - мягкого термолиза и/или термокатализа CK. Такого рода опыты начали осуществляться более полувека тому назад. В самое последнее время они возобновились как у нас (например, во ВНИГРИ - О.А. Радченко и В.А. Успенский), так и за рубежом.

Существенную помощь в определении Пнм могут оказать новые методы изучения CK, а также методы, которые хотя, строго говоря, и не являются новыми, но еще вовсе не использованы в этих цепях или же применялись явно в недостаточной мере. Можно назвать методы электронной эмиссии, ЭПР, ЯМР, рентгеноструктурный, инфракрасной спектроскопии, дифференциального термического анализа, газожидкостной хроматографии с последующей масс-спектрометрией и другие специальные физические, физико-химические и химические методы для определения молекулярной структуры кахинов, входящих в состав седикахитов.

В настоящее время все большему кругу исследователей становится совершенно ясным, что серьезная разработка проблемы Пнм на современном высоком научном уровне невозможна без системно-структурного подхода к ней. Он требует, прежде всего, четкого разграничения различных уровней организации вещества, иерархии соподчиненных систем, каждая из которых состоит из элементов, и одновременно, сама является элементом системы более высокого порядка.

Абсолютно необходим диахронный (или, как иногда говорят, диахронический) анализ на лигостадиальной основе, ибо по мере развития литогенеза все компоненты HM породы, в первую очередь, кахиты претерпевают изменения.

Молекулярный уровень исследований не является пределом углубления в познание вещества CK породы. Существует еще атомарный уровень. Надо думать, что в ряде случаев окажется полезным изотопный анализ С, а также S, О, N и Н.

Системно-структурный подход требует рассмотрения также более высоких уровней организации вещества. HM порода (система ранга N) сама является элементом включающей ее пачки пород. Понятие "пачка" в достаточной мере неопределенное и отвечающий ей термин является так называемым термином свободного пользования.

Если в свите, содержащей HM породы, выделяются циклы (циклосомы), измеряемые метрами или десятками метров, то их можно принять за системы следующего ранга (L).

Иногда оказывается рациональным принять за систему всю HM свиту, особенно при ее однородности.

Рассмотрение HM породы не изолированно, не самой по себе, а как элемента системы имеет практическое значение. Koгда-то один из авторов данной статьи, уточняя учение о стадийности развития HM отложений терригенного типа, отметил вероятность того, что "в случае мощной сплошной глинистой толщи потребуются особо жесткие условия для эмиграции содержащейся в ней микронефти в выше- или нижележащие коллекторы. Иногда процесс этот может затормозиться. Однако известны случаи, когда в таких толщах, претерпевших значительное катагенное изменение, скопления нефти приурочены к зонам тектонической трещиноватости".

В дальнейшем это получило подтверждение. С.Г. Неручевым, а затем А.Э. Конторовичем и А.А. Трофимуком, а также французскими учеными было показано, что количество микронефти, уходящей из слоя глинистой материнской породы, уменьшается по мере увеличения его расстояния от коллектора. Из средней части мощной толщи HM глин микронефть вообще не сможет пробиться к пористо-проницаемым породам.

Очевидно, что при оценке Пнм теперь нельзя не обращать внимания на влияние мощности HM породы и ее соотношения с коллекторами. Эти факторы сказываются на степени реализации HM породой своего Пнм.

Выходя за рамки статьи, можно продолжить продвижение вверх по иерархической лестнице. Очевидно, что свита является элементом литолого-страгтиграфического комплекса (ЛСК), рассматриваемого в цепом как система (ранга D). Наконец, ЛСК следует изучать как элемент осадочного (осадочно-породного) бассейна (ОПБ) - автономного целостного обособления в стратисфере, системы достаточно высокого ранга, являющейся элементом земной коры.

Проблема HM отложений, частью которой является вопрос об их Пнм, при всестороннем подходе к ней с учетом требований системно-структурного анализа % синтеза, весьма интересна. Она перерастет в важнейшую для нефтяной науки проблему оценки перспектив нефтеносности территорий и акваторий на генетической геолого-геохимической основе.





Яндекс.Метрика