27.03.2021

Генерация и первичная миграция углеводородов в условиях катагенеза


Выяснение условий генерации и первичной миграции углеводородов (УВ) необходимо для уточнения закономерностей формирования месторождений нефти и газа в осадочно-породных бассейнах - целостных, достаточно автономных системах. Их нефтегазоносность определяется физическими и химическими процессами, протекающими в толще осадочных пород по мере развития бассейнов. Поэтому так важен историко-генетический метод оценки перспектив нефтегазоносности осадочно-породных бассейнов с учетом всех особенностей ил геологического развития. И.М. Губкин, рассматривая стадийность превращения органического вещества (OB) пород в нефть, считал необходимым использовать диалектический метод изучения всех фактов и явлений в процессе их развития, чтобы получить действительно верный ответ.

Заключение о том, что нефть является, по выражению Н.Б. Вассоевича, детищем литогенеза (точнее, катагенеза), положено в основу осадочно-миграционной теории ее генезиса. В последние годы, особенно в последнее десятилетие, в нашей стране и за рубежом проведены достаточно обстоятельные исследования, позволившие уточнить стадийность процессов преобразования рассеянного в породах органического вещества (РОВ), выделить главную фазу нефтеобразования (ГФН), а затем и главную фазу газообразования (ГФГ).

Среди осадочных пород континентального сектора стратисферы (KCC) главенствующую роль играют глинистые породы, составляющие 51,4% общего объема KCC. В них содержится 75% (или 5*10в15 т) органического углерода (Cнк) и 66,77% углеводородов. Это определило большой интерес исследователей к глинистым породам, как основным нефтематеринским отложениям осадочно-породных нефтегазоносных бассейнов. Всестороннее изучение глинистых отложений и рассеянного в них OB позволило выяснить ряд важных вопросов генезиса нефти и газа и их первичной миграции.

В настоящее время можно говорить не только о том, что OB является источником УВ и углеродистых соединений нефти, но и о том, какие компоненты живого вещества были предшественниками тех или иных составляющих частей нефти. Данные об этом были обобщены А.А. Карцевым и Н.Б, Вассоевичем с соавторами.

Исследователями ВНИГРИ, ВНИГНИ, институтов CO АН России, МГУ и других научных и производственных организаций убедительно показано, что исходный состав РОВ и геохимические условия его накопления играют важную роль в определении состава новообразований (в том числе и УВ), образующихся при литогенезе. Прежнее, широко распространенное деление OB в осадках и породах на гумусовое, сапропелевое и переходные смешанные разности в значительной степени потеряло свою определенность. Поэтому на IV семинаре по органическому веществу в современных и ископаемых осадках Н.Б. Вассоевичем с сотрудниками была предложена новая система терминов, отражающих структуру исходного OB для трех основных групп углеродистых OB осадков и пород. Выделены: 1) арконовая группа (CKар) характеризующаяся наличием конденсированных ареновых структур циклического строения, обедненных водородом (Н:С < 0,9), что свойственно "гумусовому" OB; 2) липоидиновая (CKал) ("сапропелевая") с преобладанием алифатических и/или эпициклических структур, обогащенных водородом (Н:С больше 1,1); 3) амикагиновая (CKам), образование которой связано с углеводами и белками. Обычно удается различать эти группы до прохождения OB ГФН. Между ними существуют переходные разности со смешанным составом исходного OB-CKар-ал и СКал-ар.

Сопоставление разногенетических типов РОВ пород, находящихся на одной катагенетической стадии преобразования, показывает, что "гумусовый" тип OB (CKар) всегда имеет больше кислых битумоидных компонентов (ДСББ:ХБ > 1), чем нейтральных, больше спиртобензольных смол, чем бензольных. Битумоидный коэффициент (вХБ) в "гумусовом" OB ниже, чем в "сапропелевом" (рис. 1), в групповом составе УВ нафтеново-ароматические преобладают над метановонафтеновыми. Наиболее распространенным типом РОВ в нефтематеринских породах является смешанное "гумусовр-сапропелевое" (арконово-липоидиноное СКар-ал).

К настоящему времени достаточно убедительно показано, что основная масса нефти является абиогенной в том смысле, что образуется в основном на стадии катагенетического (мезокатагенетического) преобразования осадочных пород и содержащихся в них РОВ в результате мягкого термолиза и/или термокатализа.

На стадиях седиментогенеза и диагенеза значительная часть ОБ, состав которого определяется фациально-палеогеографической обстановкой осадконакопления, окисляется, перерабатывается микроорганизмами с образованием значительного количества летучих продуктов, в том числе метана и высокомолекулярных алканов с преобладанием "нечетных" структур над "четными". Появление длинноцепочечных алканов связывается с декарбоксилированием жирных кислот, а У.Д. Джонс и А. Шимояма даже выделяют зону декарбоксилирования, соответствующую стадии диагенеза и началу катагенеза.

Учитывая большое количество летучих продуктов, образующихся в этой зоне, многие исследователи выделяют диагенетическую стадию газообразования. Основная масса продуктов преобразования OB свободно рассеивается в окружающую среду (гидросферу), отжимаясь вместе с водой при уплотнении осадков. Формирование сколько-нибудь заметных скоплений УВ в этот период возможно лишь в исключительных случаях при весьма благоприятных структурнолитологических условиях.

Наиболее важное значение для образования нефти имеют процессы генерации жидких и газообразных углеводородов в последующую катагенетическую стадию литогенеза. Характер этих процессов достаточно подробно описан в работах Н.Б. Вассоевича, Э.А. Конторовича, Ю.И. Корчагиной, С.Г, Неручева, О.А. Радченко, Е.А. Рогозиной, опубликованных в последние годы. Особенно усиленно трансформация OB происходит на начальных этапах мезокатагенеза при t = 65-115°С (MK1 и MK2, по Н.Б.Вассоевичу и др.). Причем нижние температурные пределы этого процесса точно не установлены.

На этапе MK1-MK2 (ГФН) осуществляется основная генерация жидких низкомолекулярных УВ (бензиновая и керосиновая фракция нефти), происходит максимальное новообразование газообразных УВ, преимущественно гомологов метана (рис. 2).

Масштабы нефтеобразования в осадочных породах в период мезокатагенеза определяются различными факторами; однако ведущим является исходный генетический тип OB, темп его преобразования, тепловой импульс, воспринимаемый нефтематеринскими породами. Молекулярная структура исходного OB (CKал или СКар) в значительной мере определяет количество и состав образующихся УВ в недрах.

Карбонизация СКар приводит к повышению доли восстановленного битумоида в его составе (табл. 1, рис. 1), однако даже в условиях ГФН его значение ниже (вХБ около 3%) таковых для CKал на предшествующем этапе ПК3. В составе "летучих" продуктов углефикации CKар преобладают СО2, Н2О, NH3, H2S, CH4. Присутствующие в CKар в небольшом количестве полимерлипоидные компоненты (экзинит, кутинит и др.) подвергаются деструкции и в этом случае образуют жидкие УВ.

Для CKал (липоидинового OB) общая направленность карбонизации в условиях мезокатагенеза нарушается (по С.Г. Неручеву, "парадокс с углеродом"). Основная нерастворимая масса OB после деструкции и потери липидных компонентов в ГЗН на этапе МК2 имеет следующий элементный состав (%): C = 60-66; H = 5,8-7,5; О+N+S = 24-33,9. На последующих этапах катагенеза состав СКал и CKар сближается.

Преобразование OB в литогенезе отображено в изменении битумоидного коэффициента вХБ (см. табл. 1, рис. 1). Для CKал и СКар-ал этот коэффициент повышается до градации MKg включительно; в СКар его значение падает уже на этапе MK3. Наиболее высокие содержания хлороформенного битумоида обнаруживаются на этапе МК3 (вХБ = 20%), что является следствием не только повышенной генерации микронефти в данных термобарических условиях, но и ее суммарным накоплением в условиях малоэффективной десорбции.

Отношение доли хлороформенного битумоида (ХБ) в OB разного генетического типа каждого этапа мезокатагенеза к предыдущему этапу характеризует темп образования микронефти в процессе мезокатагенеза. Данные табл. 2 и рис. 3 показывают, что для всех типов OB интенсивность генерации битумоидов значительно увеличивается в начале мезокатагенеза (MK1) по сравнению с протокатагенезом (ПК). Например, в сапропелевом OB глинистых пород новообразования микронефти в условиях MK1 в 2,6 раза превосходят исходное ее содержание в ОВ, находящееся на буроугольном этапе катагенеза. На последующих этапах мезокатагенеза отмечается некоторое снижение темпа битуминизации (табл. 2), особенно на этапах MK3 и MK4.
Генерация и первичная миграция углеводородов в условиях катагенеза

В табл. 1 и 2 приведены данные по битуминизации CKал в карбонатных породах, хотя это не является специальным предметом обсуждения данной статьи. Ho они интересны для сравнения с темпом битуминизации однотипного РОВ в глинистых отложениях. В карбонатных породах изменение PОB происходит медленнее и достигает максимума на этапе МК2, далее темп несколько замедляется при переходе от стадии МК2 к MKg.

В условиях MK1 интенсивность генерации битумоида в CKал глинистых пород в 2 раза выше, чем в подобном же РОВ карбонатных пород; далее это различие стирается. Возможно, что это явление объясняется каталитическим воздействием глинистых минералов на преобразование OB в терригенных отложениях. Интенсивность этого процесса на разных этапах катагенеза, видимо, различна.

Следует иметь в виду, что повышенная влажность глинистых пород стадии диагенеза не способствует их высокой каталитической активности. Захоронение глинистых отложений приводит, с одной стороны, к их обезвоживанию (т.е. к освобождению активных центров), с другой -к снижению сорбционной емкости глинистых минералов в связи с их трансформацией. Это происходит, по данным Ф.Д. Овчаренко, пропорционально снижению удельной поверхности частиц от 600-800 м2/г у монтмориллонита до 65-100 м /г у гидрослюд.

Экспериментальные исследования по каталитическому декарбоксилированию жирных кислот на Caмонтмориллените позволили установить два главных типа реакции: 1) в результате каталитического карбоксилирования жирных кислот продуцируются алканы с содержанием углеродных атомов не меньше, чем в исходных кислотах; 2) термально-каталитический крекинг этих алканов приводит к появлению алканов с более короткой цепью.

Интересно отметить, что в лаборатории Ленинградского государственного университете были проведены опыты по термокатализу гумусовых соединений (фульвокислот) на различных типах глинистых минералов, которые показали, что CB, сорбированное глиной, более устойчиво при повышенных давлениях (до 1000 атм) и температурах (200-350°С), чем в свободном состоянии. П.П. Тимофеев с соавторами при наблюдении над природными глинистыми образованиями, находящимися на стадии диагенеза, также пришли к выводу о том, что глинистое вещество осадков разных фаций замедляет процессы преобразования сорбированного гумусового OB(СКар).

Анализ и расчеты газообразования в процессе литогенеза пород показали, что максимальное развитие этого процесса не совпадает с ГФН.

В.П. Строганов, пользуясь расчетами В.А. Успенского, выделил стадию интенсивного газообразования, приходящуюся на начало катагенеза (этап Б), к которой он приурочил главную фазу газообразования (ГФГ). Почти одновременно была опубликована статья C.Г. Неручева, Е.А.Рогозиной и Л.Н. Kaпченко, которые выделяли ГФГ на более поздних стадиях катагенеза. В 1974 г. Е.А. Рогозина с соавторами уточняют положение ГФГ в разрезе осадочных пород и привязывают ее к моменту карбонизации углей на стадии К-ОС-Т. В момент ГФГ происходит генерация преимущественно CO2 и метана, в то время как гомологи метана максимально образуются в условиях ГФН.

Эта зона образования метана и ранее выделялась исследователями [газовая зона, по В.А. Соколову, на глубинах с температурой около 150-200°С] как нижняя термокаталитическая зона, по Н.Б. Вассоевичу и др.

Таким образом, стадийность процессов нефтегазообразования сейчас разработана на достаточно высоком уровне, позволяющем утверждать, что нефть образуется на этапах среднего мезокатагенеза, а газообразование сопутствует образованию жидких УВ и наиболее интенсивно проявляется позже, на заключительных этапах мезокатагенеза - в начале апокатагенеза.

Другой важной стороной решения проблемы формирования месторождений нефти и газа является исследование процесса удаления образующихся в материнских породах УВ. По мнению ряда геологов [особенно сторонников неорганического синтеза УВ и др.], этот процесс вообще невозможен. Проблема первичной миграции широко обсуждается в печати. Проведено значительное количество теоретических и экспериментальных исследований, которые если и не решают проблему в целом, тем не менее позволяют прийти к ряду определенных выводов о возможности миграции УВ, ее формах и времени проявления.

Следует отметить, что процесс миграции УВ протекает во взаимодействии различных факторов, неодинаково проявляющихся на разных этапах развития осадочного бассейна. Характер миграционных процессов неразрывно связан с изменением РОВ вмещающих пород, количеством и темпом новообразований УВ.

Мы ограничимся рассмотрением этой проблемы только для катагенетической стадии развития осадочно-породных бассейнов, причем основное внимание обращаем на глинистые нефтематеринские отложения.

Глинистые отложения содержат 120*10в12 т органического углерода (75% от всей массы рассеянной в осадочных породах континентального сектора стратисферы). В.Джонс и А.Шимаяма приводят данные Ханта и Дегенса о содержании в глинистых отложениях около 95% OB всех осадочных пород, а это в 250 раз превышает количество OB во всех известных залежах. Д.Хант указывал, что на формирование промышленных залежей идет 1/30 - 1/100 доля подвижных битумоидов материнских пород. Эти цифры дают представление о том количестве УВ, которое должно уйти из материнских пород.

Геохимические исследования РОВ свидетельствуют о проявлении первичной миграции в материнских породах и из этих пород в пласты-коллекторы. С.Г. Heручевым отмечено снижение содержания H и С в битумоидах после прохождения породами зоны нефтеобразования. А.А. Трофимук и др. приводят пример миграции микронефти в нижие-среднеюрских аргиллитах центральных районов Западной Сибири, в которых на границе с коллектором битумоиды содержат 14% гетероэлементов; на расстоянии 2 м от песчаника доля О+N+S составляет уже 8%, через 7м - 6% и продолжает плавно снижаться до среднего содержания гетероэлементов в этих материнских отложениях - 4,3%.

На основании анализа литературного материала представляется наиболее обоснованной первичная миграция УВ в виде ионных или коллоидных растворов в воде и в газовой фазе. При этом разные исследователи нередко отдают предпочтение какому-либо одному способу перемещения УВ. He исключено, что преимущественный вид миграции зависит от конкретных геологических условий отложений в осадочном бассейне.

Невозможность любого вида первичной миграции часто обосновывается тем, что углеродистое OB сорбировано и прочно удерживается в материнской породе. М. Пауэрс и Д.Берст предложили модели, объясняющие возможность десорбции УВ с поверхности глинистых образований. В результате увеличения температуры и химических превращений в структуре глинистых минералов их сорбционная емкость при переходе монтмориллонита через смешаннослойные образования в гидрослюду снижается в 6—12 раз. При этом происходит уменьшение удельной поверхности глинистых частей в результате увеличения их размера. В этом же направлении действует изменение состава обменного комплекса глинистых минералов и прежде всего - уменьшение содержания Na+.

Следует учитывать, что органические соединения сорбируются неодинаково, связи с глинистыми частицами ослабевают в ряду асфальтены - смолы -жирные кислоты - нафтеновые кислоты - арены. Отмеченные факты показывают, что многие изменения, происходящие в материнской породе на стадии катагенеза, снижают сорбцию OB и усиливают возможность первичной миграции. B.C. Вышемирский и соавторы считают, что низкая остаточная битуминозность нефтепроизводивших аргиллитов (вХБ = 1-3%) соответствует сорбционной емкости этих пород на данном этапе. В других районах для таких пород отмечаются более низкие значения этого параметра.

В последние годы был выполнен целый ряд экспериментов по определению растворимости органических веществ в водах при разных температурах, давлениях, разной степени минерализации. При этом было установлено, что лучшей растворимостью обладают ароматические УВ (бензол при 153°С - 1,283 г, толуол при 100°C - 0,8 г и при 147°С - 1,640 г на 100 г чистой воды); моноциклические арены (этил-бензол) при 115°C растворяются в количестве 0,05 г, при 140,5°С - 0,119г/100 г воды. При дальнейшем увеличении температуры растворимость OB увеличивается. Меньшей растворимостью обладают УВ нафталинового ряда (0,033 г/100 г Н2О при 96,5°С). Эти данные свидетельствуют о возможности частичного растворения ряда УВ в воде и переносе их в таком состоянии.

Растворимость УВ в воде значительно повышается в присутствии жирных кислот и ряда других полярных компонентов OB. Это было отмечено В.А. Успенским, М.И. Гербер, М.Ф. Двали. Экспериментальные исследования в этой области проводятся в лаборатории ИГиРГИ. За рубежом "водный" вариант первичной миграции развил Э. Бейкер, а в 1973 г. большую сводку о роли коллоидов первичной миграции углеводородов опубликовал Р. Корделл.

Повышенная коллоидная растворимость жидких УВ в воде в присутствии мыл связана с образованием мицелл, в центральных частях которых располагаются относительно длинные цепочки УВ. Щелочная среда поровых вод материнских отложений (по Корделлу pH = 8,0 - 9,0) с низким содержанием Ca++ и Mg++ благоприятствует устойчивости коллоидных мыльных растворов. Карбоновые кислоты, содержащиеся в смолисто — асфальтеновой части битумоидов, также способны давать мыльный раствор. Р.Корделл на основе этих и других данных делает вывод о достаточно широком распространении коллоидных растворов в поровых водах и возможности выноса ими УВ из материнских пород.

Повышение температуры в зоне мезокатагенеза и увеличение роли Ca++ в обменном комплексе глин при дегидратации их также благоприятно сказываются на сохранении мыл в растворе. Ряд геологов отмечают, что выжимаемые из глинистых пород воды менее минерализованы, а это также является благоприятным явлением для формирования коллоидных и истинных растворов. Образование коллоидных растворов в поровых водах и их роль в выносе УВ из нефтематеринских пород еще не совсем ясны.

Исследованию поровых вод, играющих большую роль в процессах первичной миграции OB, придается в последнее время большое значение. По схеме Д. Берста (рис. 2) вода из осадков (пород) мигрирует в три этапа, На первом этапе (диагенез) в результате геостатического давления из глинистых образований удаляется вся свободная и энергетически слабо связанная влага и содержание воды в них снижается до 30% (при условии преимущественно монтмориллонитового состава пород). На второй стадии основную роль в обезвоживании глинистых пород играет температура и в интервале 99-135°С отмечен максимум дегидратации за счет выделения предпоследнего слоя воды, заключенной между кристаллическими решетками глинистых минералов. На этом этапе объем выделяемой воды составляет 10-15% от общего объема породы. Далее, по мнению Д. Берета, происходит постепенное вытеснение последнего слоя воды, причем это - длительный процесс даже в масштабе геологического времени. При анализе изменения состава глинистых пород Э. Перри и Д. Хауэр пришли к выводу о необходимости выделения еще одного этапа дегидратации. Температурные интервалы этого этапа зависят от геотермического градиента района исследований. При достаточно низких значениях градиента ( ~2,4°С) нижняя граница обезвоживания опускается до 155-160°С.

В процессе катагенеза выделение межслоевой воды обусловлено изменением минерального состава глинистых отложений: исчезают высокогидратированные минералы (в первую очередь - монтмориллонит), широким развитием пользуются менее гидратированные смешаннослойные образования, которые по мере увеличения температуры при погружении пород переходят в гидрослюды (рис. 3, 4). Это явление отмечено различными исследователями в разных районах мира. В большинстве бассейнов монтмориллонит стабилен до температуры 70-90°С, а затем переходит в смешаннослойные образования. Нижний предел стабильности смешаннослойных глинистых минералов довольно неопределенен. По ряду данных эти образования широко распространены в пределах 135-155°С, их содержание снижается в ряде районов при погружении пород на большие глубины с более значительной температурой. Есть основания полагать, что в последнем случае наблюдаются преимущественно слабо разбухающие структуры.

В глинистых отложениях древнего возраста монтмориллонит практически не встречается, тогда как в молодых породах нижняя граница распространения монтмориллонита (или хорошо разбухающих смешаннослойных образований) может опускаться до достаточно больших глубин.

Выделение воды при трансформации глинистых минералов изменяет физические свойства нефтематеринских пород на стадии катагенеза. В глинистых породах возникают аномально высокие давления, происходит разуплотнение, повышается их пористость. Г.Шмидт приводит пример повышения пористости олигоценовых глинистых пород свит Анахуак и Фрио (Луизиана): на глубине 656 м пористость равна 22%, около 3280 м - 12%, 3608 м - 17% (зона АВПД) и затем, на глубине 4592 м - снова 12%. М.Пауэрс считает, что происходит не только разуплотнение глинистых пород, но одновременно за счет трансформации минералов образуются более крупные их агрегаты и увеличивается пористость. Давление в порах может достигать значений геостатического, что вызывает появление "микрогидроразрывов" в результате расклинивающего действия выделенной воды. Этому способствует, вероятно, "эффект Ребиндера". Прочность сорбента на контакте с адсорбатом (в нашем случае - вода или УВ) уменьшается, а это облегчает зарождение и развитие трещин, скорость образования которых определяется проникновением в трещину флюида. Образование трещин в глинистых материнских породах, как правило, явление непродолжительное в масштабе геологического времени, но оно может играть большую роль в первичной миграции УВ. В ряде случаев трещиноватость сохраняется и глины превращаются в коллектор (баженовская свита на Салымском месторождении в Западной Сибири), из которого получают устойчивые притоки нефти.

Миграция жидких УВ в свободном состоянии через поры глинистых пород, заполненные водой, считается невозможной, также из-за действия сил поверх костного натяжения. Ho при повышении температуры эти силы для воды и слабосорбируемых УВ снижаются почти до нуля при t = 50-65°С, а при более высоких температурах (150-250°С) этот эффект наблюдается и для высокомолекулярных УВ. Вероятно, в таких условиях возможен тот механизм капиллярной миграции, который описан И.О. Бродом и Н.А. Еременко со ссылкой на опыты Мак-Коя по замещению (вытеснению) УВ водой из капилляров с гидрофильными стенками.

Еще одним видом возможной миграции УВ из материнских пород является их перенос в газовом растворе. Большую роль в разработке этого вопроса сыграли работы М.А. Капелюшникова, Т.П. Жузе, С.Л.Закса, М.И. Гербер, С.Н. Белецкой и др. Их исследования показали возможность выноса жидких УВ из материнских пород в однофазовом газовом растворе при температурах и давлении, отвечающих ГФН.

Проявление на последующих этапах катагенеза главной фазы газообразований дает необходимое количество газа для растворения и выноса жидких УВ, а температура до 180°C в значительной степени облегчает этот процесс.

Вопрос об образовании и миграции асфальтеново-смолистых компонентов OB является дискуссионным. Исследования современными методами (ЭПР, рентгеноструктурный анализ и др.) показали, что образование смол и асфальтенов может явиться следствием реакций полимеризации и конденсации карбоциклических соединений и высокоциклических УВ уже в пласте-коллекторе. Вероятно, высокие температуры в недрах осадочно-породного бассейна также могут привести к деструкции этих соединений. Ho, на наш взгляд, не следует преувеличивать роль высоких температур для генерации и первичной миграции УВ и других углеродистых веществ, как это делают А.В. Кудельский и К.И. Лукашев, стремясь обосновать высокотемпературный вариант образования и миграции УВ.

Приведенный выше материал показывает, что нефть и газ образуются и мигрируют из материнских терригенных пород в результате действия различных факторов литогенеза, важнейшим из которых является температура. Первичная миграция УВ происходит на стадии мезокатагенеза в воднорастворенной форме и в газовом растворе, затем на этапе поздний мезокатагенез - начало апокатагенеза ведущей становится миграция в газовом растворе.

В последние годы получено много интересных и важных данных, развивающих осадочно-миграционную теорию нефтегазообразования. Историко-генетический геолого-геохимический подход к оценке нефтегазоносности территорий осадочно-породных нефтегазоносных (или возможно нефтегазоносных) бассейнов становится единственно правильным и научно обоснованным, позволяющим решать проблему дальнейшего развития топливно-энергетической базы в нашей стране и за рубежом.





Яндекс.Метрика