Прогноз максимальных палеотемператур преобразования органических и минеральных веществ в недрах

Для оценки палеотемператур преобразования горных пород известно несколько методов: термометрия по парагенетическим минералам и газожидкостным включениям, по температуре растрескивания минералов, термолюминесценция и др. Среди количественных оптических методов определения изменений физических свойств твердых органических веществ (TOB) в целях прогноза палеотемператур метод измерения показателя отражения витринита является основным (табл. 1). Он проверен в международном масштабе, а в России утвержден в виде ГОСТ 21489-76 и ГОСТ 12113-77.

Метод прогноза палеотемператур по показателю отражения витринита основан на сопоставлении стадий его изменения с современными температурами в скважинах, пробуренных в областях преобладающего прогибания, где нарастающему показателю отражения витринита соответствуют все более высокие современные температуры (рисунок).

Необратимость преобразования органического вещества (OB) витринита при сохранении величины его показателя отражения в условиях снижения температуры недр, вплоть до выхода отложений на дневную поверхность, позволяет прогнозировать максимальные температуры прогревания в прошлом. На рисунке в интервале от 70 до 190° дается сопоставление современной температуры недр непосредственно с показателем отражения витринита. Вне указанного интервала шкала перехода от показателя отражения витринита к прогнозу палеотемператур (пунктирная линия) получена экстраполяцией. Одной из задач является пополнение шкалы фактическими замерами в области прогнозных палеотемператур выше 190° С.

Показатели термогенетических изменений TOB в сопоставлении со шкалой, принятой в ИГиРГИ, приведены в табл. 2.

При определении палеотемператур преобразования отложений по изменению показателя TOB нефтяного ряда нами учитывалось, что образование этих включений в основном проходило в результате миграции углеводородных флюидов и выделения из них твердой фазы в порах, трещинах и межзерновом пространстве. Образовавшиеся TOB нефтяного ряда впоследствии становятся составной частью осадочной породы и вместе с ней воспринимают термобарические воздействия.

Однако, как это доказано на примере изменения показателей отражения витринита, OB быстрее изменяется в условиях повышающейся температуры, чем минеральные компоненты вмещающей породы. Поэтому термогенетические преобразования TOB нефтяного ряда, по-видимому, могут быть также использованы для определения максимальных палеотемператур прогревания осадочных пород, происходящего при погружении их на глубину или при внедрении в осадочные породы интрузий.

Ориентируясь на определение палеотемператур по изменениям показателей TOB нефтяного ряда, следует иметь в виду, что витринит образуется из продуктов биохимического преобразования веществ высшей наземной растительности на месте ее захоронения в осадке. Наоборот, TOB нефтяного ряда в осадочных породах образуются в основном из органических флюидов, мигрирующих из областей с более жесткими термобарическими условиями в области с менее жесткими термобарическими условиями, благоприятными для выделения твердой фазы.

Естественно предположить, что выделения TOB нефтяного ряда могли происходить неоднократно на протяжении длительной геологической истории региона. Возможность существования нескольких генераций TOB нефтяного ряда осложняет использование их показателя отражения для прогноза максимальных палеотемператур преобразования отложений, вмещающих эти включения. Для суждения о палеотемпературах по отражательной способности TOB нефтяного ряда необходимо провести исследования и сопоставления изменений показателя отражения витринита и TOB нефтяного ряда, испытавших воздействие близких максимальных палеотемператур. Например, витринит дает показатель отражения 91%о, что соответствует максимальной палеотемпературе 190° С. В этом же аншлифе в межзерновом пространстве находится TOB нефтяного ряда с показателем отражения 68 промилле, что соответствует максимальной палеотемпературе преобразования по шкале витринита менее 95° С. Вероятно, TOB нефтяного ряда образовались после максимального прогрева отложений.

Международным комитетом по петрологии углей для терминов микроскопических компонентов твердых органических веществ установлен суффикс «инит».

В соответствии с этим термином «битуминит Н» называется группа родственных нефти ТОВ, различимых под микроскопом. В группе битуминита выделяются: диабитуминиты — они получаются в результате преобразования родственного нефти OB в диагенезе; катабитуминит — то же, в катагенезе; метабитуминит — то же, в метагенезе.

Как упоминалось ранее, включения витринита в осадочных породах исследованы в интервале стратиграфической шкалы от неогеновой до девонской системы включительно. В более древних отложениях чаще встречаются битуминиты. Исследования кембрийских отложений Восточной Сибири позволили установить принадлежность большей части рассеянных в осадочных породах TOB не к углю, а к нефти. Включения, похожие на витринит, встречаются в виде линзообразных тел, залегающих согласно наслоению в аргиллитах и алевролитах мотской свиты нижнего кембрия. В порах и трещинах известняков, доломитов и в межзерновом пространстве терригенных осадочных пород нижнего кембрия обнаружены ТОВ, родственные нефти.

Результаты определения отражательной способности ТОВ, подобных витриниту, и битуминитов приведены в табл. 3. Исследованы битуминиты в интервале показателя отражения от 74 до 97 промилле. Характерно, что одинаковым глубинам отбора проб не соответствуют равные значения показателя отражения. Так, на глубине 2600 м на Ярактинской площади показатель отражения 76 промилле, а на Потаповской — 97 промилле.

В разрезе Ярактинской скважины 6 в образце с глубины 2670 м определены показатели отражения по битуминиту и витриниту, имевшие близкие значения — соответственно 80 и 83 промилле. Это послужило основанием для ориентировочного прогноза палеотемператур по другим определениям. Прогноз палеотемператур по битуминитам H носит условный характер и нуждается в дальнейшем исследовании в целях выявления более надежных зависимостей с учетом ранее упоминавшихся возможных генераций этих битуминитов.

Исследование битуминитов H кембрия Восточной Сибири положило лишь начало новому разделу палеогеотермического анализа — петрологии рассеянных твердых огранических веществ кембрийских и докембрийских отложений.