Л 4

Л4
Теоретические основы геохимических поисков нефти и газа.
Генетическое родство нефтей и рассеянного ОВ пород. Генетические типы
органического вещества. Эволюция молекулярного состава ОВ в процессе нефте- и
газообразования.
Генетическое родство нефтей и рассеянного ОВ пород
Многочисленными исследованиями доказано, что существует генетическая связь структурных
фрагментов в молекулах живых организмов, в первичном РОВ осадков, в РОВ
консолидированных(прошло породообразование) осадочных пород и нефти. Она прослеживается по
молекулярным структурам – хемофоссилиям, которые создаются растениями и животными и через
РОВ осадков и пород переходят в формируемые ими углеводороды, претерпевая лишь
незначительные изменения до достижения породами зон высоких температур.
Хемофоссилии в нефтях и экстрактах РОВ пород представлены широким спектром соединений, среди
которых наиболее известны нормальные алканы, а также специфические полициклические
углеводороды – стераны и тритерпаны.
Генетическое родство ОВ осадочных пород и нефти доказывается закономерным распределением в
них основных гомологических рядов углеводородов.
Так, сравнивая распределение и длину гомологических рядов можно установить биологическое
происхождение насыщенных углеводородов нефтей:
 растительные углеводороды
 углеводородов молодых и древних осадков
Рис. Изменение CPI в нижнетоарских незрелых глинах Парижского бассейна (образцы
взяты из неглубоких колонковых скважин; их максимальная глубина погружения < 500 м.
Изменения CPI связаны со значительным привносом терригенного материала с континента,
располагавшегося к северу от нижнеюрского бассейна):
1 - приблизительная граница континента, окружавшего нижнеюрское море; 2 - современная
граница распространения нижнетоарских глин; 3
- современные обнажения палеозойских и
более древних отложений; 4 - неглубокие колонковые скважины
Направленность катагенетического преобразования распределения н-алканов в породах проявляется в
таком изменении молекулярно-массового распределения:
 углеводородов нефтей
Рис. Характерные хроматограммы нефтей различного генезиса (рассматриваются
вещества отбензиненной «стабилизированной» нефти Ткип выше 2000С) : а - морского;
б - смешанного; в - наземного источника
а сравнивая распределение и длину гомологических рядов н-алканов и алкилбензолов устанавливается
их генетическое родство, а следовательно и биологическое происхождение основной массы
ароматических веществ:
Еще одним доказательством биологического происхождения основной массы углеводородов нефти
является присутствие в нефти ограниченного числа структур – тех, которые преимущественно
присутствуют в живых организмах. Нефть не является смесью всех теоретически возможных
изомеров, которые обычно образуются при абиогенном синтезе в лабораториях.
Но нефть и не полностью биологический продукт по химическому составу. Значительное количество
изомеров веществ образуется в процессе многостадийной природной трансформации органических
структур. Стадийность эволюции ОВ осадочных отложений проявляется в периодической смене
процессов разложения (элеменирование биологическое и химическое, термолиз, крекинг) и
конденсации (поликонденсация, циклизация, свободнорадикальное присоединение и др.) веществ.
Массовое новообразование веществ происходит в результате реакций крекинга природных
органических полимеров в течение геологического времени.
Генетические типы органического вещества (кн.: методы поиска)
Органическое вещество (ОВ) является обязательным компонентом почти всех осадочных
отложений, начиная с конца архея.
В 1967 г Вассоевич Н.Б. предложил при рассмотрении вопросов геохимии термин
«Органический» применять в смысле «биогенный», связанный с организмами. Так мы его
и будем применять в дальнейшем.
Среднее содержание органического углерода (составляющего от 65 до 85% ОВ) в
осадочных породах - 0,55-0,6 %, что соответствует 13-15 кг в 1 м3 породы. Общая масса
рассеянного углеродистого вещества в континентальном секторе стратосферы составляет
(45-50) · 1016 т, что в сотни раз превышает все запасы ископаемых углей и нефти.
Учитывая это, геохимические поиски нефти и газа (а также и геофизические) практически всегда
направлены на поиски богатых органическим веществом отложений – нефтематеринских или
потенциально нефтематеринских пород.
нефтематеринскими обычно называют породы, которые генерируют, могут или могли
генерировать нефть
Для того, чтобы породу считали нефтегазоматеринской она должна:
1. Содержать определенную концентрацию ОВ.
2. Содержать определенный тип ОВ, связанный с образованием нефти или газа
3. ОВ должно находиться на определенной стадии катагенетической трансформации, по
которой можно оценить:
 насколько реализован нефтематеринский потенциал;
 скорректировать прогнозные запасы углеводородов (степень заполненности ловушек)
Для начала рассмотрим два первых положения.
1. Практика показала, что нижним пределом нефтематеринской породы является концентрация
ОВ 0,1% при средних градациях катагенеза.
Все породы поделены на следующие группы по концентрациям в них ОВ: 1) породы со
сверхрассеянной формой ОВ (Сорг менее 0,1%); 2) субдоманикоидные (0,1-0,5%);
3)доманикоидные (0,5-5%); 4) доманикитные (5-25%); 5) собственно сапропелиты (Сорг выше
25%). Если органическое вещество превышает 50 %, оно является породообразующим элементом.
К нефтегазоматеринским (отдающим микронефть) относятся все вышеперечисленные группы
пород, кроме первой.
2. В осадочных всегда имеется два вида ОВ:
- растворимая часть, извлекаемая органическими растворителями – битумоид. Его доля в ОВ
измеряется в мг\г ОВ. Часто используют геохимический коэффициент как отношение
хлороформенного битумоида к содержанию общего органического углерода (Сорг)
β (мг/г) = (ХБ · 1000/ Сорг)
Содержание битумоида является выражением уровня реализации нефтяного потенциала породы
Наиболее подвижная часть битумоида Вассоевич предложил называть микронефтью – это
«эволюционная предшественница нефти»
- нерастворимая часть – кероген. Кероген это основная - 98 % - форма существования
захороненного органического вещества. Только в виде макромолекул органическое вещество
имеет шанс остаться не усвоенным микроорганизмами. Газообразные вещества мигрируют к
поверхности и рассеиваются в ОС, жидкие вещества также перераспределяются в земной коре,
частично сохраняясь в нефтегазовых ловушках, частично рассеиваются и усваиваются
бактериями. И только форма макромолекул керогена позволяет органическому углероду
сохраняется в осадочной оболочке Земли длительное время, выступая долговременной кладовой
органических веществ. Его общая масса в 1000 раз превышает массу угля и нефти, в 50 раз
превышает массу битумоидов (вопрос: во сколько раз запасы битумоида пород превышают
запасы угля и нефти?).
Кероген – трехмерная макромолекула, состоящая из ядер, соединенных мостиками. Ядра
состоят из пакетов, содержащих по 2-4 параллельных ароматических слоя. К ароматическим
кольцам присоединены алкильные цепи, нафтеновые кольца и различные функциональные
группы. Мостики – это неразветвленные или разветвленные алифатические цепи –(СН2)n-,
кислородные или сульфидные функциональные группы: кетонная –С=О, сложноэфирная –СО-О-,
эфирная –О-, сульфидная –S-, дисульфидная -S-S- и др.
Химический состав керогена и его способность к нефте и газообразованию определяется
фациально-генетическим типом исходного органического материала. Различают 2 основных
фациально-генетических типа ОВ – сапропелевое и гумусовое, соответственно ОВ низших и
высших растений.
Долгое время считали, что одно в результате термической эволюции в погружающихся осадках
приводит к образованию преимущественно нефти и газа, а второе – каменных углей и газа.
Последующие исследования показали, что часто гумусовое вещество порождает нефтеподобные
продукты (месторождения нефти приуроченные к угольным толщам), а сапропелевое вещество
образует углеподобные горючие ископаемые – горючие сланцы.
Очень редко встречается чистый генетический тип ОВ, поэтому появляется необходимость в
дополнительной классификации. Так сапропелевое вещество по Успенскому и Радченко делится
на подклассы:
Классификация ОВ сапропелевого типа (по В.А. Успенскому, О.А. Радченко)
Подкласс
Доля исходного материала, %
Содержание Н, %
липидного
гумидного
Липидный
75-100
0-25
9,0-8,5
Гумоидно-липидный
50-70
25-50
7,5-8,0 до 9,0-9,5
Липидно-гумоидный
25-50
50-70
6,0-6,5 до 7,5-8,0
Гумоидный
0-25
75-100
6,0-6,5
И т.д.
Такая классификация довольно сложна, так как требует детального глубокого изучения
молекулярного состава ОВ.
За рубежом, а последнее время и в России, широко используется классификация типов
ОВ (типов керогена) по структурно-химическому признаку Б. Тиссо и Д. Вельте (1981).
Авторы предлагают выделять три типа керогена. На диаграмме Ван-Кревелена они
характеризуются соответствующими кривыми (рис. 1).
I тип - кероген с высоким содержанием водорода и низким кислорода, преобладают
алифатические структуры; кероген этого типа характерен для горючих сланцев;
II тип - содержание водорода достаточно высокое, но меньше, чем в I типе,
содержание кислорода более высокое; кероген формируется вследствие отложения и
накопления морских организмов (фито- и зоопланктон, бактерии) в восстановительных
условиях; это кероген основной массы нефтематеринских морских толщ;
III тип - кероген бедный водородом, содержит преимущественно конденсированные
полиароматические и кислородсодержащие функциональные группы, он образовался в
основном из остатков наземной растительности, это кероген главным образом
газоматеринских и угленосных пород.
Рис. 1. Основные типы и эволюционные кривые керогенов типов I, II и III (по ВанКревелену): 1 - основная тенденция изменения состава гумусовых углей; 2 - границы поля,
отвечающие керогену; 3 - эволюционные кривые
Выделенные типы керогенов отличаются по характеру генерируемых продуктов и,
прежде всего, по углеводородному составу. Соотношение различных групп УВ показано
на рис. 2.
Рис. 2. Состав углеводородов, генерируемых из трех основных типов керогенов на
глубине максимума нефтеобразования
На любых уровнях геохимических исследований первостепенная задача:
определение фациально-генетического типа ОВ. При разных принципах построения
классификаций - структурно-химическом (алиновое, арконовое ОВ - Н.Б. Вассоевич),
физико-географическом (аквагенное и терригенное ОВ - А.Э. Конторович) и т.д., основа
их сходная - фациально-генетическая. Типизация керогена, по Б. Тиссо и Д. Вельте, по
существу также представляет разделение НОВ на те же основные две группы сапропелиты (I и II типы) и гумиты (III тип), только в I тип выделены наиболее «чистые»
керогены горючих сланцев, наименее окисленные в диагенезе.
Однако для генетического отнесения не достаточно знать, что ОВ имеет морское или
континентальное происхождение.
Наиболее информативной в генетическом плане является вещественно-петрографический
состав ОВ. Фациально-генетическая классификация ОВ внутри класса сапропелитов разработана
Г.М. Парпаровой и А.В. Жуковой на примере ОВ палеозоя-допалеозоя Сибирской платформы. В
исходном ОВ указанного возрастного комплекса можно выделить три компонента:
 фитопланктон (ФП) - в основном Cynophyta и Acritharcha,
 фитобентос (ФБ) — Phaeophyta и Rhodophyta
 зоосоставляющую (ЗС), граптолиты, трилобиты и др.
Эти компоненты распознаются при петрографическом изучении керогена и классифицируются
соответственно как альгинит (коллоальгинит), псевдовитринит и хитинит. Классификация
построена на основе треугольной диаграммы: выделяются 19 типов ОВ (рис. 3).
Рис. 3. Классификационная диаграмма сапропелевого ОВ по соотношению трех
биоценотических групп исходного материала - фитопланктона, фитобентоса и
зоосоставляющей:
При содержании компонента менее 25% он в наименование типа не входит. В вершинах
треугольника располагаются шесть «чистых» типов ОВ, например, фитопланктонный (ФП - 90100%) и существенно фитопланктонный (ФП - 75-90%). Далее выделяются шесть типов с
бинарными наименованиями, например, фитобентосно-фитопланктонный (ФБ - 50-75%, ФБ – 2550%, 3С – 0-25%); три типа смешанных с бинарными наименованиями и три типа смешанных с
преобладанием одного компонента. В центре (№ 19) - смешанный трехкомпонентный тип.
Наибольшим нефтематеринским потенциалом (Пнм) обладают типы ОВ, заключенные в малом
треугольнике диаграммы, примыкающем к планктонной вершине № 1,4,7,9,16 (см. рис. 3).