Стадии онтогенеза углеводородов

Одним из главных диагностических признаков I стадии развития пород нефтематеринских является присутствие в ней битумоидов паравтохтонных, а II и III стадий – битумоидов остаточных.

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.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..

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.

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:

- 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.

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.

По средневзвешенной концентрации С_нк горизонты осадочного разреза Сибирской платформы (Лено-Тунгусская НГП) подразделяются на три группы: доманикоидные (С_нк >0.5%), субдоманикоидные (С_нк= 0.1-0.5%) и горизонты со сверхрассеянной формой органического вещества (ОВ) (С_нк<0.1%). 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.

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».

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 С_нк 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% С_нк. Для газоматеринских свит нижним пределом концентраций С_нк считаются значения 0.07-0.08%, в случае наиболее «благородного» водородистого РОВ, вероятно, 0.05%. ВНИГРИ принят осредненный нижний предел концентрации С_нк в нефтегазоматеринских свитах суммарно – 0.1% .