Особенности распределения органического вещества в литосфере.

Органическое вещество содержится во всех осадочных породах, начиная с конца архея. Однако его концентрация и распределение по стратиграфическому разрезу крайне неравномерны, однако есть и некоторые особенности, например, характер распределения органического вещества в породах разного возраста в пределах Русской древней платформы Северо-Американской древней платформы можно наблюдать, что этот характер – очень близок (минимум и максимум органического вещества, как правило, приурочены к одним и тем же стратиграфическим подразделениям). Максимумы относятся к отложениям кембрия, минимумы – в силуре, следующий максимум – девон, карбон; минимум – в триасе и следующий максимум – юра, мел и самый большой максимум- палеоген, неоген; самый большой минимум по миру – триас. Максимум незначительный – кембрий, больше девон, карбон и самые большие юра, мел, палеоген, неоген. Средние значения содержащие С органического для осадочных (кларковые значения) составляет порядка 0,55 – 0,60% что соответствует 13-15 кг на м³ породы. От состава пород зависит содержание С органического. Траск обнаружил, что в глинистых породах содержание С органического больше в 2 раза, чем в алевритовых. В свою очередь в алевритовых породах содержание органического вещества больше в 2 раза, чем в песчаных. Это распределение называется «закономерностью Траска», это среднее значение. Встречаются породы содержание органического вещества в которых на порядок превышает кларковые (если С органического > 5% на породу). Как правило, это глинисто – карбонатные и глинисто-карбонато-кремниевые отложения. Они были обнаружены на Волго-Уральской в отложениях девона и они были названы доманиковыми, содержание органического вещества >5%, иногда 15-20%. Несколько позже они были обнаружены в Западной Сибири в верхней юре Баженовской свиты и названы Баженовским типом отложений. Доманик – это главные нефтяные толщи для Волго – Уральской области. В пределах Баженовской свиты в Западной Сибири S = 1 млн.км2, кроме того что это нефтематеринская порода, но и нефтесодержащей толщей, они характеризуются и коллекторскими свойствами. Дебиты скважин там составляют 700-800 т в сутки, мощность >60м, а содержание С органического доходит до 25%.

Стадия диагенеза и стадия протокатогенеза почти одно и то же.

Органическое вещество.

Битумоиды и кероген важнейшие элементы органического вещества. Главным элементом в составе органического вещества является органический углерод и поэтому содержание органического вещества в породе определяется именно по содержанию в них органического углерода, который обозначается С орг.

Одним из важнейших параметров характеризующих органическое вещество является хемофоссилий. Хемофоссилий – это явные остатки органики в органическом веществе. Пристан и фитан – это так называемые изоприноидные углеводороды.

Пристан С₁₉Н₄₀, фитан С₂₀Н_42.

Содержание пристана к фитану является показателем окислительно-восстановительных условий на стадии диагенеза осадка.

Выявлено, что в восстановительных условиях образуется преимущественно фитан, а в окислительных – пристан. Если же нефти образовались из континентальных отложений, где существенную роль играют окислительные условия, то в них существенно преобладает пристан. Вторым по важнейшим элементам органического вещества является кероген. На стадии диагенеза битумоиды составляют 10-12%, а остальные 89% органическое нерастворимое вещество (НОВ) – это и есть кероген. В составе керогена доминирует углерод в значительно меньших концентрациях содержания O,N,H,S. Существуют разные типы органического вещества, их классификации разные, но самая известная классификация Ван Де Кревелен. Н/С и О/С

Было выделено 3 группы керогена: I, II, III.

I тип керогена – характеризуется высоким содержанием водорода и относительно низким содержанием углерода (отношение Н/С атомарное высокое и составляет 1,5). Этот кероген сформировался за счет водорослевых и микробных липидов. Кероген 1 типа характерен для образования горючих сланцев в некоторых районах мира, встречается довольно редко и генерируют преимущественно жидкие углеводороды непромышленного значения.

II тип керогена – содержание водорода достаточно высокое, но меньше, чем в I типе, а кислорода более высокое, чем в I типе. Этот кероген формируется в результате отложения и накопления морских организмов: зоо и фитопланктона, бактерий с участием привнесенного в бассейн сигментации высших растений с суши. Кероген этого типа является источником углеводородов для большинства нефтяных месторождений, в том числе гигантских и способных генерировать как жидкие, так и газообразные.

III тип керогена – содержание водорода незначительное (отношение Н/С <1), а отношение (О/С = 0,2; 0,3). Этот кероген образуется в основном из растительных остатков, характерен для континентальных окраин и дельтовых толщ и генерируют преимущественно газообразные углеводороды.

Стадия катогенеза. Шкала катогенеза. Отражательная способность витринита (ОС витринита или R⁰) – это отношение интенсивности светового потока, установленной длины волны от полированной поверхности мацералов группы витринита к интенсивности светового потока, падающего перпендикулярно на эту поверхность, выраженная в %. Мацераллы – это микрокомпоненты какого-то вещества. В данном случае имеется в виду мацераллы группы витринита. Появилась возможность реконструировать палеотемпературы. В результате многолетних измерений разработана шкала.

///////////////////////////

МК1-МК3 главный интервал для нефтяников, генерируется большая часть нефти.