Этапы нефтегазообразования в литогенезе (Нефтегазоматеринские свиты)

Нефтегазоматеринские породы – осадочные породы, содержащие рассеянное органическое вещество, способные генерировать нефть и газ. Главные признаки:

1) Формируются в субаквальных условиях

2) Восстановительные обстановки в диагенезе

3) По литологическому составу – в основном глинистые породы. Обычно – тёмноцветные. Типичные породы: аргиллиты, глинистые карбонаты, мергели, доломиты.

4) Содержание органического углерода не более 20%

Для формирования нефтематеринских отложений большое значение имеют биологическая продуктивность водоёма и скорость осадконакопления в нём. При прочих равных условиях, чем выше биопродуктивность водоёма, тем богаче потенциальные нефтепроизводящие возможности его осадка.

Чтобы свита считалась нефтегазоносной в промышленных масштабах содержание Сорг составляло не менее 1 миллиона тонн на квадратный километр (Q=Cорг*Hнгмп*d*107)

Исследования показали, что не всегда отложения, содержащие ОВ, реализуют свои возможности в отношении генерации нефти. Поэтому нефтематеринские породы

можно разделить на потенциально нефтематеринские, нефтепроизводящие, бывшие нефтематеринские.

Потенциально нефтематеринские – те, которые ещё не вступили в нефтеобразование, они ещё не погружались на глубины, где существуют благоприятные условия для нефтеобразования, так и не реализовали свои возможности по генерации нефти. Нефтепроизводящие – те, которые в настоящее время продуцируют нефть, характеризуются повышенным содержанием битумоидов или микронефти.

Бывшие нефтематеринские – породы, которые когда-то были нефтематеринскими.

Характеризуются нефтематеринским потенциалом – то количество нефти, которое могла дать порода за всю свою историю (377 мг/1 г Сорг - максимальное количество нефтяных углеводородов, которое может дать сапропелевое вещество, гумусовое – 160 мг/1г Сорг).

В нефтематеринской свите должно быть благоприятное сочетание нефтематеринских пород и коллекторов (песчаники/глины = 1/3).

Главные диагностические особенности нефтегазоматеринских отложений являются:

· Накопление в субаквальной среде с анаэробной (без доступа воздуха) обстановкой;

· Накопление на фоне относительно устойчивого погружения бассейна седиментации в течение рассматриваемого отрезка времени;

· Наличие в отложениях признаков возникновения и развития процессов нефтегазообразования, что может проявляться относительно повышенным содержанием углеводородов нефтяного ряда в битумной части органического вещества, содержащегося в породах.

Более правильно было бы рассматривать в качестве нефтематеринской не какую-либо одну свиту сравнительно однородных, глинистых или карбонатных отложений, а литолого-фациальный комплекс, сложенный литологически разнородными породами, образовавшимися как в морских и прибрежно-морских, так и в континентальных условиях в субаквальной восстановительной или слабовосстановительной обстановке. Формирование газоматеринских толщ, в отличие от нефтематеринских, может происходить также и в континентальных угленосных формациях.

При изучении связипроцесса нефтегазообразования с литогенезом необходимо иметь в виду следующее: схема вертикальной зональности нефтегазообразования по В. А. Соколову и схема связи нефтеобразования с литогенезом по А. А. Карцеву с соавторами характеризуют в основном процессы преобразования ОВ преимущественно сапропелевого и отчасти сапропелево-гумусового типов. Как показали битуминологиче-ские исследования в ИГИРНИГМе, для ОВ гумусового и гуму-сово-сапропелевого типов указанные схемы должны быть изменены в сторону преимущественного газообразования на всем протяжении литогенеза ( от мезокатагенеза до метагенеза), причем нижняя фаза газообразования примерно соответствует среднему и заключительному этапам мезокатагенеза и начальному этапу апокатагенеза. [10]

Число циклов регионального развитияпроцессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления в пределах крупных геоструктурных элементов одной и той же геологической провинции неодинаково и обусловлено режимом и направленностью колебательных движений в каждый рассматриваемый отрезок времени истории геологического развития. В связи с этим изучение нефтегазоносности и оценка прогнозных ресурсов нефти и газа нефтегазоносной области должны проводиться раздельно для отложений каждого цикла литогенеза. [11]

Уже на первом этапепроцесса нефтегазообразования различия в составе ОВ могут привести к преимущественному образованию газообразных УВ при наличии гумусового материала или жидких УВ при сапропелевом типе ОВ. [12]

Ухтинские геологи считают, чтопроцесс нефтегазообразования в основном протекал в пределах Предуральского прогиба, причем образовавшиеся здесь нефть и газ мигрировали отсюда вверх по региональному восстанию докембрийского ( протерозойского) фундамента в структуры Верхне-Печорского, Верхне-Ижемского ( Ижма-Омаринского) и Ухтинского районов. [13]

Сторонники этой группы считают, чтопроцессы нефтегазообразования имеют широкое распространение, происходят в условиях субаквальиых бассейнов с восстановительной средой осадков как в пределах геосинклиналышх областей и межгорных впадин, так и в пределах платформ. [14]