» » Генетические типы органического вещества и основные стадии его преобразования в процессе катагенеза. Образование нефти и газа

Генетические типы органического вещества и основные стадии его преобразования в процессе катагенеза. Образование нефти и газа

06.08.2016

Один из первых ученых, кто создал классификацию фациально-генетических типов органического вещества, был Г. Потонье - автор классификации каустобиолитов. Будучи ботаником, естественно его классификация базировалась на изучении органического вещества высших и низших растений, которые по составу отличаются друг от друга. Органическое вещество низших растений (сапропелей) он предложил называть сапропелевым органическим веществом, а высших растений, в составе которых преобладали гумусовые компоненты, - гумусовым. Долгие годы эти два типа органического вещества считались абсолютно разными по своему составу, однако, с усовершенствованием аналитических методов оказалось, что это не так. Было обнаружено, что в ряде случаев органическое вещество низших растений по многим компонентам соответствует составу органического вещества высших растений и наоборот. В.А. Успенский и О.А. Радченко установили, что сапропелевое органическое вещество является двухкомпонентным. Оно состоит из липидной и утлеводно-белковой (гумоидной) частей. Важной особенностью каждой из них является содержание водорода и азота. Наиболее характерным параметром липидной части является содержание водорода, а углеводно-белковой части - азота. На основе этих особенностей органическое вещество сапропелевого типа было подразделено на четыре подкласса (табл. 3.11).
Генетические типы органического вещества и основные стадии его преобразования в процессе катагенеза. Образование нефти и газа

Имеются и другие классификации рассеянного Cорг по составу слагающих компонентов, одна из них базируется на микрокомпонентом составе и создана по образцу существующих классификаций углей. В этой классификации сапропелевый материал учитывается как единый компонент -альгинит, а расчленяются только компоненты, установленные для гумусовых углей (табл. 3.12).
Для рассеянного органического вещества весьма характерно присутствие микстинитовых форм, под которыми понимаются сорбированные на глинистом субстрате разности сапропелевого, гумусового или смешенного характера. Поэтому в геологической литературе иногда встречаются термины: гумомикстиниты, сапромикстиниты и гумосапромикстиниты, что обозначает наличие соответствующих микстинитовых форм органического вещества.
При микроскопических исследованиях керогена в отраженном свете используют углепетрографическую терминологию, выделяя лейптинит, витринит и фюзенит (интертинит).
Генетические типы органического вещества и основные стадии его преобразования в процессе катагенеза. Образование нефти и газа

Мацералы лейптинита происходят из водорослей (альгинит) и спор (споринит), а также примесей кутана, смол и восков. Витринит и интертинит (фюзинит) - это ткани высших растений, структура которых различима только в интертините, окисленном на стадии диагенеза. В витрините, прошедшем гелификацию, эта структура не различима.
В допалеозойских и кембрийских породах идентифицируются бесструктурные остатки донных водорослей. Они не являются витринитом, но похожи на него. Поэтому их называют псевдовитринитом.
Во многих геологических работах определение типа органического вещества производят на основе микроскопических исследований. Если в проходящем свете в керогене наблюдаются аморфные облакоподобные образования, это является одним из признаков наличия сапропелевого органического вещества. Однако по этой методике выделение сапропелевого типа органического вещества не достаточно надежно, так как не всегда подтверждается результатами физико-химических исследований. Тем не менее, гумусовое органическое вещество идентифицируется этим методом хорошо, так как оно, как правило, содержит много остатков высших растений.
В настоящее время наиболее широко распространена классификация типов органического вещества на основе структурно-химических признаков.
В основу этого метода положена диаграмма зависимости атомных соотношений Н/С к О/С, разработанная известным голландским ученым Ван Д. Кревеленом. Впоследствии, на основе статистических данных анализов органического вещества пород из различных стратиграфических горизонтов из большинства нефтегазоносных территорий мира было установлено, что на диаграмме Ван Кревелена органическое вещество в зависимости от его состава образует три группы, значительно отличающиеся друг от друга характером зависимости атомных соотношений Н/С к О/С. Причем на высоких стадиях преобразованности эти отличия пропадают.
Так было выделено три типа керогена, отличающиеся друг от друга, как по составу исходного органического вещества, так и особенностям изменения в процессе катагенеза и метагенеза.
На рис. 3.30 показана общая схема эволюции керогена на диаграмме Ван Д. Кревелена, составленная Б. Тиссо и Д. Велъте.
Генетические типы органического вещества и основные стадии его преобразования в процессе катагенеза. Образование нефти и газа

Для сравнения даны приблизительные значения отражательной способности витринита:
1 - изолинии приблизительных значений отражательной способности витринита; 2 - границы поля керогена; 3 - эволюционные кривые главных типов керогена (I, II, III).
А теперь давайте посмотрим, что представляют собой все три типа керогена, чем они отличаются друг от друга и из каких основных веществ они образовались и, главное, какие преимущественные типы углеводородов они могут продуцировать и на каких стадиях преобразования органического вещества.
В табл. 3.13 приведены основные характерные признаки всех трех типов керогена и источники их образования.
Генетические типы органического вещества и основные стадии его преобразования в процессе катагенеза. Образование нефти и газа

Выделенные типы керогенов отличаются друг от друга, в том числе и различными соотношениями углеводородов, которые они генерирует на глубине максимума нефтеобразования (рис. 3.31),
Очень важные исследования петрографического состава различных типов керогена были проведены известным французским ученым Б. Дюроном.
На рис. 3.32 показаны отличия в структуре и петрографическом составе керогенов всех трех типов.
Генетические типы органического вещества и основные стадии его преобразования в процессе катагенеза. Образование нефти и газа
Генетические типы органического вещества и основные стадии его преобразования в процессе катагенеза. Образование нефти и газа

Имеются и другие классификации керогена, в основу которых положен элементный состав и наличие мацералов - угольных включений, в частности классификация Мак Кирдли, который исходил из положения, что в составе органического вещества значительную долю составляют микробиальные компоненты. В своей классификации он выделил четыре типа керогена (табл. 3.14).
Генетические типы органического вещества и основные стадии его преобразования в процессе катагенеза. Образование нефти и газа

Итак, мы подошли к одной из важнейших и наиболее длительных стадий преобразования органического вещества - стадиям катагенеза. Низшая стадия катагенеза - протокатагенез (ПК-1) - этап завершения диагенетических процессов в условиях еще низких температур и давления. Погружение осадков сопровождается увеличением температуры, давления, а также изменением минералогического состава пород. Это приводит к изменению как общей структуры рассеянного органического вещества, так и отдельных его компонентов. Понятно, что на различных стадиях катагенеза при формировании горных пород под воздействием высоких температур и давлений, биомолекулы (хемофоссилии) не только разрушаются, но и интенсивно разбавляются вновь образовавшимися углеводородами, происхождение которых связано с разрушением керогена. Однако наиболее устойчивые из них сохраняют черты своего первоначального строения и их идентификация остается возможной. Поэтому хемофоссилии играют огромную роль в геохимии нефти, так как позволяют достаточно надежно установить тип исходного органического вещества (растительные остатки или животные), обстановку осадконакопления, проводить корреляцию в системах нефть-нефть и нефть-органическое вещество. Для того чтобы постоянно не возвращаться к объяснению, что представляют собой различные этапы преобразования органического вещества на стадии катагенеза, давайте внимательно посмотрим на табл. 3.15. В ней мы постарались дать краткую формулировку каждой подстадии трансформации органического вещества.
Генетические типы органического вещества и основные стадии его преобразования в процессе катагенеза. Образование нефти и газа

Как видно из таблицы, четкой границы между диагенезом и катагенезом провести невозможно, так как на начальных стадиях протокатагенеза в условиях низких давлений и температур продолжается завершение диагенетических процессов и формирование керогена.
Естественно, что дальнейшее накопление осадков и формирование осадочной толщи обусловлено нисходящими тектоническими движениями. Погружение осадочной толщи сопровождается ростом давлений и температур. Эти изменения в окружающей обстановке значительно изменяют структуру и состав осадков, их физические свойства (плотность, пористость, теплопроводность и др.), а также минералогический состав и постепенно превращают осадки в горные породы. Степень катагенетического изменения пород и заключенного в них органического вещества во многом зависит от длительности воздействия температуры и давления. В то же время конкретные значения температур и давлений в различных интервалах глубин зависят от особенностей геологического строения и истории геологического развития конкретного региона.
Так, например, характер распределения температур (геотемпературные поля) в недрах зависят от теплового потока. В свою очередь величина теплового потока зависит от теплофизических свойств различных типов пород, мощности осадочного чехла, гидрохимической обстановки (в частности от динамики подземных вод), магматической активности, наличия вечной мерзлоты и многих, многих других факторов. В то же время в течение геологической истории конкретного региона значения тепловых потоков и геотермических градиентов меняются в пространстве и во времени.
Роль давления в преобразовании минеральной части пород неразрывно связана с температурой. Экспериментально доказано, что при температурном воздействии на органическое вещество, в случае искусственного затруднения оттока газообразных продуктов, процесс преобразования органического вещества тормозится.
При низкотемпературном термолизе жирных кислот при значительном повышении давления и одинаковой температуре, из нее образовываются жидкие и газообразные углеводороды.
Имеются сведения, что геологическое время влияет на ход катагенетических процессов и в какой-то степени компенсирует температуру, необходимую для преобразования органического вещества. Особенно ярко это проявляется в зонах высоких температур, а также в разрезах с невысокими скоростями осадконакопления. В то же время имеются регионы, для которых влияние геологического времени не столь очевидно.
Так, например, в пределах Русской платформы в докембрийских отложениях степень катагенеза органического вещества относительно низкая, несмотря на то, что длительность пребывания там органического вещества очень велика.
В других регионах аномально низкая степень катагенеза органического вещества в условиях воздействия повышенных температур, в частности в разрезах молодых (кайнозойских) прогибов, нельзя объяснить относительно небольшим геологическим временем воздействия повышенных температур. Здесь решающая роль принадлежит избыточному давлению, возникающему в результате очень высоких скоростей осадконакопления и которые ухудшают условия эмиграции флюидов и, соответственно, тормозят ход катагенетического превращения органического вещества.
Таким образом, для того чтобы установить степень катагенетической преобразованности органического вещества, необходимо иметь надежные критерии дифференциации различных стадий катагенеза. Такие критерии существуют и широко применяются в геолого-геохимических исследованиях и базируются на практическом применении некоторых свойств углей для определения стадий катагенеза пород и содержащегося в них органического вещества.
В 1961 г. известный углепетрограф И.И. Амосов предложил определять стадии углефикации по отражательной способности витринита в воздушной среде Ra и кедровом масле (R°).
Ra = Rair, Ro = Roil.

Что же такое витринит, его отражательная способность и почему для определения используется кедровое масло? Итак, витринит, как мы уже говорили, - это углистое включение (микрокомпонент) в породе. Он образуется из лиственных и древесных тканей за счет углефикации лигнина и целлюлозы и характеризуется достаточно широким распространением, однородностью состава, физических и химических характеристик и, главное, практически необратимо реагирует на изменение температурной обстановки.
Отражательная способность витринита - отношение интенсивности светового потока установленной длины волны, отраженной от полированной поверхности мацералов группы витринита (гумита) к интенсивности светового потока, падающего перпендикулярно на эту поверхность, выраженное в процентах (по ГОСТу 17070-87. «Угли. Термины и определения»).
Отражательную способность витринита определяют в кедровом масле потому, что стандартное покровное стекло шлифа и кедрового масла имеют приблизительно одинаковый показатель преломления (1,5), который отличается только в сотых долях и поэтому при измерениях не возникают искажения. Определение отражательной способности требует от исследователя определенного опыта, квалификации и терпения, так как иногда под микроскопом достаточно трудно отличить витринит от его мацералов. Чтобы избежать ошибок, в каждом шлифе делается не менее 100 замеров, и только затем строятся гистограммы распределения отражательной способности витринита, а уже потом рассчитывается среднее значение для каждого шлифа. Соотношение палеотемператур и отражательной способности витринита показано в табл. 3.16.
Генетические типы органического вещества и основные стадии его преобразования в процессе катагенеза. Образование нефти и газа

С учетом результатов исследований И.А. Амосова, Н.Б. Вассоевич разработал новую шкалу катагенеза, учитывающую его градации и отражательную способность витринита.
Эта работа была опубликована в 1976 году Н.Б. Вассоевичем, Н.В. Лопатиным, С.Г. Неручевым, и др. и используется большинством исследователей и в настоящее время (табл. 3.17).
Эта шкала, включающая все градации катагенеза, внесла значительный вклад в изучение органического вещества пород. Действительно, по замерам отражательной способности витринита можно достаточно надежно идентифицировать стадии катагенеза пород и заключенного в нем органического вещества.
Тем не менее, и эта универсальная разработка имеет определенные ограничения в практическом использовании. Так, например витринит, как правило, отсутствует в морских отложениях с сапропелевым органическим веществом. Кроме этого, на градации MK4 отражательная способность углей и витринита сближаются друг с другом и поэтому в конце зоны мезокатагенеза практическое использование отражательной способности витринита встречает определенные затруднения.
Генетические типы органического вещества и основные стадии его преобразования в процессе катагенеза. Образование нефти и газа

Отсутствие углистых веществ в морских отложениях полностью компенсируется возможностью использования шкалы катагенеза разработанной Г.М. Парпаровой с соавторами в 1973 г., а затем модернизированной в 1986 г. (Г.М. Парпарова, С.Г. Неручев и др.).
Эта шкала катагенеза разработана на основе комплекса исследований концентратов дебитуминизированного керогена по сапропелевым микрокомпонентам (табл. 3.18).
Шкала катагенеза, разработанная Н.Б, Вассоевичем широко используется в России и странах ближнего зарубежья. Однако в США, Германии, Англии и некоторых других странах используются другие соотношения градаций литогенеза и шкалы углефикации. Сопоставление различных схем катагенеза была проведена Н.Б. Вассоевичем (табл. 3.19).
Существуют и другие методы установления степени преобразованности рассеянного органического вещества (РОВ). Так, например, в докембрийских и нижнепалеозойских отложениях, лишенных углистых включений, в том числе и витринита, используется показатель преломления микрокомпонентов РОВ - коллоальгинита, коллохитинита и псевдовитринита.
Генетические типы органического вещества и основные стадии его преобразования в процессе катагенеза. Образование нефти и газа
Генетические типы органического вещества и основные стадии его преобразования в процессе катагенеза. Образование нефти и газа
Генетические типы органического вещества и основные стадии его преобразования в процессе катагенеза. Образование нефти и газа

Ф. Стаплин (США) предложил использовать шкалу катагенеза, основанную на зависимости изменения окраски керогена в проходящем свете в зависимости от преобразованности РОВ.
Изменение окраски, фиксируемое с помощью микроскопа, Ф. Стаплин назвал индексом «термического превращения» (Thermal Alteration Index -TAI). Шкала термического превращения керогена представлена в табл. 3.20.
Одним из наиболее точных методов определения термической зрелости является 10-балльная шкала, базирующаяся на определении цвета спор в проходящем свете и названная «показателем цвета спор» (SCI). Широкое распространение определения катагенетической превращенности рассеянного органического вещества получил метод, базирующийся на способности споринита люминесцировать (флюоресцировать). При низких значениях отражательной способности витринита (менее 0,3 %) этот метод является достаточно надежным, но к сожалению, при более высоких значениях отражательной способности витринита споринит утрачивает способность флюоресцировать, и поэтому не применим.
В научной литературе и производственных отчетах достаточно часто используются выражения преобразованности OB на уровне качественной ее оценки: «незрелое» органическое вещество, «малозрелое», «зрелое», «сильно преобразованное», «высокозрелое», «перезрелое» и т.д.
Генетические типы органического вещества и основные стадии его преобразования в процессе катагенеза. Образование нефти и газа

Такая оценка имеет, безусловно, субъективный характер и всегда должна дублироваться количественными показателями.
Развитие аналитических методов исследований на молекулярном уровне позволили выявить изменения в составе битумоидов, связанные с новообразованиями углеводородов в зоне катагенеза.
В период с начала 60-х годов прошлого века были опубликованы фундаментальные исследования в этой области таких крупных ученных, как Р. Мартин, Дж. Уинтер и Дж. Уильямса, Дж. Хант, Е.С. Аарская и Д.В. Жабрев, Ю. Филиппи, В.А. Соколов, Н.Б. Вассоевич и И.В. Высоцкий, М. Луи и Б. Тиссо, А.И. Конторович и многих других.
Обобщение этих материалов позволило Н.Б. Вассоевичу прийти к основополагающему выводу. На этапах раннего катагенеза с увеличением температуры и давления благодаря процессам слабого (мягкого) термолиза и (или) термокатализа в органическом веществе происходит образование новых и преобразование имеющихся углеводородов. Этот процесс имеет вялотекущий характер. Здесь образуется в основном метан, углекислый газ, а на завершающихся этапах - высокомолекулярные углеводороды.
В начале стадии среднего катагенеза, когда температуры достигнут величины, достаточной для активизации процессов термолиза и термокатализа, процессы новообразования углеводородов резко возрастают, причем как качественно, так и количественно. В этот период интенсивно образуются как газообразные углеводороды, так и жидкие, аналогичные бензиновым и керосиновым фракциям нефтей.
Постепенно с увеличением глубины прогибания осадочной толщи и накоплением толщи перекрывающих отложений пластовые температуры достигают 80-150 °C. В этот период продолжается образование новых углеводородов и преобразование уже имеющихся.
Одновременно происходят процессы изменения самой породы, ее уплотнение, преобразование глинистых материалов, в том числе дегидро-слюдизация монтмориллонита, сопровождающаяся выделением воды. Под влиянием относительно высоких температур происходит резкое увеличение генерации углеводородов, концентрация которых приводит к образованию микронефти. Возникают условия, когда содержание микронефти в породе достигает критического уровня, что приводит к десорбции углеводородов и их отрыва и от материнской органики, и от минеральных компонентов породы. Происходит прорыв жидких и газообразных углеводородов из минеральной матрицы, возникновение аномально высоких давлений и интенсивная эмиграция путем растворения жидких углеводородов в образующихся сжатых газах и частично в воде.
Эту стадию преобразования органического вещества Н.Б. Вассоевич назвал главной фазой образования нефти. В зарубежной литературе этот этап «рождения» нефти назван «нефтяным окном».
Интервалы глубин, на которых создаются оптимальные условия возникновения главной фазы нефтеобразования, называются главной зоной нефтеобразования. Эта зона располагается в интервалах глубин осадочного чехла, которые соответствуют градациям МК1, MK2 и MK3 катагенеза.
Значения отражательной способности витринита, стадии катагенеза и характеристика образующихся углеводородных систем, представлена в табл. 3.21.
Генетические типы органического вещества и основные стадии его преобразования в процессе катагенеза. Образование нефти и газа

Понятно, что в различных регионах главная зона нефтегазообразования может быть приурочена к разным интервалам глубин. Так как процессы нефтегазообразования зависят от совокупности различных факторов и процессов, которые в разных регионах могут значительно отличаться друг от друга.
Перечислим только некоторые из них. Прежде всего, это особенности преобразования органического вещества на стадии диагенеза. Тип органического вещества в породе и состав компонентов, входящих в OB. Особенности строения и литологии вмещающих пород, определяющие процессы эмиграции микронефти. Литохимический состав пород, контролирующий протекание термокаталитических реакций. Геохронотермические особенности окружающей обстановки, в том числе скорость, направленность и устойчивость колебательных движений земной коры в различные промежутки геологического времени. Особенности распространения теплового потока из недр и т.д. На рис. 3.33 показаны ориентировочные глубины, стадии и подстадии литогенеза и схема распространения главной зоны нефтегазообразования по Н.Б. Вассоевичу.
На рис. 3.33 показана интенсивность процессов нефтегазообразования в зависимости от стадий и подстадий литогенеза. Если проследить ход этого процесса и рассмотреть особенности генерации каждого из типов керогена в отдельности и обобщить это в единый процесс, то можно выделить четыре основных этапа преобразования керогена.
Генетические типы органического вещества и основные стадии его преобразования в процессе катагенеза. Образование нефти и газа

Первый этап. Как и любая химическая структура (макроструктура), кероген постоянно адаптируется к условиям окружающей среды, поэтому на первом этапе на стадии ПК1-ПК3 в условиях низких температур происходят процессы сокращения доли кислорода в керогене. Это происходит за счет удаления из керогена групп C = C, разрыва гетероатомных связей наиболее неустойчивых карбонильных и карбоксильных групп. В результате высвобождаются крупные фрагменты, содержащие гетероатомы, в том числе и кислород. Увеличивается доля смол и асфалътенов в составе тяжелой фракции битумоидов. Перестройка структуры керогена сопровождается образованием в небольших объемах низкотемпературного сухого биогенного газа - CH4, CO2, N2. В керогене II группы на ранних стадиях катагенеза в составе имеется высокое содержание молекул с четырьмя и пятью кольцами, включая стераны, тритерпаны и тритерпены. К концу стадии протогенеза (ПК3) ненасыщенные полициклические структуры превращаются в насыщенные. В целом, на стадии ПК3 кероген II типа еще не созрел для интенсивной генерации углеводородов. Однако это еще не означает, что в зоне позднего протокатагенеза (ПК3) не возникают условия для генерации так называемых «незрелых» нефтей. Эти нефти образуются двумя путями: из керогена I типа, характерного для некоторых видов горючих сланцев (см. табл. 3.11), а также из битумоидов. Поэтому их образование напрямую не связано с керогеном.
Известный ученый O.K. Баженова детально изучила эти вопросы, в частности их образование в кремнистых толщах Тихоокеанского региона. Она идентифицировала две группы незрелых нефтей (это, как правило, тяжелые нефти, преимущественно нафтенового основания с повышенным содержанием смол, асфалътенов и серы) и установила историю их образования.
Первая группа незрелых нефтей генетически связана с нормальноморскими отложениями, содержащими бактериально-фитогенное органическое вещество. Эти отложения сформировались в относительно глубоководных условиях. Скопления незрелых нефтей этой группы распространены в биогенных силицитах Сахалина, на Камчатке, в ряде случаев в доманиковом горизонте Волго-Уральской области, в Калифорнии.
Вторая группа объединяет незрелые нефти и конденсаты, генетически связанные с породами, сформировавшимися в континентальных условиях. Они содержат органическое вещество, обогащенное резинитом и экзинитом. Наряду с тяжелыми незрелыми нефтями среди них иногда встречаются относительно легкие нефти, но всегда в их составе содержится много смолисто-асфальтовых компонентов (до 24 %). Например, нефть месторождения Окружное, расположенного на территории Восточного Сахалина. Кремнистые толщи Камчатки и Сахалина имеют типично сапропелевый тип. Отличительной особенностью кремнистых толщ является их структура и высокое содержание гетероэлементов. Такая особенность обусловлена высоким вкладом бактериального ОБ. Еще одной особенностью этих толщ является тот факт, что если они находятся на ранних стадиях катагенеза (ПK1 и ПК2), то синбитумоиды в составе OB значительно обогащены смолисто-асфальтеновыми компонентами. В отложениях, которые находятся в более поздней стадии катагенеза (ПK3), в синбитумоидах происходит резкое сокращение содержания этих компонентов. Это позволяет сделать вывод, что источником углеводородов в протокатагенезе является не кероген, а смолисто-асфальтеновые компоненты синбитумоидов.
Для подтверждения этого факта были проведены многочисленные эксперименты, в частности опыты по термолизу различных фракций органического вещества из отложений пилигинской толщи Восточного Сахалина. Опыты показали, что незрелые нефти, так же как и битумоиды, генетически не связаны с керогеном. По крайней мере, с теми структурными элементами керогена, которые успели сформироваться к этому времени. Образование углеводородов из твердых компонентов органического вещества протекает ступенчато с формированием промежуточного гетероатомного продукта, который в свою очередь генерирует жидкий гетероатомно-углеводородный продукт и (или) остается неизменным, образуя залежи незрелых асфальтов. По данным Дж, Ханта порядка 40 % известных в мире залежей асфальта образовались в протокатагенезе.
На втором этапе - MK1-MK3 палеотемпературы достигают значений приблизительно от 80 °C до 160-180 °С. Этот период соответствует главной зоне нефтегазообразования. В этой зоне интенсивно протекают термические и термокаталитические процессы преобразования керогена. Происходит принципиальная перестройка молекулярной структуры керогена. Разукрупнение высокомолекулярных углеводородных структур, интенсивное образование преимущественно жидких углеводородов и их эмиграция. На первой стадии (MK1-MK2) с максимальной активностью происходит генерация углеводородов, в том числе и легких (до 4 %). В групповом составе преобладают метановые углеводороды (приблизительно до 54 %), среди которых порядка 30 % - нормального строения и около 24 % - изостроения. Генерация углеводородов не компенсируется первично-миграционными потерями (степень битуминизации органического вещества (βхб) составляет 12-15 %). В элементном составе хлороформенного битумоида содержание углерода достигает 85-86 %, а в спиртобензольном - до 70-80 %.
В стадии пребывания в MK2 и MK3 первичная миграция углеводородов становится доминирующей, что немедленно сказывается на степени битуминизации органического вещества: βхб понижается до 6-7 %. В хлороформенном и спиртобензольном битумоидах уменьшается содержание углерода и водорода. Одновременно повышается концентрация гетероэлементов. Эти процессы обусловлены результатами деструкции керогена, потери по-лимерлипидных компонентов и остаточным накоплением гумоидных составляющих, богатых гетероэлементами и бедных водородом.
В зоне катагенеза MK4-MK5 и верхней зоне апокатагенеза AK1 содержание углерода в керогене достигает 85-86 %, что свидетельствует об «уплотнении» углеродной структуры, связанной с потерей гетероэлеменотов и в особенности водорода, содержание которого менее 2 %. Удаление водорода происходит за счет интенсивной генерации газообразных углеводородов. На этом этапе степень битуминизации резко снижается (βхб составляет менее 2-4 %), что говорит о значительной истощенности органического вещества. По мнению С.Г. Неручева и Е.А. Рогозиной, зона MK4-MK5-AK1 характеризует главную зону газообразования.
На третьем этапе AK2-AK4 битумообразование полностью прекращается. На этом этапе происходит резкое снижение объемов генерации углеводородов, даже метана. Кероген генерирует в основном углекислый газ и сероводород. Как мы уже неоднократно отмечали, кероген III типа образовался в основном из растительных остатков и характеризуется типичным для гумусового органического вещества строением. Очень важные для нефтяной геологии исследования были проведены во ВНИГРИ под руководством известного ученого С.Г. Неручева. Был детально изучен характер изменения керогена III типа в процессе катагенеза. В качестве объекта исследований были выбраны аргиллиты каменноугольного возраста Донбасса. Образцы для исследований отбирались из морских отложений, расположенных между пачками угленосных пород, со степенью углефика-ции от длиннопламенных («Д») до антрацитов («А»), Такой методологический подход позволил достаточно точно определить степень катагенетических изменений рассеянного органического вещества и углей и выявить стадии превращенености органического вещества в зоне мезо- и апокатагенеза.
Как показали исследования, рассеянное органическое вещество образцов имеет типичный для гумусового OB состав: низкое содержание водорода - 3-5 % и отношение Н/С - 0,9 % и ниже. Наблюдается высокая концентрация парамагнитных центров - КПД 100*10в17, определенная с помощью парамагнитного резонанса. В процессе катагенеза в структуре керогена происходит увеличение содержания углерода от 72 до 89 %, уменьшение концентраций водорода с 5,2 до 2,9 %. Одновременно отношение Н/С падает до 0,5. Почти в два раза уменьшается содержания гетероэлементов. Число парамагнитных центров увеличивается в четыре раза, что свидетельствует о росте количества сопряженных связей C = C. Изменение этих параметров керогена показывает, что происходит интенсивный процесс отделения периферийных молекул от основной макромолекулы, что сопровождается увеличения роли конденсированности структуры.
Наряду с этими общими закономерностями изменения керогена выделено несколько переломных моментов, свидетельствующих о неравномерности хода этого процесса (рис. 3.34).
Генетические типы органического вещества и основные стадии его преобразования в процессе катагенеза. Образование нефти и газа

Проведенные исследования унифицировали наше понимание процессов нефтегазообразования, так как ход превращений рассеянного органического вещества, генерации и эмиграции углеводородов в среднекарбоновой толщи Донбасса сопоставим с ходом превращений РОВ в других регионах. Наличие гумусовых компонентов предопределило даже в морских фациях смещение максимума генерации жидких углеводородов на градацию MK2, а также меньшую интенсивность генерации жидких углеводородов в MK2-MK3, что обусловило поступление в коллектор незначительных объемов микронефти и поэтому не привело к формированию залежей нефти.
Проведенные во ВНИГРИ исследования хода катагенетического преобразования углей выявили стадийность в образовании летучих продуктов, в частности метана, двуокиси углерода, аммиака, воды и пр. Максимальная генерация этих продуктов связана с биохимическим ходом преобразования органического вещества. Причем наблюдаются сопоставимые процессы трансформации углей и органического вещества. На первом этапе происходит отщепление периферийных (преимущественно кислородных) функциональных групп. Затем разрываются мостиковые связи между структурными комплексами. Этот процесс сопровождается интенсивным выделением газообразных продуктов.
Таким образом, с практической точки зрения в каждом регионе необходимо выявить степень преобразования органического вещества и определить, на какой стадии катагенеза произошло это преобразование, а затем привязать эти данные к конкретной глубине, на который проходил этот процесс.
В настоящее время, как мы уже говорили выше, стадию преобразованности органического вещества можно определять не только по отражательной способности витринита, но и другими методами. Поэтому крайне желательно их использовать в комплексе.
Для этого сравним показатели зрелости органического вещества, основанные на различных показателях, использованных при изучении керогенов II и III типов. Эти исследования были проведены Б. Тиссо и Д. Вельте (рис. 3.35).
Генетические типы органического вещества и основные стадии его преобразования в процессе катагенеза. Образование нефти и газа

Эти, а также многочисленные исследования других авторов показали, что возникновение «нефтяного окна» происходит при достижении степени зрелости керогена II типа, соответствующей значениям отражательной способности витринита 0,5-1,2 %, а индекса термической зрелости (TAI) 2,5-3,5. Для керогена III типа эти значения несколько отличаются.
Изучая рис. 3.32 мы видели, как «истощается» кероген в процессе прохождения главной фазы нефтеобразования. Характерно, что атомные отношения Н/С и О/С меняются непропорционально. Показатель Н/С с ростом катагенеза уменьшается быстрее, чем показатель О/С, причем для керогена сапропелевого типа (кероген II типа) и керогена III типа (преимущественного гумусового типа) эти показатели изменяются не одинаково. Для того чтобы разобраться в этом вопросе, рассмотрим как меняются атомные соотношения Н/С и О/С керогенов I, II и III типа на различных стадиях катагенеза.
Эти исследования были проведены в течение многих лет Б. Тиссо (директор Французского института нефти), который возглавлял работы по изучению глинистых пород различных регионов мира. Результаты исследований базируются на изучении образцов керогена Парижского бассейна, Германии и Алжирской Сахары.
В зоне протокатагенеза структура керогена существенно не меняется из-за того, что температурная обстановка не способствует течению термокаталитических процессов (рис. 3.36).
Генетические типы органического вещества и основные стадии его преобразования в процессе катагенеза. Образование нефти и газа

На рис. 3.36 видно, что в конце стадии протокатагенеза при незначительном уменьшении Н/С приблизительно от 1,25 до 1,18, О/С значительно сокращается, приблизительно от 0,13 до 0,05.
Это говорит о том, что в керогене уменьшается содержание кислорода. По данным аналитических исследований методом инфракрасной спектроскопии, сокращение доли кислорода происходит, как мы уже говорили выше, за счет удаления из керогена групп C = C. В этой зоне протокатагенеза при незначительных температурах идут химические реакции разрыва гетероатомных связей некоторых неустойчивых карбонильных и карбоксильных групп. В результате этого высвобождаются крупные фрагменты, содержащие гетероатомы, в том числе и кислород. Увеличивается доля смол и асфалътенов, то есть наиболее тяжелой фракции битумоидов. Углеводородная часть органического вещества в протокатагенезе меняется незначительно. Поэтому алканы нормального строения по своему составу практически неотличимы от н-алканов в современных осадках.
При дальнейшем преобразовании керогена на стадиях мезокатагенеза (буква В на рис. 3.36) и в апокатагенезе (буква E на том же рисунке) атомное отношение О/С остается практически неизменным в то время как атомное отношение Н/С закономерно снижается.
Это свидетельствует о том, что основные процессы преобразования керогена затрагивают его углеводородную часть. Происходит интенсивное разукрупнение углеводородных молекул и образование углеводородов, в том числе и низкомолекулярных структур.
Таким образом, определив тип керогена и степень преобразования органического вещества, мы можем выявить в разрезе осадочного чехла конкретного региона интервалы глубин, в которых могли проходить процессы нефтегазообразования. Причем проходя через определенные стадии преобразования, органическое вещество в зависимости от его типа генерирует углеводородные системы различного фазового состояния и состава.
Определенный интерес представляет эволюционная зональность нефте- и газообразования, в которой учтены не только три фациально-генетических типа керогена, но и четвертый, обедненный водородом и близкий по соотношению С/Н к фюзиниту (рис. 3.37).
Генетические типы органического вещества и основные стадии его преобразования в процессе катагенеза. Образование нефти и газа

Из-за загруженности рисунка достаточно трудно воспринять численные значения соотношений С/Н, характеризующие верхнюю и нижнюю границы главной зоны нефтегазообразования. Поэтому, эти данные мы свели в табл. 3.23.
Эволюционная зональность нефтегазообразования с учетом возможности генерации IV типа керогена продуцировать сухой газ на стадии мезокатагенеза, существенно дополняет наши представления о процессах нефтегазообразования, тем более что во многих современных работах генерационные возможности этого типа керогена учитываются при оценке перспектив нефтегазоносности. Эти данные позволяют нам определить верхние и нижние границы зон нефтегазообразования, но не позволяют выяснить, какие генетические типы углеводородных флюидов образуются на различных стадиях литогенеза.
Генетические типы органического вещества и основные стадии его преобразования в процессе катагенеза. Образование нефти и газа

Этот пробел был восполнен Ал.А. Петровым, который в значительной степени детализировал общую схему образования углеводородов (рис. 3.38).
Таким образом, на различных этапах литогенеза органическое вещество может генерировать различные генетические типы углеводородных флюидов из накопившегося на стадии диагенеза, а затем преобразовавшегося в катагенезе, органического вещества.
Ho не только эта информация заключена в результатах исследований Ал.А. Петрова.
Посмотрите внимательно на рисунок: исходным продуктом для любых генетических типов углеводородных флюидов являются реликтовые углеводороды - хемофоссилии. Именно они определяют, что получится в результате их преобразования на различных стадиях катагенеза и именно они предопределяют, могла ли та или иная порода генерировать углеводороды, и в каком количестве.
Иными словами, при прочих равных условиях хемофоссилии, сконцентрированные в керогене в виде макромолекулы, являются основой нефтегазоматеринского потенциала пород.
Генетические типы органического вещества и основные стадии его преобразования в процессе катагенеза. Образование нефти и газа