Органическая теория происхождения нефти

Основные положения  различных гипотез и теорий происхождения  нефти

Осадочно-миграционная теория

Н.Б. Вассоевич предложил  концепцию нефтеобразования осадочно-миграционной теорией, а не органической или биогенной. Нефть образуется абиогенным путём, но источником её является ОВ, или кероген, захоронённый в процессе осадконакопления. Его потенциал закладывается в живом веществе, формируется в диагенезе, реализуется в мезокатагенезе. Ход этого процесса определяется как внутренней структурой керогена, способом «упаковки» его основных элементов, так и внешними факторами: температурой, скоростью прогрева, строением нефтематеринской толщи, определяющим эмиграцию образовавшихся продуктов, составом минеральной матрицы, влияющим на каталитические процессы, происходящие в керогене.

Поскольку залежь нефти  как объект поиска формируется в  процессе миграции жидких УВ, то для  названия теории происхождения нефти  слово «миграционная» является необходимой  составной частью. Это название, по мнению Вассоевича, отражает связь, как с осадочным процессом, так и с условиями формирования залежей нефти в результате миграции.

Согласно вертикальной зональности генерации углеводородов в разрезе осадочных бассейнов распределены и залежи УВ флюидов. Без учёта вертикальной миграции флюидов и их перетоков скопления УВ сверху вниз располагаются следующим образом: в верхней части разреза (ПК1-ПК2) – небольшие залежи сухого газа; ниже (ПК3-МК11) залежи нафтено-метановой нефти и полусухого газа, в газовых шапках – полужирный и жирный газ; с глубиной (МК12- МК2) в нефтях возрастает содержание метановых УВ, твёрдых парафинов и лёгких ароматических УВ, в газовых шапках – жирный газ; ниже (МК3) находятся залежи метаморфизированных, высокопарафинистых нефтей с повышенным содержанием нормальных алканов; ещё ниже (МК4) располагаются залежи газоконденсатов; в основании зоны МК – залежи сухого газа, еще ниже – только метан. В распределении залежей разного фазового состава УВ по вертикали отмечается сдвиг вверх примерно на половину градации относительно максимума генерации соответствующих флюидов.

Такое распределение  залежей УВ свойственно только первичным, или сингенетичным, скоплениям, не претерпевшим значительных перемещений. В природе  этот генетический ряд УВ скоплений обычно нарушается за счёт перетоков флюидов, состав первичных нефтей при этом претерпевает существенные изменения. В целом же для большинства бассейнов сохраняется зональность сверху вниз: газ – тяжёлая нефть – лёгкая нефть – газоконденсат – газ. В отдельных случаях между нефтью и «верхних» газоконденсатов. Нарушение указанной зональности может быть связано не только с перетоками и миграцией, а также с изменением состава исходного ОВ.

Таким образом, в конце 60-х годов в решении проблемы генезиса нефти произошёл качественный скачок – была создана концепция о главных фазах нефте- и газообразования, в целом теория стадийности нефтегазообразования. Нефтегазообразование стало рассматриваться как историческое явление, тесно связанное с определёнными стадиями эволюции осадочного бассейна. Было конкретизировано представление об очаге генерации УВ как естественном природном объекте, определяющем в пространстве и времени возможность и масштабы нефтегазообразования. Эта концепция подтвердилась на примере разновозрастных и разнофациальных толщ в многочисленных бассейнах мира. И если проблему исходного вещества для нефти и газа можно считать решённой на определённом уровне, то проблема механизма нефтегазообразования, являющаяся ключевой, требует уточнения и детализации

Динамика процессов  нефтегазообразования для различных нефтематеринских пород неодинакова. Основные положения термокаталитической (генерационной) модели нефтегазообразования и границы выделения ГФН были разработаны на примере терригенно-глинистых образований. В эту модель нечётко вписываются карбонатные толщи.

Большинство геологов считает, что образование скоплений нефти  обусловлено её миграцией, которая  может происходить и на большие  расстояния. Сюда относится ряд теорий, которые часто объединяют под  названием «Теория нефтепроизводящих  свит». Наиболее детальные построения в этой области были сделаны А.Д. Архангельским и П. Траском. Впервые идеи о существовании «материнского пласта» или «материнской породы», производящей нефть были высказаны в 1865 американским геологом и геохимиком Винчеллом. По мнению Губкина, нефтематеринскими свитами могут быть преимущественно глинистые, реже известняковые толщи. В качестве примера он приводил майкопские глины Северного Кавказа. Представления о нефтематеринских свитах в дальнейшем очень помогли геологам-нефтяникам при поисках месторождений нефти и газа.

По И.М. Губкину, преобразование захороняемого в осадке диффузионно-рассеянного  ОВ в УВ нефтяного ряда в потенциально нефтематеринских отложениях протекало  постепенно, начинаясь в органогенных или биогенных илах и не прекращаясь длилось во время диагенетического изменения как самой органогенной прослойки, так и вмещающих её пород, вплоть до начала горообразующих движений, когда нефть получала возможность мигрировать.

Нефтеобразование –  сложная совокупность процессов, протекающих в недрах, т.е. эти процессы в природе наблюдаемы быть не могут. Видны лишь их фиксированные результаты, запечатлённые в некоторых естественных телах, как в пространстве, в котором эти процессы протекали. Естественным телом, где осуществляются процессы нефтегазогенерации, является нефтегазоматеринская свита. Нефтегазоматеринская свита - парагенетическая ассоциация обогащённых автохтонным органическим веществом пород, рождающая в процессе литогенетической эволюции углеводороды, способные к аккумуляции.

Нефтегазоматеринские  породы и 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.

Теория нефтематеринских свит детально рассматривается в  трудах Н.И. Андрусова, и Г.П. Михайловского, а затем в работах В.В. Вебера, Н.М. Страхова. 
Эти теории достаточно подробно разработаны в геологическом отношении и увязаны со стратиграфией и тектоникой многих месторождений.

По И.М Губкину, формирование толщ пород, продуцирующих нефтяные УВ (эти толщи и называют нефтематеринскими свитами), происходит «… в прибрежных частях морей – в заливах, бухтах, лиманах и даже в открытом море недалеко от берега в пределах так называемой терригеновой зоны, где происходит накопление органического материала не в пресной, а в солёной воде, т.е. в зоне, где совершается борьба между морем и сушей и где происходит чередование отложений: осадки глинистого характера, содержащие часто богатый органический материал, сменяются более грубым – песком, галечником, ракушечником….». В образовании нефти «… принимают участие остатки как животного, так и растительного происхождения, именно остатки зоофитоорганизмов планктона, водной растительности, зоофитоорганизмов бентоса, остатки высших береговых растений, а также остатки организмов и минерального вещества аллохтонного происхождения…..»

Свою теорию Губкин изложил в 1934. Согласно ей, зоны глубоких депрессий являются тем местом, где осадки сапропелитового характера, погружаясь на значительную глубину, попадают в особые условия температуры и давления, а процессы разложения органического вещества происходят в особо благоприятных условиях для возникновения диффузионно рассеянной нефти. Образовавшаяся нефть концентрируется в определённых местах, улавливаясь на своём пути сякого рода барьерами в виде различных тектонических структур. Концепция Губкина способствовала распространению в СССР и за рубежом верных представлений о происхождении нефти и формировании её месторождений, она выдержала проверку временем.

Органические и биогенные илы и образовавшиеся из них органогенные породы являются тем материалом, из которого, по представлениям Губкина, возникла нефть.

Взгляды И.М. Губкина на образование нефти и газа лежат  в основе современной теории происхождения  нефти. Некоторые положения Губкина дополнены, уточнены, значительно развиты, но основа сохранилась. Изменились представления о нефтематеринских свитах. Во-первых, доказано, что таковыми могут быть не только глинистые породы, а разнообразные осадочные породы (песчаники, глины, известняки, доломиты и т.д.) и даже вулканогенно-осадочные породы, содержащие органическое вещество вовсе не обязательно в аномально больших дозах. Процессы нефтегазообразования могут протекать также в карбонатных отложениях и даже в алевролитовых образованиях, если их накопление происходило в восстановительной обстановке. Требование к минимальному количеству органики для нефтематеринских толщ уменьшилось на порядок – от 2 до 0,2%.