Вещества

В настоящее время не вызывает сомнения, что нефть являет­ся продуктом преобразования осадочных пород. Одним из важ­нейших критериев нефтегазоносности любых осадочных бассей­нов или их крупных подразделений является возможность слага­ющих их осадочных пород генерировать нефть и (или) газ, т.е. их нефте- и газоматеринский потенциал. Почти все литофациальные типы современных и ископаемых осадков содержат углеводоро-дистое ОВ, обязательным компонентом которого являются биту-моиды, содержащие микронефть, за счет концентрации которой образуется собственно нефть, т.е. практически все осадочные по­роды, содержащие ОВ, могут быть нефте- и (или) газоматерин­скими в соответствующих геологических условиях. Важно опре­делить, какое количество нефти они могли дать, т.е. установить их нефтематеринский потенциал — П_нм.

Нефтематеринский потенциал — это то количество микро­нефти, нефти, которое может генерировать данная порода (свита) за всю геологическую историю.

Проблема нефтематеринских отложений и П_нм насчитывает более чем вековую историю, хотя понятие «нефтематеринский потенциал» появилось всего 40 лет назад. Огромную роль в соз­дании и развитии учения о НМ потенциале принадлежит выдаю­щемуся отечественному ученому Николаю Брониславовичу Вас-соевичу.

В настоящее время в литературе существуют различные тер­мины для определения понятия П_нм. Наряду с наиболее конкрет­ными нефтематеринский потенциал и газоматеринский потенциал используются и другие названия — нефтегазоматеринский потен­циал, нефтегазогенерирующий потенциал, нефтегазогенерационный потенциал, генетический потенциал продуктивности, генетичес­кий потенциал керогена, нефтяной потенциал, углеводородный по­тенциал и др.

Разные типы ОВ обладают различными П_нм; нефтематерин­ский потенциал породы определяется не только содержанием ОВ, но и его качеством и фациально-генетическим типом. В связи с этим необходимо строго разграничивать П_нм ОВ, обозначая его и П_нм включающей его породы, обозначая таковой , причем оценивать и тот и другой количественно как относитель­но, так и абсолютно. Их важно рассматривать раздельно, так как может быть высоким, но из-за малого содержания ОВ в по­роде будет очень низким (подробнее это рассматривается в разд. 4.2).

оценивается отношением (%) количества нефтяных УВ, генерированных породой за всю свою катагенетическую историю до полного истощения или только до определенной градации ка­тагенеза, к общему содержанию ОВ в породе к началу катагенеза.

Нефтематеринский потенциал ОВ — является функцией его молекулярной структуры, которая определяет способность ОВ образовывать в процессе катагенеза большее или меньшее коли­чество нефтяных УВ. Молекулярный состав и структура ОВ про­являются в элементном, компонентном, мацеральном составе ке­рогена. Эти показатели изменяются в зависимости от генетичес­кого типа ОВ, степени его преобразования и других факторов. Для оценки П_нм используются данные об элементном составе ОВ. Если сравнивать элементный состав нефти и ОВ (даже ОВ наиболее благородного состава), то нефть отличается более высо­кими содержаниями водорода. Отсюда следует вывод, что крите­рием (или мерилом) этой способности ОВ генерировать УВ слу­жит обогащенность его водородом. Коэффициенты Н/С и С/Н широко использовались как для выделения генетических типов ОВ, так и для определения П_нм еще с 50-х годов. В.А. Успенский и О.А. Радченко считали эти коэффициенты наиболее информа­тивными для оценки П_нм, которую необходимо проводить лишь по количеству липоидных компонентов ОВ, не беря в расчет гу-моидную составляющую «сапропелевого» ОВ.

Соотношение водорода и углерода (Н/С) в УВ отражает обо­гащенность водородом, связанным только с углеродными атома­ми. В других же органических соединениях, присутствующих в ОВ, содержащих гетероатомы, величина Н/С может быть об­условлена водородом гидроксильных групп, а также групп SH, NH, NH₂. Поэтому для характеристики важна оценка водо­рода, не связанного с кислородом. Произвести оценку этого во­дорода можно только определив количество кислорода, который явно превалирует по сравнению с другими гетероэлементами и уходит из ОВ в форме Н₂О, CO₂, СО.

Для определения углерода, связанного только с водородом в ОВ, т.е. для оценки его потенциала, предлагались разные попра­вочные коэффициенты, наиболее удачным из которых является коэффициент F₁, предложенный Н.Б. Вассоевичем и И.Е. Лейф-маном, использующий атомные отношения элементов, которые более информативны. Этот коэффициент имеет вид:

ат.

На основании большого аналитического материала, собран­ного по разным бассейнам мира, был сделан вывод, что , рас­тет по мере увеличения в нем алифатических и алициклических

структур или алинового начала; в наибольшей степени это свой­ственно альгиниту, затем лейптиниту.

Соблюдая принцип изостадиальности прежде всего в отно­шении градаций катагенеза, Н.Б. Вассоевич и Н.В. Лопатин при­водят следующее подразделение нефтематеринских пород по величине коэффициентов F₁ и F₀ (F₀ = Н/С_ат) для ОВ градации MK₁ (табл. 2.4).

Определению нефтематеринского потенциала РОВ путем экспериментального моделирования процессов генерации и вы­хода УВ и термодеструкции ОВ посвящены многочисленные ра­боты российских и зарубежных геохимиков: А.И. Богомолова, Е.А. Глебовской, Т.Н. Мельцанской, Л.И. Хатынцевой, Б. Тиссо, Д. Вельте, Дж. Эспиталье, Р. Кастаньо и др. Для оценки нефтеге-нерационной способности отложений и определения степени эволюции ОВ эти исследователи используют различные пироли-тические методы (по сути это термические методы, подразумева­ющие высокие температуры нагрева ОВ).

В отличие от трудоемких и дорогостоящих методов выделе­ния концентратов РОВ пиролитический метод дает возможность получить информацию о нефтематеринской породе без длитель­ной обработки керна и шлама. оценивается количеством об­разовавшихся УВ в лабораторных условиях при температурах от 300 до 650°С, что примерно отвечает массе УВ, генерирующейся в природных условиях до конца среднего мезокатагенеза.

Дж. Эспиталье был разработан стандартный пиролитический метод, в котором используется специальное пиролитическое уст­ройство Rock-Eval. Пример записи, получаемой при анализе, по­казан на рис. 2.8.

При пиролизе образуются несколько основных групп компо­нентов (три или четыре), которым соответствуют пики S₀, S₁, S₂, S₃. идентифицированные следующим образом: S₀ — содержание

в породе УВ ряда С₁+C₇ (кг/т) (т.е. продуктов, выделяющихся при невысокой температуре (90°С) в течение 2 мин, главным об­разом УВ газов); S₁ - содержание в породе жидких УВ нефтяно­го ряда С₈ +... + С1₁₅ + (УВ и нефтеподобных соединений, уле­тучивающихся до 280-300°С); S₂ - УВ и родственные им компо­ненты, генерированные при более высоких температурах (до 500°С). Этот пик сопоставляется с количеством УВ (кг/т или мг/г породы), которые могут образоваться при полной реализации нефтематеринского потенциала содержащего в ней ОВ; S₃ - вы­ход СО₂, полученного в результате пиролиза ОВ. Температура Т соответствует максимуму выхода продуктов углеводородного ти­па, полученных в результате крекинга.

Величина S₁ соответствует доле исходного генетического по­тенциала, который реализован в УВ. Сумма S₁ + S₂ представляет собой генетический потенциал породы (кг/т).

Показателем качества керогена или типа ОВ являются водо­родный индекс HI (S₂/C_opr) и кислородный индекс (S₃/С_орг). Эти индексы хорошо коррелируются с элементным составом OB, a именно, между водородным Н/С_ат и кислородным О/С_ат индек­сами. Значения этих индексов для керогенов разных типов, нане­сенные на диаграмму Ван-Кревелена повторили картину распре­деления значений Н/С_ат и О/С_ат на этой диаграмме, т.е. обосо­били три типа керогена (рис. 2.9). Кривые на рис. 2.9, а и б иден­тичны. По Б. Тиссо и Д. Вельте, выделенные пики характеризу­ются следующими значениями:

I тип керогена - Н/С_ат > 1,6; HI > 600 мг УВ/г С_орг;

II тип керогена - Н/С_ат = 1,2-1,5; HI 300-600 мг УВ/г С_орг;

III тип керогена — Н/С_ат < 1,2; HI < 300 мг УВ/г С_орг.

Н.В. Лопатин и Т.П. Емец на основе пиролитического изуче­ния керогена горючих сланцев, углей, концентратов РОВ пород баженовской и тюменской свит предложили следующую класси­фикацию типов керогена по величине водородного индекса HI в мг/г С_орг: I тип превосходный 600, II тип богатый 600-400, II-в тип 400-300, II-с 300-200, II-в и II-с — средний, III-а умерен­ный — 200-150, III-в 150-75, тип III-с меньше 75, III-в и III-с бедный (Лопатин, Емец, 1987).

Широкое использование пиролитических методов в нефтепо-исковой геохимии (Дж. Эспиталье, Б. Тиссо, Д. Вельте, Г. Деро, М. Медее, Б. Кац, С. Лартер, В. Орр, Л. Сноуфен и др.) позволи­ло установить ряд специфических особенностей этого метода. На зеличину пиролитических показателей влияет состав минераль­ной матрицы, концентрация С_орг в породе; количество удержива­емых матрицей УВ растет с увеличением доли частиц пелитовой размерности, с ростом монтмориллонитовой составляющей поро­ды и уменьшается с ростом степени катагенетической преобразо-занности, состав минеральной матрицы влияет на Т_макс.

Примером этого положения являются результаты пиролити­ческого исследования ОВ майкопской толщи Кавказско-Скиф­ского региона. Значения водородного индекса для ОВ пород ле­жит на диаграмме Ван-Кревелена в поле II и III типов керогена, значения же HI для керогенов тех же образцов попадает в поле I и II типов керогена; разница в значениях для рассеянной и кон­центрированной форм составляет 100—300 мг УВ/г ОВ.

По мнению многих зарубежных исследователей, пиролиз, ве­роятно, является наилучшим стандартным методом одновремен­ного определения типа и зрелости ОВ, он позволяет производить лолуколичественную оценку генетического потенциала и коэф­фициента превращения (Тиссо, Вельте, 1981).

Но пиролитический метод не универсален, сами авторы этого кетода считают его полуколичественным. В оценке его следует полностью согласиться с мнением академика РАН Э.М. Галимо-ва, считающего, что преимущество пиролитического анализа со­стоит в возможности получить весьма простыми средствами практически важную информацию, например, о нефтегенерирую-щей способности отложений, наличии процессов миграции, типе ОВ и степени его зрелости. При этом в процессе пиролиза про­исходит нарушение молекулярной структуры ОВ, возникают но­вообразования, поэтому он не может быть основой для настоя­щего глубокого и тонкого исследования органического вещества. Кроме того, этот метод не позволяет провести разделение генери­рованных продуктов на жидкие и газовые.

Нефтематеринский потенциал гумусовых углей П_нм практи­чески долгое время не рассматривался, поскольку преобладаю­щие в них мацералы (фюзинит) вообще не способны генериро­вать жидкие УВ или генерируют их в столь малом количестве, что те не способны покинуть материнскую породу - витринит. Многочисленные проявления жидкой нефти в угольных пластах и уголеносных толщах Донбасса, Кузбасса и других угольных бас­сейнов позволяют поставить вопрос об оценке НМ-потенциала углей. Так, в углях Донбасса элементный состав витринита зна­чительно варьирует для углей одной марки, но разной степени

4 Бажеиона 97

восстановленности. По величине этого показателя среди углей Донбасса выделены четыре генетических типа углей, в том числе и «сильно восстановленные» угли, которые характеризуются не­сколько повышенным содержанием Н и, соответственно, имеют ощутимый П_нм за счет витринита.

Гумусовые угли кроме фюзинита и витринита содержат лейпти-нит, который включает кутинит, споринит, альгинит, резинит; эта группа микрокомпонентов обладает значительным П_нм. Ко­эффициент F₁ изменяется в пределах 1,1-0,6; F₀ колеблется от 1,5 до 0,8 в зависимости от градаций катагенеза. Потенциал гуму­совых углей необходимо оценивать в зависимости от мацерально-го состава по содержанию мацералов группы лейптинита.

Безусловный интерес с точки зрения возможного нефтеобра-зования представляют «угли» другого типа — сапропелевые. Экс­перименты по термолизу подобных углей — оленекских богхедов, выполненные Е.А. Глебовской, Т.Н. Мельцанской, И.З. Сурговой и др., продемонстрировали интенсивную генерацию ими жидких УВ (выход нефтяных УВ при температуре 340°С и давлении 45 МПа составил 24% от исходного ОВ). Элементный состав полу­ченных продуктов и количественная сторона образования жидких УВ полностью подтвердили теоретические балансовые расчеты для сапропелевого типа ОВ. Потенциал сапропелевых микроком­понентов ОВ, несомненно, высок, нередко выше, чем потенциал РОВ того же типа. Оценке их Пнм способствует сочетание угле-петрографических и геохимических методов исследования.

В настоящее время все большему кругу исследователей ста­новится совершенно очевидным, что разработка проблемы потен­циала ОВ на высоком научном уровне невозможна без использо­вания современных методов органической химии, геохимии и петрографии: электронной микроскопии, инфракрасной спект­роскопии, дифференциального петрографического анализа, газо­жидкостной хроматографии, масс-спектрометрии, ЯМР, ЭПР. Молекулярный уровень исследования ОВ не является пределом их изучения; видимо, для более углубленного познания вещества необходим атомарный уровень и, возможно, более тонкие, совер­шенные методы его исследования.