Главная Случайная страница


Полезное:

Как сделать разговор полезным и приятным Как сделать объемную звезду своими руками Как сделать то, что делать не хочется? Как сделать погремушку Как сделать неотразимый комплимент Как противостоять манипуляциям мужчин? Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами Как сделать идею коммерческой Как сделать хорошую растяжку ног? Как сделать наш разум здоровым? Как сделать, чтобы люди обманывали меньше Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили? Как сделать лучше себе и другим людям Как сделать свидание интересным?

Категории:

АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника







ГЛАВА 2. ОРГАНИЧЕСКОЕ ВЕЩЕСТВО ОСАДОЧНЫХ ПОРОД





Органическое вещество (ОВ) является обязательным компонентом почти всех осадочных отложений, начиная с конца архея. Среднее содержание органического углерода (составляющего от 65 до 85% ОВ) в осадочных породах - 0,55-0,6%, что соответствует 13-15 кг в 1 м3 породы. Общая масса рассеянного углеродистого вещества в континентальном секторе стратосферы составляет (45-50) · 1016 т, что в сотни раз превышает все запасы ископаемых углей и нефти. Н.Б. Вассоевич предложил называть ОВ осадочных пород седикахитами, подчеркивая его углеродно-водородистый состав и седиментационный генезис.

В составе осадочных пород и осадков всегда имеются битумоиды - вещества, извлекаемые органическими растворителями - хлороформом (ХБ), бензолом, эфиром и др. Нерастворимую часть органического вещества (НОВ) принято называть керогеном. Н.Б. Вассоевич рекомендовал называть керогеном все органическое вещество, поскольку нерастворимые компоненты составляют подавляющую его часть.

Доля битумоида в ОВ, или степень его битуминизации (коэффициент в), измеряется в мг/г. В практике геохимических исследований обычно рассчитывается битумоидный коэффициент, как отношение битумоида к содержанию общего органического углерода (Сорг)

в (мг/г) = (ХБ · 1000/ Сорг).

 

В.А. Успенским была установлена закономерность - увеличение роли битуминозных компонентов в ОВ при уменьшении его содержания. Н.Б. Вассоевич установил подобную обратную зависимость для современных осадков, она получила название - закономерность Успенского-Вассоевича. Суть ее сводится к следующему: с увеличением дисперсности ОВ доля битуминозных компонентов (в) в нем растет. Соблюдение этой закономерности - надежный показатель сингенетичности битумоидов, отсутствие ее, как и чрезмерно высокие значения в (>200 мг/г) - показатель эпигенетичности битумоидов.

Обязательным компонентом всех битумоидов в осадках и осадочных породах являются углеводороды. Осадочные породы, по сравнению с современными осадками, характеризуются более высокими содержаниями УВ. Общее содержание рассеянных углеводородов в континентальном секторе стратисферы достигает 7 · 1013 т, что превышает запасы нефти в этом секторе в сотни раз.

Дисперсные УВ в современных и ископаемых осадках обладают большим сходством с УВ нефтей, Н.Б. Вассоевич назвал их микронефтью. Микронефть - «это эволюционирующая предшественница нефти, ее скрытая утробная стадия существования». Содержание и состав микронефти в осадках/породах изменяется по мере развития литогенеза. В осадках ее мало и она еще отличается по составу от собственно нефти - зачаточная микронефть, на подстадии протокатагенеза - юную, на градациях мезокатагенеза MK1-МК2 - зрелую, частично остаточную, на МК3 - в значительной мере остаточную.

2.1. Генетические типы органического вещества [1-6]

 

На протяжении многих лет ОВ подразделяли на два основных фациально-генетических типа - сапропелевое и гумусовое, понимая под этими типами соответственно ОВ низших и высших растений. Эти два типа долгое время считались «фациальными антиподами». В связи с совершенствованием методов исследования стало очевидным, что сами понятия о «гумусовом» и «сапропелевом» веществе общие и неконкретные. Зачастую гумусовое по генетической природе вещество по составу генерированных продуктов более отвечает сапропелевому и наоборот. Назрела необходимость дифференцировать эти понятия.

В.А. Успенский иО.А. Радченко обратили внимание на то, что сапропелевоеОВ имеет сложный состав и даже при полном отсутствии гумусового материала его нужно рассматривать как двухкомпонентное, состоящее из липидной и углеводно-белковой (гумоидной) частей. Наиболее характерными параметрами каждой части являются соответственно содержание Н и N. Предложенная классификация ОВ сапропелевого типа на подклассы приведена в табл. 1.

Н.Б. Вассоевич (1967) предложил применять термин «органический» лишь в смысле «биогенный», т.е. связанный с организмами. Термин «органические соединения» заменить термином «кахигены», то есть «созданные углеродом и водородом» (от carbon, hydrogen, genesis). Понятие «органическое вещество» заменить понятием «кахигениты», который впоследствии был трансформирован в «кахиты», а ОВ осадочных пород и осадков стало именоваться «седикахиты» (СК). Однако, эти термины не получили широкого распространения.

Таблица 1

Классификация ОВ сапропелевого типа (по В.А. Успенскому, О.А. Радченко)

Подкласс Доля исходного материала, % Содержание Н, %
липидного гумидного
Липидный 75-100 0-25 9,0-8,5
Гумоидно-липидный 50-70 25-50 7,5-8,0 до 9,0-9,5
Липидно-гумоидный 25-50 50-70 6,0-6,5 до 7,5-8,0
Гумоидный 0-25 75-100 6,0-6,5

Согласно терминклатуре, основанной на преобладающем типе структур, включенных в макромолекулу, без учета других структур, ОВ сапропелевого типа, содержащее в основном алициклические и алифатические структуры, предложено называть алиновым. Для него характерно резкое преобладание колломорфных и сорбированных форм ОВ (коллоальгинита, микстинита) и почти полное отсутствие структур, сохранивших морфологию исходных гидробионтов. ОВ с повышенным содержанием азота и гидроароматическйх структур, выделяется как амикагиновое.

В последствии были введены несколько другие обозначения подтипов алинового ОВ – в соответствии с комплексом биополимеров, служащих основой для формирования ОВ в различных седиментационных обстановках.

I комплекс протеинполимер-липоидинового состава (элементы клеточных мембран и жировые компоненты клеток) - СК характеризуются длинными алифатическими цепями. Такие СК предложено называть алфиновыми и обозначать СКалф. В исходном ОВ этого типа большую роль играют ненасыщенные структуры, эфирные группы. Атомное отношение Н/С в нем составляет 1,5-1,8, содержание азота - не более 2-3%. Основной биопродуцент - цианобактерии. Такое ОВ типично для многих групп горючих сланцев.

II комплекс - нуклеоуглеводно-белковые соединения (ядерно-цитоплазматические составляющие клеток и тканей различного происхождения) - дает основу для ОВ, характеризующегося присутствием алициклических структур, амидных группировок, кетонных групп и отсутствием конденсированной ароматики. Такое ОВ названо алциновым и обозначается СКалц. Ему свойственны повышенные концентрации азота (5,5-6,5%), Н/Сат = 1,20—1,45. Многие полосы поглощения ИК-спектров идентичны полосам поглощения протеинов, что позволяет считать такие СК производными углеводно-белковых соединений. ОВ такого типа характерно для материковых окраин, зон апвеллингов. ОВ сходного состава накапливается в озерах гумидных и семиаридных зон. Это фитопланктоногенное ОВ, подвергнувшееся бактериальной переработке.

Гумусовому типу ОВ свойственны поликонденсированные apeновые структуры, обозначается ОВ этого типа СКар - ареновое. В его основе лежат лигнин-целлюлозные биополимерные комплексы (каркасные элементы и соединительная ткань высших растений), высококонденсированные структуры циклического строения и ароматические структуры. Для СКар характерно невысокое содержание водорода (Н/Сат < 1), высокое содержание фенольных групп, невысокое (2-3%) содержание азота.

Чистые генетические типы ОВ в природе крайне редки, обычно приходится сталкиваться с ОВ смешанного состава. В таких случаях вводятся соответствующие обозначения: СКал-ар, СКар-алц и др. Эта классификация, основанная на элементном составе керогена, информативна, но, к сожалению, в настоящее время мало используется из-за чрезвычайно трудоемкого процесса получения керогена.

За рубежом, а последнее время и в России, широко используется классификация типов ОВ (типов керогена) по структурно-химическому признаку Б. Тиссо и Д. Вельте (1981). Авторы предлагают выделять три типа керогена. На диаграмме Ван-Кревелена они характеризуются соответствующими кривыми(рис. 1).

 

 

Рис. 1. Основные типы и эволюционные кривые керогенов типов I, II и III (по Ван-Кревелену):

1 - основная тенденция изменения состава гумусовых углей; 2 - границы поля, отвечающие керогену; 3 - эволюционные кривые

I тип - кероген с высоким содержанием водорода и низким кислорода, преобладают алифатические структуры; кероген этого типа характерен для горючих сланцев;

II тип - содержание водорода достаточно высокое, но меньше, чем в I типе, содержание кислорода более высокое; кероген формируется вследствие отложения и накопления морских организмов (фито- и зоопланктон, бактерии) в восстановительных условиях; это кероген основной массы нефтематеринских морских толщ;

III тип - кероген бедный водородом, содержит преимущественно конденсированные полиароматические и кислородсодержащие функциональные группы, он образовался в основном из остатков наземной растительности, это кероген главным образом газоматеринских пород.

Выделенные типы керогенов отличаются по характеру генерируемых продуктов и, прежде всего, по углеводородному составу. Соотношение различных групп УВ показано нарис.

 

 

Рис. 2. Состав углеводородов, генерируемых из трех основных типов керогенов на глубине максимума нефтеобразования

Есть и другие классификации керогенов, в основу которых также положен элементный и мацеральный составы исходного ОВ, также учитывается и состав генерированных продуктов. Так ОВ, значительную долю которого составляют микробиальные компоненты, МакКирди предложил разделять на четыре типа:

I тип обогащен водородом, в продуктах генерации преобладают н-алканы, ароматических соединений очень мало, мацеральный эквивалент - альгинит.

II тип является смесью обогащенного липидами и гумусового ОВ, отношение Н/Сат изменяется от 1,29 до 0,75, пристан преобладает над фитаном, содержание н-алканов и длина их цепей меньше, чем в керогене I типа.

III тип является гетерополиконденсатом водорослевых гуминовых веществ, по элементному составу сходен с витринитом (Н/Сат - 0,83-0,54).

Кероген IV типа обеднен водородом, по составу близок к фюзиниту (Н/Сат - 0,54-0,28)

На любых уровнях геохимических исследований первостепенная задача: определение фациально-генетического типа ОВ. При разных принципах построения классификаций - структурно-химическом (алиновое, арконовое ОВ - Н.Б. Вассоевич), физико-географическом (аквагенное и терригенное ОВ - А.Э. Конторович) и т.д., основа их сходная - фациально-генетическая. Типизация керогена, по Б. Тиссо и Д. Вельте, по существу также представляет разделение НОВ на те же основные две группы - сапропелиты (I и II типы) и гумиты (III тип), только в I тип выделены наиболее «чистые» керогены горючих сланцев, наименее окисленные в диагенезе.

На современном уровне исследования НМ отложений определения генетического типа ОВ как «кероген II типа» или «сапропелито-гумиты» явно недостаточно, поскольку сами по себе эти данные несут мало информации о генезисе ОВ. Наиболее информативной в генетическом плане является вещественно-петрографический состав ОВ. Фациально-генетическая классификация ОВ внутри класса сапропелитов разработана Г.М. Парпаровой и А.В. Жуковой на примере ОВ палеозоя-допалеозоя Сибирской платформы. В исходном ОВ указанного возрастного комплекса можно выделить три компонента: фитопланктон (ФП) - в основном Cynophyta и Acritharcha, фитобентос (ФБ) — Phaeophyta и Rhodophyta и зоосоставляющую (ЗС), граптолиты, трилобиты и др. Эти компоненты распознаются при петрографическом изучении керогена и классифицируются соответственно как альгинит (коллоальгинит), псевдовитринит и хитинит. Классификация построена на основе треугольной диаграммы: выделяются 19 типов ОВ(рис. 3).

 

 

Рис. 3. Классификационная диаграмма сапропелевого ОВ по соотношению трех биоценотических групп исходного материала - фитопланктона,

фитобентоса и зоосоставляющей: 1 - контур типов ОВ

При содержании компонента менее 25% он в наименование типа не входит. В вершинах треугольника располагаются шесть «чистых» типов ОВ, например, фитопланктонный (ФП - 90-100%) и существенно фитопланктонный (ФП - 75-90%). Далее выделяются шесть типов с бинарными наименованиями, например, фитобентосно-фитопланктонный (ФБ - 50-75%, ФБ – 25-50%, 3С – 0-25%); три типа смешанных с бинарными наименованиями и три типа смешанных с преобладанием одного компонента. В центре (№ 19) - смешанный трехкомпонентный тип. Наибольшим нефтематеринским потенциалом (Пнм) обладают типы ОВ, заключенные в малом треугольнике диаграммы, примыкающем к планктонной вершине № 1,4,7,9,16 (см. рис. 3).

Информацию о происхождении органического вещества несут также химические индикаторы, основанные на исследовании битумоидов. Извлекаемые битумоиды включают хемофоссилии, которые могут быть использованы для определения типа органического вещества (тип II в основном морского, тогда как тип III главным образом континентального происхождения), его зрелости, а также для оценки генетического потенциала материнской породы. Хемофоссилии – это молекулы, которые были синтезированы растениями или животными и попали в осадок малоизмененными. Наиболее важными группами хемофоссилий в ОВ ископаемых осадков и нефтях являются металлопорфирины, нормальные и изопреноидные алканы, жирные кислоты, стераны и гопаны (рис.4).

Однако использование данных о составе битумоидов имеет ряд сложностей. Во-первых, свободные молекулы битумоида составляют лишь малую часть общего органического вещества. К тому же содержание различных классов соединений (например, н-алканов, кислот, и т. д.) может варьировать в значительных пределах в зависимости от источника органического вещества. Например, длинноцепочечные н-алканы с нечетным числом атомов углерода играют важную роль только в высших растениях, тогда как в планктоне они содержатся в незначительном количестве. Таким образом, морской осадок, содержащий 90% морского планктона и 10% остатков высших растений, привнесенных с континента, обладает типичным «отпечатком пальцев» континентального материала, если рассматривать его с точки зрения содержания в нем высокомолекулярных н-алканов. Другой сложностью является мобильность битумоида, т. е. он может мигрировать не только в типичных коллекторских породах, но и в осадочных породах материнского типа. Такое скопление отмечается аномально высоким отношением битумоида к органическому углероду (выше 200 мг/г Сорг). В таких условиях изначальный характер ископаемых молекул может изменяться в связи с поступлением битумоида с другим характером распределения.

Исходя из вышесказанного, оценку типа органического вещества и потенциала материнской породы лучше основывать на данных, полученных в результате исследования керогена. Последний обычно составляет до 80% и даже больше всего органического вещества, к тому же он неспособен мигрировать. Таким образом, информация, основанная на керогене, охватывает большую часть органического вещества и безусловно является представительной для рассматриваемой породы.

Рис. 4. Строение отдельных классов органических соединений, состав которых используется для реконструкции условий накопления и созревания ОВ в осадках.

Тем не менее, сложность выделения керогена зачастую ограничивает возможности получения информации об его составе, и тогда единственным объектом, дающим сведения о природе ОВ, является битумоид. Например, для бассейна Габон и Магелланова бассейна источники органического материала четко выявлены по распределению присутствующих в битумоидах насыщенных углеводородов. В прибрежном бассейне Габон (рис. 5) фоновое содержание органического вещества составляет около 0,5% Сорг. Это ОВ имеет континентальное происхождение, а его нефтяной потенциал низок.

 

Рис. 5. Сравнение битумондов из прослоев глин, богатых органикой (2-5% Сорг), и глин, бедных органикой (~0,5% Сорг), из верхнемоловых отложений прибрежного бассейна Габон (общее количество н-алканов принято за 100%): а - общее содержание; б - площади секторов пропорциональны количеству извлекаемого битумоида

Однако отдельные пласты содержат значительную часть ОВ (от 1 до 5%) с высоким нефтяным потенциалом. Эти пласты являются «эффективными» материнскими породами нефтяных месторождений, хотяих мощность составляет меньше половины общей мощности формации. Глины, бедные органикой, содержат в основном высокомолекулярные н-алканы и разветвленные алканы и лишь некоторые изопреноиды. Это ОВ обязано своим происхождением в основном наземным высшим растениям. Глины, богатые органикой, содержат больше циклического материала, особенно стеранов, много изопреноидов и н-алканов с более низким молекулярным весом. ОВ, содержащееся и глинах, богатых органикой в основном морского происхождения и автохтонное.

В Магеллановом бассейне Южной Америки (рис. 6) отложения формации Спрингхилл сформировались в ряде небольших суббассейнов, разделенных структурными поднятиями.

 

 

Рис. 6. Распределение н-алканов и изопреноидов в материнских отложениях морского и неморского происхождения Магелланова бассейна и связанных сними нефтях

(общее количество н-алканов принято за 100%)

Фации меняются от морских до континентальных в зависимости от местных условий. В некоторых районах с морской седиментацией ОВ в основном образовалось из планктона. Здесь нефтяной потенциал высок, а нефти относятсяк нормальному парафиновому или нафтеновому типу. В других местах седиментация континентальная, и ОВ в основном имеет наземное происхождение и характеризуется высоким содержанием углерода длинноцепочечных парафиновых соединений, образованных из растительных восков. Нефтяной потенциал такого ОВ ниже, а нефти относятся к высокопарафинистым.

Индивидуальный состав алканов. Сопоставление УВ про­изводится на основе хроматограмм по молекулярно-массовому распределению нормальных и изоалканов, а также по соотно­шениям отдельных УВ. Преобладание н-алканов низкого моле­кулярного веса (С < 24) указывает на то, что источником нефти служило преимущественно морское планктоногенное вещество, тогда как преобладание н-алканов высокого молекулярного веса (С > 24) является характерной чертой нефтей, произошедших из ОВ наземного происхождения. Бимодальное распределение свидетельствует о смешанном типе исходного OB(рис. 7).

 

Рис. 7. Характерные хроматограммы нефтей различного генезиса:

а - морского; б - смешанного; в - наземного источника

Для нефтей, образованных изОВ морского происхождения, характерны относительно низкие концентрации н-алканов, на­личие стеранов, преобладание в высокомолекулярной области н-алканов с четным числом атомов углерода. Напротив, для нефтей, образованных из органической массы континентального генезиса, характерны высокие концентрации н-алканов, низкие изопреноидов, преобладание н-алканов с нечетным числом атомов С в высокомолекулярной области, отсутствие стеранов. Про­цесс биодеградации отражается в отсутствии н-алканов (а на более поздних стадиях и изопреноидов), преобладании нафтенов.

Среди изопреноидов (углеводородов ациклического строения) наибольшую известность получили пристан C19H40 (Pr) и фитан С20Н42 (Ph). Основным источником пристана и фитана в нефти счита­ется непредельный спирт фитол, который образуется при гидро­лизе эфирной группы хлорофилла. Важную роль в превращении фитола играет обстановка в период диагенеза. В окислительных условиях образуется фитеновая кислота, далее пристен и пристан, в восстановительных - дигидрофитол, из которого получается фитан.

Отношение Pr/Ph зависит от состава исходной биомассы и, как правило, выше в разностях с большей долей липидов высшей растительности. При увеличении катагенетической зрелости нефти отношение Pr/Ph растет, хотя, по мнению многих исследователей, процессы деструкции не настолько кардинальны, чтобы завуалировать генетическую информацию. Генетическое значение отношения Pr/Ph следующее: в нефтях, образованных из OВ морского генезиса, в восстановительной обстановке, преобладает фитан, в то время как в нефтях из OВ континентальных отложений и в окислительной фациальной обстановке - пристан.

Следует отметить, что генетическая информация, полученная по этому соотношению (Pr/Ph), наиболее достоверна для равновесных (устоявшихся) залежей. В тектонически активных зонах, где возможны газовые и газоконденсатные подтоки, повышенные значения отношений Pr/Ph могут рассматриваться как следствие движения переноса жидких УВ в газовых растворах, указывая на наличие дизъюнктивных нарушений в пределах залежи.

Показательными корреляционными параметрами являются «индексы созревания»: отношения Pr/н-С17 и Ph/н-C18. Они значительно выше в незрелых нефтях и конденсатах. Такая закономерность была установлена при исследовании нефтей и конденсатов, образовавшихся изOB сапропелевого и гумусового типов. Тенденция изменения «индексов созревания» используется при геохимических реконструкциях как показатель зрелости нефтей и конденсатов, а также для установления различных типов исходного керогена. Для этого применяют график Дж. Коннона и А.М. Кассоу(рис. 8).

 

 

Рис. 8. Определение «степени зрелости» нефтей, типа исходного керогена по соотношениям Pr/н-C17 и Ph/н-С18

Предпосылкой генетической связи нефтей и 0В пород является близость значений коэффициента Ki= i-C19+i-C20/н-С17+н-C18, который зависит от катагенетической зрелости и процессов биодеградации (его значение уменьшается в ходе термических изменений и увеличивается при биодеградации). Поэтому корреляции следует производить «при прочих равных условиях», исключая из сопоставления биодеградированные нефти и учитывая характер молекулярно-массового распределения н-алканов и значение отношения Pr/Ph.

Соотношения соединений бензиновой фракции нефти (НК - 150 °С), хотя и несут генетическую информацию, но в большей мере зависят от катагенетических, миграционных факторов, а также условий отбора и хранения проб. Примеры использования соотношений низкомолекулярных соединений:

У алканов/У нафтенов С6, С7, C8; при значениях > 1,5 источником нефти (конденсата) могли быть липиды высших растений (континентальное исходное 0В), ≤ 1,0 — морское исходное 0В;

У циклопентанов/У циклогексанов С7, C8; при значениях 0,7—1,0 источником нефти (конденсата) было преимущественно 0В морского происхождения, ≤ 0,5-0,2 — континентального;

этилбензол/У ксилолов; ≥ 0,3 источником нефти (конденсата) были преимущественно морские отложения, ≤0,1 — континентальные.

Пигменты. Обстановка отложения исходного ОВ накладывает свой отпечаток и на распределение в нефтях и битумоидах металлопорфиринов и периленов. Наличие ванадиловых комплексов порфиринов (VO-P) характерно преимущественно для морских осадков, отлагавшихся и претерпевавших диагенетические изменения в восстановительной обстановке. Наличие никелевых комплексов (Ni-P) указывает на отсутствие сероводородного заражения придонных вод в бассейне седиментации и чаще характерно для континентальных фаций, а присутствие периленов указывает на мелководность бассейна или близость береговой линии.

ИКС нефтей и битумоидов рассеянного ОВ пород. Информация, получаемая при интерпретации инфракрасных спектров нефтей и битумоидов, дает аддитивную характеристику вещества, что является существенным дополнением к газо-жидкостной хроматографии. Интерпретация данных основана на идентификации характеристических полос поглощения функциональных групп.

В большинстве исследований выводы делаются на основе ка­чественного сопоставления ИКС. Полуколичественный анализ стал возможен с введением спектральных коэффициентов, например:

С1 = Д16007202 = Д7507203 = Д7201360, А1 = Д815750, А2 = Д875750, где Д - оптическая плотность в максимуме поглощения соответствующих полос. Применение коэффициентов, не зависящих от условий записи спектра, вводит меру и число в оценку спектрограмм.

Принципиальные типовые спектры битумоидов различного генезиса, аллохтонные и автохтонные формы приведены нарис. 9.

 

Рис. 9. Типовые ИК-спектры битумоидов:

а - сапропелитов различных стадий катагенеза; б - сапропелито-гумитов и гумитов; в - аллохтонных битумоидов; г - параавтохтонных битумоидов; д - остаточных битумоидов

Гумусовому и сапропелевому ОВ соответствуют битумоиды (неф­ти и конденсаты), различающиеся по степени ароматичности, а также по наличию определенных кислородсодержащих группировок. Например, в гумусовых битумоидах (нефтях, конденсатах) велико суммарное содержание аренов, биядерных аренов, различных замещенных аренов по отношению к нормальным алканам. Среди кислородсодержащих структур характерно наличие хинонов и дикетонов, ароматических эфиров и кетонов. Сапропелевые битумоиды (нефти, конденсаты) имеют общий алифатический состав, в них низко содержание аренов и их производных, среди кислородсодержащих структур, как правило, отсутствуют хиноны и дикетоны.

Таким образом, состав присутствующих в битумоидах и нефтях отдельных классов соединений несет информацию об обстановке отложения исходного ОВ.

В ОВ осадков морского генезиса среди н-алканов преимущественно преобладают продуцируемые фитопланктоном н-С15 и н-С17 (или более низкомолекулярные члены ряда), среди нафтеновых УВ велико содержание стеранов, среди которых доминирует холестан (С27), высоко относительное содержание изопреноидных алканов. В ОВ могут присутствовать VO-P.

В ОВ континентального происхождения основными среди н-алканов являются гомологи н-С25-н-С33 с преобладанием нечетных членов ряда, содержание изопреноидов низкое, стеранов мало, а ситостан (С29) преобладает над холестаном (С27). ОВ часто содержат Ni-P.

2.2. Нефтематеринский потенциал пород [1-3, 5, 6]

Нефтематеринский (генетический) потенциал - это то количество микронефти (нефти), которое может генерировать в процессе литогенеза данная порода. В настоящее время в литературе существуют различные термины для определения этого понятия. Наряду с наиболее широко применяемыми терминами - нефтематеринский и газоматеринский потенциал, используются и другие названия: нефтегазоматеринский, генетический потенциал продуктивности, генетический потенциал керогена, нефтяной, углеводородный, генерационный потенциал. Микронефть является обычным малым компонентом почти всех водно-осадочных пород, т.е. все они в той или иной степени являются потенциально нефтематеринскими (НМ). Поэтому проблема нефтематеринских отложений не столько качественная, сколько количественная, это проблема оценки нефтематеринского потенциала НМ отложений (Пнм).

Под нефтематеринским потенциалом понимается способность породы генерировать жидкие УВ при наступлении соответствующих геологических условий. Существует понятие и газоматеринский потенциал - способность генерировать газообразные УВ и прочие газы. Потенциал ОВ и вмещающих его пород обусловливается качеством и количеством содержащегося в породе ОВ. Основные его черты закладываются еще в живом веществе и определяются прежде всего биохимическим составом фоссилизирующихся в осадках организмов и продуктов их разложения.

С.Г. Неручев предложил разграничивать потенциал органического вещества и вмещающей его породы. Необходимо оценивать количественно тот и другой потенциалы раздельно, поскольку потенциал ОВ может быть высоким, но из-за малого содержания его в породе потенциал породы будет низким. Потенциал органического вещества определяется способностью ОВ генерировать в ходе литогенеза в недрах осадочного бассейна углеводороды и свойственные нефти углеводородистые соединения, которые помимо С и Н содержат еще гетероэлементы - О, N, S, металлы и др.

Потенциал породы 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 до начала катагенеза. Нефтематеринский потенциал пород определяется количеством нефти (УВ в г или кг на 1 т или 1 м3 породы), которое могло образоваться в породе за всю ее катагенетическую историю.

Нефтематеринский потенциал ОВ является функцией его молекулярной структуры, которая определяет способность ОВ образовывать большее или меньшее количество нефтяных УВ. Молекулярная структура и состав ОВ проявляются в элементном, компонентном и мацеральном составах керогена, которые изменяются в зависимости от генетического типа ОВ, степени его преобразованности и других факторов.

Чем больше ОВ захороняется в осадке и сохраняется в породе, тем выше ее нефтематеринский потенциал. Обычно более высоким потенциалом обладают глины и карбонатно-глинистые породы - мергели, глинистые известняки, кремнисто-глинистые породы, в песчано-алевритовых и чисто карбонатных (органогенные, хемогенные) он значительно ниже. Нет четких количественных критериев, отделяющих нефтематеринскую породу от не нефтематеринской. В настоящее время большинством исследователей за минимальную концентрацию ОВ в породе, способную обеспечить промышленную нефтеносность, принимают 0,4-0,5 (чаще 1,0) % для глинистых разностей и 0,1-0,2 (чаще 0,5) % для карбонатных (при значительной мощности этих отложений и благоприятном строении толщи, обеспечивающем уход генерированных продуктов).

Для оценки потенциала ОВ, или способности ОВ генерировать углеводороды, используются данные об элементном составе ОВ. Критерием этой способности служит обогащенность ОВ водородом. Коэффициенты Н/С и С/Н широко использовались как для выделения генетических типов ОВ, так и для определения Пнм еще с 50-х годов. При одном и том же значении Н/С вещество может содержать совершенно разные количества гетероэлементов, поэтому А.Ф. Добрянский предложил ввести поправочные коэффициенты с учетом содержания О, N и S. Наиболее удачный коэффициент, основанный на элементном составе, был предложен Н.Б. Вассоевичем и И.Е. Лейфманом. Авторами подчеркивается, что для характеристики Пнм важна оценка водорода, не связанного с кислородом. Произвести оценку этого водорода можно только определив количество кислорода, который может уйти в форме H2О и СО2. Н.Б. Вассоевич и И.Е. Лейфман использовали атомные отношения - наиболее информативные по сравнению с весовыми. Возможный уход всего кислорода в виде воды, отвечает уходу количества водорода, выражаемого величиной 2О, а количество оставшегося водорода - величиной ДН = (Н - 2О)ат. Атомное соотношение водорода и углерода выражается:

F1 = ДH/C = (H-2О)/Cат.

В общем случае формула примет вид:

F1 = [H-2У(О+N+S)]/Cат.

F0 = H/Cат.

Н.В. Лопатиным на основе данных по ряду бассейнов мира были вычислены эти коэффициенты для ОВ разного генетического типа и уровня его катагенетической преобразованности. Было установлено, что Пнм ОВ растет по мере увеличения в нем алифатических и алициклических структур или алинового начала; в наибольшей степени это свойственно альгиниту, затем лейптиниту. В табл. 2 приведены подразделения Пнм ОВ нефтематеринских пород по величине коэффициентов F0 и F1 для градации катагенеза МК1.

Коэффициент F1 является надежным показателем обогащенности ОВ водородом и может быть использован как критерий сравнительной оценки Пнм. Для количественной оценки Пнм ОВ необходимо использовать другие химические и петрографические параметры ОВ.

Методом определения нефтематеринского потенциала ОВ путем моделирования процессов генерации и выхода УВ, термодеструкции ОВ и других посвящены многочисленные работы, главным образом, зарубежных геохимиков: Б. Тиссо, Д. Вельте, Дж. Эглинтона, У. Гендерса, Дж. Эспиталье и др.

Таблица 2








Date: 2015-06-12; view: 843; Нарушение авторских прав

mydocx.ru - 2015-2017 year. (0.019 sec.) - Пожаловаться на публикацию