Образование нефтей в протокатагенезе

Участие УВ ранней — протокатагенетической — генерации в нефтеобразовании уже давно признается многими исследователя­ми. Остается дискуссионным вопрос о масштабах ранней генера-

ции или формирования незрелых нефтей и возможности образо­вания ими собственных промышленных скоплений.

В генеральной рассмотренной выше эмпирической модели подстадия протокатагенеза рассмотрена интегрально на уровне одной градации, а, как установленно на примере различных бас­сейнов мира, генерация протокатагенетических, или незрелых, нефтей изменяет интенсивность и динамику нефтеобразования в ГФН. Концепция протокатагенетического нефтеобразования рас­смотрена на примере кремнистых толщ Тихоокеанского региона (Баженова, 1991). Установлены две группы незрелых нефтей. Первая группа включает нефти, генетически связанные с нор­мально-морскими, относительно глубоководными толщами, со­держащими бактериально-фитогенное УВ. Это нефти биогенных силицитов Камчатки, Сахалина, Калифорнии, некоторые нефти доманикового горизонта Волго-Уральской области. Вторая группа объединяет незрелые нефти и конденсаты, генетически связан­ные с нефтематеринскими толщами, накопленными в континен­тальных обстановках и содержащими ОВ, обогащенное резини­том и экзинитом. В обеих группах выделяются нефти с высоким содержанием серы. В первой группе — это некоторые нефти фор­мации Монтерей (бассейн Санта-Мария), генерированные мор­ским ОВ, но чрезвычайно обогащенным серой, — кероген П-S. В группе континентальных нефтей — это нефти фаций гиперсоле­ных озер (например, нефти некоторых бассейнов Восточного

Китая).

Особенностью всех незрелых нефтей является их обогащен-ность смолисто-асфальтеновыми компонентами. В основном это тяжелые нефти, и если среди них встречаются нефти относитель­но легкие, как, например, нефти месторождения Окружное Вос­точного Сахалина, то содержание смолисто-асфальтеновых ком­понентов в них достаточно высокое (до 24%). Исходное ОВ нефтематеринских кремнистых толщ Сахалина и Камчатки по ге­незису отвечает типично сапропелевому, но несколько отличается повышенным содержанием гетероэлементов и структурой. Такой состав обусловлен значительным вкладом бактериального ОВ, присутствие которого подтверждено соответствующими биомар­керами. Процессы деструкции подобного вещества будут проте­кать несколько иначе.

На примере многочисленных разрезов Сахалина и Камчатки было показано, что синбитумоиды кремнистых НМ толщ на ран­них градациях катагенеза (до ПК₃) обогащены смолисто-асфаль-теновымии компонентами, резкое сокращение которых происхо­дит к концу протокатагенеза. Источником УВ в протокатагенезе, очевидно, являются в основном смолисто-асфальтеновые компо-

ненты синбитумоидов, т.е. компоненты, содержащие гетероэле-менты — кислород, серу, азот.

Опыты по термолизу различных фракций ОВ нефтематерин-ской толщи Восточного Сахалина — пиленгской свиты — показа­ли, что эти нефти, так же как УВ битумоидов пиленгской свиты, генетически не связаны с керогеном, точнее, с теми структурны­ми элементами керогена, которые сформировались к среднему протокатагенезу. Образование этих флюидов происходило прежде всего за счет растворимого смолисто-асфальтенового комплекса, обогащенного кислыми компонентами. Этот комплекс содержит в значительном количестве гетероэлементы. В диагенезе гетеро-элементы частично, в зависимости от структуры молекулярного веса и способа упаковки, или попадают в растворимую часть ОВ — битумоиды, или по большей части участвуют в формирова­нии керогена, при этом в значительной степени разрыхляют его структуру.

Количественный расчет расхода продуктов, образовавшихся в протокатагенезе, проведенный с использованием результатов экс­периментов Р. Исиватари, показал, что смолисто-асфальтеновый (липидный) комплекс на образование летучих расходует 15% и жидких, главным образом УВ — 70% своей массы; кероген на производство УВ на этом этапе расходует всего 5-6%, а лету­чих — 20% своей массы, т.е. количество образовавшейся в прото­катагенезе нефти определяется долей липидов в исходном ОВ.

Уходу новообразованных жидких продуктов из непосредст­венного очага генерации, а также миграции внутри НМ толщи способствует огромное количество летучих компонентов (воды и двуокиси углерода), генерированных одновременно с жидкими УВ. Образование УВ из твердых компонентов ОВ (керогена и/или асфальтена) идет ступенчато с формированием жидкого ге-тероатомно-углеводородного продукта, который в свою очередь генерирует жидкие УВ и(или) остается неизменным, образуя за­лежи незрелых асфальтов. По мнению Дж. Ханта, 40% залежей асфальтов, известных в мире, образовались в диагенезе (протока­тагенезе).

Таким образом, образование УВ в протокатагенезе в ощути­мых количествах или формирование незрелых нефтей происходит в толщах, содержащих ОВ, изначально обогащенное липидными (битуминозными) компонентами, содержащими в повышеных концентрациях гетероэлементы. В кайнозойских кремнистых тол-шах это бактериально-фитогенное ОВ со значительной долей би­туминозных компонентов, образовавшихся из липидов запасных веществ фитопланктона и бактериальных липидов. «Ранние» нефти будут генерироваться в значительных количествах далеко не любым ОВ, а только тем, в структуре которого заложены пред-

посылки «ранней генерации». Формирование промышленных за­лежей собственной протокатагенетической нефти возможно при небольших миграционных потерях, т.е. при близости коллектора. Наиболее благоприятной ситуацией является совмещение нефте-материнских и коллекторских свойств, т.е. формирование зале­жей аутогенных нефтей.

Нефтеобразование в угленосных толщах

Последние десятилетия ознаменовались новыми открытиями месторождений нефти в континентальных угленосных толщах. Такие бассейны с преимущественно континентальным выполне­нием широко распространены в Китае, Австралии, Юго-Восточ­ной Азии. На более жесткие условия проявления ГФН в толщах с гумусовым типом ОВ обратил внимание еще Н.Б. Вассоевич. Известна и альтернативная точка зрения для континентального ОВ, обогащенного экзинитом и резинитом (бассейн Маккензи в Канаде, Махакам-дельта в Индонезии). До сих пор остается дис­куссионным и недостаточно разработанным вопрос о возможнос­ти генерации жидких УВ в угленосных толщах. Наиболее рас­пространена точка зрения, что генерировать нефть может не весь уголь, а только его липоидные компоненты — воски, коровые ткани, споры, пыльца, кутикула, смоляные тела и др. Некоторые исследователи полагают, что и витринит и даже инертинит могут участвовать в генерации жидких УВ.

Нефте- и нафтидопроявления известны в угольных бассейнах различного возраста, так же как и в нефтегазоносных бассейнах часто присутствуют угольные пласты. Большую работу по сбору и анализу этих данных провели М.В. и A.M. Голицины. Они, на­пример, подчеркивают, что Западная Сибирь представляет собой не только крупнейший нефтегазоносный мегабассейн, но и круп­нейший угольный бассейн с углями позднепалеозойского, мезо­зойского и кайнозойского возраста. Наиболее угленасыщена юр­ская тюменская свита и меловые — танопчинская и покурская

свиты.

Мезозойские угли сложены гумусовым и сапропелево-гуму-

совым ОВ с повышенным содержанием компонентов групп вит-ринита и лейптинита. Юрские угли (тюменская свита) характери­зуются повышенным содержанием водорода (до 7,3%), что свиде­тельствует о повышенном содержании в них микрокомпонентов группы лейптинита. Это позволяет предположить, что эти угли могут генерировать не только газообразные, но и жидкие УВ.

Проявления нефти, вязких и твердых нафтидов отмечены во многих угленосных бассейнах: Донецком, Карагандинском, Лен­ском, Таймырском, Печорском, Львовско-Волынском, Кизилов-ском и др. Особенно широко распространены нефтепроявления в

Кузнецком угольном бассейне. Для северных районов Кузбасса. где развиты малометаморфизованные угли марок Д и Г (MK₁ и МК₂), характерно наличие нефтей смолисто-асфальтеновых, наф­теновых, с малым количеством парафинов.

В южных районах бассейна, где развиты более метаморфизо-ванные угли, появляются метановые высокопарафинистые нефти с малым содержанием смол и полным отсутствием асфальтенов. Более напряженные термодинамические условия способствовали здесь метанизации нефти.

В газах Кузнецкого угольного бассейна повышенные концент­рации тяжелых УВ (этана до 30%, пропана 8-22%, бутана 5-7%) отмечаются в области распространения газовых и жирных углей. В районах развития углей марок К, ОС и Т содержание тяжелых УВ не превышает 1—2%, хотя иногда и увеличивается в зонах тектонических нарушений.

Максимумы содержания тяжелых УВ в угольных газах совпа­дают с площадями развития нефтепроявлений в пластах угля в зонах нарушений.

В целом нефти угольных бассейнов высокопарафинистые, а угли, с которыми пространственно и генетически связаны нефти, характеризуются повышенным содержанием лейптиновых компо­нентов (5—35%). Интересные исследования по возможной нефте-генерации гумусовыми углями, бедными лейптинитом, проведе­ны по австралийским бассейнам Купер и Боуэн. Пермское ОВ в них имеет явно континентальный генезис, оно представлено в здесь в основном группой инертинита (до 80%). В то же время бассейн Купер содержит не только заметные ресурсы газа, но и несколько мелких нефтяных месторождений. Расчет содержания ОВ в породе с учетом только компонентов групп витринита (0,15-0,35%) и лейптинита (1,5-2,5%) с учетом группы инерти­нита привел Б. Томаса и М. Смита к выводу, что и инертинит участвует в генерации не только газообразных, но и жидких УВ. Экспериментальные исследования генерационной способнос­ти различных микрокомпонентов углей позволили Д. Мурчисону установить следующую последовательность генерации флюидов.

Первым, еще на ранней стадии (протокатагенез), при темпе­ратуре 40-60°С в процесс генерации вступает инертинит и гене­рирует метан и легкие УВ. С переходом в каменноугольную ста­дию инертинит генерирует лишь газ. Группа витринита прекра­щает генерацию тяжелых УВ при температуре 80~100°С (стадия MK₁-MK₂). Замыкают этот ряд липоидные компоненты, кото­рые дают максимум генерации тяжелых УВ при температуре 110-140°С (МК3-МК4).

Практический интерес с точки зрения генерации жидких УВ, очевидно, имеют только угли, обогащенные водородом, каковыми

прежде всего являются угли с повышенным содержанием лейпти-нитовых компонентов. При этом необходимо учитывать и повы­шенную сорбционную способность углей, затрудняющих эмигра­цию УВ, и несравненно более низкие значения коэффициентов эмиграции жидких УВ. В то же время газы, генерируемые углем на разных этапах их преобразования, являются прекрасными агента­ми эмиграции и переноса флюидов в вышележащие толщи.