Нельзя предположить, чтобы исходное вещество для образования нефти (остатки планктонных, нектонных и прочих организмов) накоплялось на строго ограниченных участках, за пределами которых содержание этих органических остатков падало бы во много раз; а именно - наличие таких резко очерченных высоких концентраций исходного органического вещества и требует теория первичного залегания нефти. Для того, чтобы обойти эти затруднения, Калицкий считает, что исходным для нефти веществом являлась морская трава. Поскольку эта трава растёт в море на песчаных грунтах на определённых ограниченных участках, а погибшие растения здесь же могут частично и накопляться, то условия для образования скопления органического вещества в песчаном грунте, по мнению Калицкого, здесь имеются.

Образование нефти происходит в песках, in situ, за счёт скопления донной растительности.

Образующаяся в осадочных породах нефть первоначально находится в рассеянном состоянии. Эта рассеянная нефть и является первичной нефтью, однако концентрация её очень невелика, что следует из содержания органического вещества в современных морских осадках. Содержание образующейся в породе нефти должно быть ещё в несколько раз меньше, чем содержание исходного органического материала может превратиться в нефть, а также и неизбежные потери газа и нефти за счёт миграции и окисления.

Таким образом, всякое более или менее крупное скопление нефти в пористом коллекторе может быть образовано только в результате миграции и аккумуляции нефти в соответствующей тектонической или стратиграфической ловушке. Не только промышленная залежь нефти, но и вообще всякое небольшое скопление нефти, высокое по своему насыщению в пористой породе (нефть заполняет большую часть пор), может образоваться только в результате миграции и аккумуляции нефти из окружающей среды. Поэтому, рассматривая вопрос о возможности образования скоплений нефти in situ, большинство ученых выдвигают положение, диаметрально противоположное взглядам Калицкого.

Флюидно-диффузионная теория

В последнее время к вопросу о механизме нефтеобразования стало возможно подойти с позиций общих законов трансформации горных пород при их нагреве, происходящем в процессе погружения.

Сущность подхода заключается в трёх положениях:

1) в законе вертикальной тектонико-петрологической расслоённости литосферы и верхней мантии, выражающейся в чередовании зон уплотнения и разуплотнения;

2) разуплотнённые зоны представляют собой вместилища природных породных растворов и расплавов;

3) флюиды, насыщающие зоны разуплотнения, при нагреве могут расширяться.

Происходит потеря летучих компонентов, которые включают, прежде всего, воду, а также углекислоту, жидкие углеводороды, различные газы. Происходит так называемая дегидратация или дефлюидизация пород, за счёт которой создаются зоны разуплотнения, насыщения растворами.

Из этого следует: 1) нефть и газ, объединяемые понятием углеводородного раствора (УВР), есть не что иное, как тривиальный вариант сравнительно низкотемпературной дефлюидизации осадочных пород, обогащённых ОВ; 2) саморазвитие осадочного бассейна, испытывающего интенсивное погружение, приводит к интенсификации системы восходящих тепловых потоков, активизирующих процессы нефтегазообразования во всём бассейне. Чем интенсивнее прогибание, тем выше уровень реализации нефтематеринского потенциала, накопленного данным бассейном.

Повсеместное распространение УВ в стратисфере дало основание для выделения углеводородной сферы Земли (увосфера). Увосфера не имеет чётких ограничений, а располагается в виде углеводородных растворов в трещинно-поровом пространстве верхней части литосферы. Она представляет собой прерывисто-непрерывную среду преимущественно в осадочной части земной коры с переменчивой мощностью от нескольких сотен метров до 15 км и более, характеризующуюся неодинаковой концентрацией УВ-растворов в различных её частях. Характерная черта увосферы - постоянное её обновление. На смену разрушающейся соединениями и скоплениями в процессе эволюции земной коры приходят всё новые и новые порции УВ, вновь образующие скопления.

Увосфера возникла на ранних стадиях существования Земли одновременно с появлением биосферы, примерно 3,5 млрд лет назад и является результатом взаимодействия биосферы, гидросферы, литосферы и верхних слоёв мантии. Приуроченность нефти и газа к осадочным образованиям стратисферы является первым доказательством нефтеобразования за счёт погребённой биосферы. Второе доказательство преемственности вещества нефти от былых биосфер связанно с достоверными геохимическими свидетельствами биогенной природы нефти. Биогеохимия нефти свидетельствует о том, что структурные и концентрационные характеристики, присущие хемофоссилиям нефти, не случайны, а отражают типы биогенных предшественников и процессы их трансформации в соединения нефти. Достоверная генетическая информация, сохранённая молекулами-биомаркерами в составе нефти, о липидах и липоидах организмов палеобиоценозов как источниках вещества нефти создала основу биогеохимических реконструкций нефтеобразования.

Нефтегазообразование следует рассматривать как саморазвивающийся процесс, сопровождающий осадочное породообразование и находящийся в тесной связи с развитием биосферы. Эта связь проявляется на протяжении всего круговорота органического углерода в цепи биосфера-увосфера-биосфера. Происходит чередование процессов деструкции и синтеза, протекающих под действием запасенной органическими соединениями при их биосинтезе «биологической» энергии и внешней тепловой энергии, соотношение которых определяет типы химических преобразований ОВ.

На первом этапе в условиях седиментогенеза и диагенеза имеют место биодеструкция основных групп биополимеров (жиров, белков, углеводов, лигнина) и геосинтез из продуктов их деструкции разного типа геополимеров, накапливающихся в осадке и формирующих кероген осадочных пород. Генерирующиеся на этом этапе углеводородные газы главным образом уходят в гидросферу или атмосферу.

Второй этап, протекающий в условиях катагенетической трансформации осадочных пород, характеризуется процессами термодеструкции геополимеров и термокаталитического синтеза нефтяных и газовых УВ из фрагментов липидных и изопреноидных соединений, высвобождающихся из керогенной формы рассеянного ОВ. Миграционно-способные жидкие и газовые УВ, удаляясь из материнской породы, образуют углеводородные растворы, которые могут концентрироваться в виде скоплений нефти и газа. Именно на этом этапе реализуются главные фазы нефте- и газообразования, отвечающие за реальную нефтегазоносность осадочных бассейнов. На третьем и последующих этапах продуктами уже значительно истощённого ОВ являются газы.

Суммируя сказанное, можно утверждать, что нефть и газ в осадочных бассейнах возникает в результате взаимодействия двух разнонаправленных вещественно-энергетических потоков. Один из них связан с погружением и катагенетическим преобразованием пород и рассеянного в них ОВ - продуктов жизнедеятельности биосферы, а с другой - с подъёмом конвективно-кондуктивного теплового потока, осуществляющего тепломассоперенос из недр Земли к её поверхности. Нефтеобразование - саморазвивающийся автоколебательный процесс, контролируемый рядом объединённых в пространстве и во времени факторов, как экзогенных, так и эндогенных.

Образование нефти в угленосных толщах

Последние десятилетия ознаменовались новыми открытиями в континентальных угленосных толщах. Такие бассейны с преимущественно континентальным выполнением широко распространены в Китае, Австралии, Юго-Восточной Азии. На более жёсткие условия проявления ГФН в толщах с гумусовым типом ОВ обратил внимание ещё Н.Б. Вассоевич. Известна и альтернативная точка зрения для континентального ОВ, обогащённого экзинитом и резинитом. До сих пор остаётся 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, смоляные тела и др. Некоторые исследователи полагают, что и витринит и даже инертит могут участвовать в генерации жидких УВ.

Нефте - и нафтоидопроявления 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 А.М. Голицыны. Они, например, подчёркивают, 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 сапрпелево-гумусовым ОВ с повышенным содержанием компонентов групп витринита 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 твёрдых нафтидов отмечены во многих угленосных бассейнах: Донецком, Карагандинском, Ленском, Таймырском, Печёрском, Львовско-Волынском, Кизеловском, и других. Особенно широко распространены нефтепроявления в Кузнецком угольном бассейне. Для северных районов Кузбасса, где развиты малометаморфизированные угли марок Д и Г (МК1 и МК 2), характерно наличие нефтей смолисто-асфальтеновых, нафтеновых, с малым количеством парафинов. В южных районах бассейна, где развиты более метаморфизированные угли, появляются метановые высокопарафинистые нефти с малым содержанием смол и полным отсутствием асфальтенов. Более напряженные термодинамические условия способствовали здесь метанизации нефти.

Максимумы содержания тяжёлых 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 нефтегенерации гумусовыми углями, бедными лейптином, проведены по австралийским бассейнам Купер и Боуэн. Пермское ОВ в них имеет явно континентальный генезис, оно представлено 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. Расчёт содержания ОВ в породе с учётом только компонентов групп витринита (0,1500,35%) и лейптинита (1,5-2,5%) с учётом группы инертинита привёл Б. Томаса и М. Смита к выводу, что и инертит участвует в генерации не только газообразных, но и жидких УВ.

Экспериментальные исследования генерационной способности различных микрокомпонентов углей позволили Д. Мурчисону следующую последовательность генерации флюидов.

Первым, ещё на ранней стадии (протокатагенез), при температуре 40-60о С в процесс генерации инертинит и генерирует метан и лёгкие УВ. С переходом в каменноугольную стадию инертинит генерирует лишь газ. Группа витринита прекращает генерацию тяжёлых УВ при температуре 80-100о С (стадия МК1 -МК2). Замыкают этот ряд липоидные компоненты, которые дают максимум генерации тяжёлых УВ при температуре 110-140о С (МК3-МК4).

Практический интерес с точки зрения генерации жидких УВ, очевидно, имеют только угли, обогащённые водородом, каковыми, прежде всего, являются угли с повышенным содержанием лейптинитовых компонентов. При этом необходимо учитывать и повышенную сорбционную способность нефтей, затрудняющих эмиграцию УВ, и несравненно более низкие значения коэффициентов эмиграции жидких УВ. В то же время газы, генерируемые углём на разных этапах их преобразования, являются прекрасными агентами переноса флюидов в вышележащие толщи.

Современные представления об этапах и стадиях формирования нефтегазоносности

За последние 20 лет крупнейшее достижение органической геохимии и геологии нефти и газа - это выделение этапов и стадий формирования нефтегазоносности.

Выделено 7 этапов нефтегазообразования:

1. формирование нефтегазоматеринских пород

2. генерация в них УВ

3. эмиграция УВ из нефтегазоматеринских пород

4. миграция УВ

5. аккумуляция УВ

6. консервация УВ в залежах

7. разрушение залежей УВ

1. Формирование нефтегазоматеринских пород происходит в седиментогенезе и диагенезе. Благоприятными критериями для формирования таких пород являются

· морские, относительно глубоководные условия осадконакопления;

· восстановительные обстановки в диагенезе;

· высокая биопродуктивность бассейна;

На сегодняшний день такие условия имеются в бассейне Чёрного моря

2. Генерация углеводородов

На стадии МК1-МК3 происходит генерация нефти, а МК3-АК2 - газа.

3. Фрагмент первичной миграции УВ - это миграция УВ в нефтегазоматеринских породах вплоть до ухода из них. Главный критерий оценки - коэффициент иммиграции Кэм=Qэм УВ/Qген УВ (где Qэм УВ - количество эмигрировавших углеводородов, а Qэм УВ - количество генерированных). Например Кэм в МК1=0,05-0,08, Кэм в МК3 =0,7-0,8.

4. Миграция УВ. Движение нефти в коллекторском пласте (вторичная миграция). Критерии: свойства и состав УВ. Максимальное расстояние, на которое может происходить вторичная миграция - 20-25 км.

5. Аккумуляция. Происходит в ловушках. В одной ловушке может быть 50-100 тысяч тонн нефти. Критерии: резко повышенное содержание хлороформенного битума более 0,1%, может быть до 5 и более %.

6. В процессе формирования залежей заполняется коллектор нефтью, сверху - водоупор, снизу - водонефтяной контакт

7. Главные причины разрушения залежей:

а) тектонические процессы

б) окислительно-восстановительные процессы

в) геологическое время

Образование нефтей в протокатагенезе

Участие УВ ранней - протокатагенетической - генерации в нефтеобразовании уже давно признаётся многими исследователями. Остаётся дискуссионным вопрос о масштабах ранней генерации или формирования незрелых нефтей и возможности образования ими собственных промышленных скоплений.

Установлены две группы незрелых нефтей. Первая группа включает нефти, генетически связанные с нормально-морскими, относительно глубоководными толщами, содержащими бактериально-фитогенное ОВ. 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, обогащённое резинитом и экзинитом. В обеих группах выделяются нефти с высоким содержанием серы. В первой группе - это некоторые нефти формаций Монтерей (бассейн Санта-Мария), генерированные морским ОВ, но чрезвычайно обогащённым серой. В группе континентальных нефтей - это нефти фаций гиперсолёных озёр.

Особенностью всех незрелых нефтей является их обогащённость смолисто-асфальтеновыми компонентами. В основном, это тяжёлые нефти, и если среди них встречаются нефти сравнительно лёгкие, как 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-асфальтеновыми компонентами, резкое содержание которых происходит к концу протокатагенеза. Источником УВ в протокатагенезе, очевидно, является в основном смолисто-асфальтеновые компоненты синбитумоидов, т.е. компоненты, содержащие гетероэлементы - кислород, серу, азот.

Опыты по термолизу различных фракций ОВ НМ 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 счёт растворимого смолисто-асфальтенового комплекса, обогащённого кислыми компонентами. Этот комплекс содержит в значительном количестве гетероэлементы. В диагенезе гетероэлементы 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 расчёт расхода продуктов, образовавшихся в протокатагенезе, проведённый 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 из твёрдых компонентов ОВ (керогена или асфальтена) идёт ступенчато с формированием жидкого гетероатомно-углеводородного продукта, который в свою очередь генерирует жидкие УВ и (или) остаётся неизменным, образуя залежи незрелых асфальтенов. По мнению ДЖ. Ханта, 40 % залежей нефти образовались в диагенезе (протокатагенезе).

Таким образом, образование УВ в протокатагенезе в ощутимых количествах или формирование незрелых нефтей происходит в толщах, содержащих ОВ, изначально обогащённое липидными (битуминозными) компонентами, содержащими в повышенных концентрациях гетероэлементы. В кайнозойских кремнистых толщах это бактериально-фитогеное 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 предпосылки «ранней генерации». Формирование промышленных запасов собственной протокатагенетической нефти возможно при небольших миграционных потерях, т.е. при близости коллектора. Наиболее благоприятной ситуацией является совмещение нефтематеринских и коллекторских свойств, т.е. формирование залежей аутигенных нефтей.

Заключение

Проведённый в работе анализ вопросов, касающихся теории органического происхождения нефти, показал, что проблема её происхождения значительно прояснилась, можно сказать, что она в принципе решена, остаются лишь некоторые расхождения во взглядах на пути преобразования исходного органического вещества.

В качестве доказательства органической теории происхождения нефти можно привести следующие факты:

1)Учёные установили, захоронённые остатки древних растительных и животных организмов имеют в своём составе все химические соединения, найденные нефти. Количество этих соединений в горных породах в рассеянном состоянии в десятки и сотни раз больше, чем их содержится во всех нефтяных месторождениях

2) Процесс созревания и изменения захоронённой в породах органической массы протекает при тех же глубинах и температурах, при которых зарождается, живёт и разрушается нефтяная залежь

3) Свойство нефти вращать плоскость поляризации света. Это свойство имеют только органические соединения. Все углеводороды, полученные синтезом из неорганических веществ, не обладают оптической активностью.

Окончательную победу органической теории принесла органическая геохимия, особенно биогеохимия, перешедшая на молекулярный уровень исследования. В составе как органического вещества пород, так и нефтей были обнаружены хемофоссилии - весьма характерные молекулы или их фрагменты, своеобразие которых не оставило сомнений в их биохимической природе. Они оказались в ряде случаев настолько информативными, что позволили судить о типах организмов, сыгравших ведущую роль в образовании нефтематеринского вещества и в конечном счёте явившихся источником нефти. Американские учёные даже называют их «отпечатками пальцев». Так же как по отпечаткам пальцев можно точно определить человека, так же по хемофоссилиям можно с уверенностью утверждать, что нефть образовалась из органического вещества.

Зародившись как гениальная догадка в 1763 году, концепция об органическом происхождении нефти последовательно прошла в своём развитии несколько этапов. На каждой стадии гипотеза сохраняла, с соответствующими коррективами, всё то основное, что составляло сущность гипотезы на предшествующей стадии. Вместе с тем происходило отмирание, исключение разного рода ограничений в отношении обычности, повсеместности нефтеобразования, в частности в отношении типов ОВ и осадочных пород, причастных к нефтеобразованию.

Таким образом, органическая теория имеет убедительные доказательства своей состоятельности и ещё долгое время будет оставаться «инструментом» геологов-нефтяников при поиске и разведке нефтяных месторождений.

Список литературы

1. О.К. Баженова. «Геология и геохимия нефти и газа» М. 2004

2. А.А. Бакиров, З. А. Табасаранский. «Геология и геохимия нефти и газа» М. «Недра» 1982

3. В. А. Соколов. «Очерки генезиса нефти» 1948

4. Н. Б. Вассоевич. «Геохимия органического вещества и происхождение нефти» 1986

5. Сборник статей «Происхождение нефти и газа» 1971

6. Тиссо Б, Вельте Д. «Образование и распространение нефти»

7. Н. Б. Вассоевич. «Литология и нефтегазоносность» 1990

8. Сборник статей «Генезис нефти и газа» 1968

Размещено на Allbest.ru