Назовите основные признаки нефтегазоматеринских отложений

Понятие о нефтегазоматеринских отложениях

Зарождение нефти происходит в так называемых нефтематеринских толщах (НМТ). Нефтематеринские толщи – это карбонатно-глинистые породы, обогащённые рассеянным органическим веществом (РОВ), которые накапливались в областях длительного прогибания в слабовосстановительных или восстановительных условиях.

Не всегда отложения, содержащие органические вещества, реализуют свои возможности генерировать нефть и газ. Поэтому различают нефтематеринские толщи потенциальные и производящие.

Дискуссионным является вопрос о том, на какой стадии литогенеза потенциально нефтематеринские толщи становятся нефтегенерирующими. Учёные считают, что именно в процессе катагенеза и происходит преобразования рассеянного органического вещества в нефть. Это происходит не равномерно, а с четко выраженными максимумами, которые называют – главная фаза нефтеообразования и главная фаза газообразования(термокаталические процессы) (рис.26).

Рис.26. Интенсивность нефтегазообразования в осадочных породах.

Установлено, что процесс преобразования РОВ пород идет неравномерно по разрезу. Академик И.М. Губкин наметил основные этапы нефтеобразования: «Вслед за относительно кратковременным периодом биохимических процессов переработки ОВ наступает неизмеримо более длительный геохимический период регионального метаморфизма, протекающего синхронно с метаморфизмом окружающих пород».

Основными факторами в этом метаморфизме являются: 1) давление вышележащих масс и жидкостей, газов; 2) температура. Впервые вертикальная зональность нефтеобразования была установлена профессором В.А. Соколовым Он показал, что физико-химические условия, определяющие интенсивность и направленность процессов образования газа и нефти, изменяются по разрезу осадочных пород (см. рис. 26).

В верхней части разреза В.А. Соколов выделил биохимическую зону, где наиболее интенсивно идут биохимические процессы. По мере погружения биохимическая зона переходит в термокаталитическую, через некоторую переходную зону, где биохимические процессы затухают, а термокаталитические процессы развиваются ещё очень медленно. Здесь находится минимум интенсивности нефтеобразования. Термокаталитическая зона (основной производитель нефти) охватывает всю часть разреза глубже 1 км и подразделяется на верхнюю и нижнюю (или метановую) подзоны. Глубина этих зон, постепенно переходящих одна в другую, во многом определяется геотермическим градиентом, исходным органическим веществом. Наиболее активно биохимические процессы идут в верхних слоях отложений. Бактерии и их ферменты перерабатывают здесь все вещества, на которые они способны воздействовать. Остаются лишь те органические соединения, которые бактериями не усваиваются. По мере погружения и перехода в термокаталитическую зону осадочных пород развиваются и с постоянно растущей скоростью идут химические процессы преобразования РОВ с продуцированием углеводородных и других газов. На разных частях термокаталитической зоны характер реакций и масштабы образования УВ неодинаковы в связи с изменением температуры (t) и давления (P) по разрезу. С увеличением t и P происходит более полный распад углистых и других ОВ, а также УВ и гетероциклических соединений нефти. Накапливаются С, СН4 и наиболее устойчивые полициклические соединения.

Профессор Н.Б. Вассоевич предложил несколько отличающуюся схему зональности процессов нефтеобразования: в зоне катагенеза по мере погружения вначале формируются скопления газа, затем нефти, а в позднем катагенезе – газоконденсата. В 1967 г. Н.Б. Вассоевичем было обосновано понятие о главной фазе нефтеобразования – этапе в геологической истории погружающейся осадочной толщи, находящейся в условиях t и P, при которых происходит наиболее интенсивное новообразование битумоидов, в том числе УВ.

Главная фаза нефтеобразования (ГФН) происходит на стадии среднего катагенеза, где наблюдаются следующие особенности:

1. Повышается значение битумоидного коэффициента (β) при t > 60 – 80 0 С.

2. Наблюдается рост содержания высококипящих жидких УВ в составе РОВ.

3. Наблюдается появление жидких низкокипящих УВ в составе РОВ (С5 – С8).

4. Происходят изменения в составе высших парафинов: исчезает разница в количестве нечетных и четных атомов С в молекуле в диапазоне С23 – С34. Данный показатель Дж. Купер называет коэффициентом нечетности и понимает под ним отношение суммы парафинов в данном интервале к соответствующей сумме с четным числом атомов С (С24 – С34). Для современных осадков данные отношения находятся в пределах от 3 до 8, для древних пород – от 1,1 до 2, для нефтей – близко к 1.

5. Наблюдается рост содержания тяжелых углеводородных газов в составе свободных и водорастворённых газов.

Главная фаза нефтеобразования для РОВ сапролевого типа находится на стадии метаморфизма – МК, для гумусового – на стадии МК2-3, что связано с алифатическими структурами для сапролевого типа РОВ и полициклическими структурами – для гумусового РОВ.

Источник

Понятие о нефтегазоматеринских отложениях

Зарождение нефти происходит в так называемых нефтематеринских толщах (НМТ). Нефтематеринские толщи – это карбонатно-глинистые породы, обогащённые рассеянным органическим веществом (РОВ), которые накапливались в областях длительного прогибания в слабовосстановительных или восстановительных условиях.

Не всегда отложения, содержащие органические вещества, реализуют свои возможности генерировать нефть и газ. Поэтому различают нефтематеринские толщи потенциальные и производящие.

Дискуссионным является вопрос о том, на какой стадии литогенеза потенциально нефтематеринские толщи становятся нефтегенерирующими. Учёные считают, что именно в процессе катагенеза и происходит преобразования рассеянного органического вещества в нефть. Это происходит не равномерно, а с четко выраженными максимумами, которые называют – главная фаза нефтеообразования и главная фаза газообразования(термокаталические процессы) (рис.26).

Рис.26. Интенсивность нефтегазообразования в осадочных породах.

Установлено, что процесс преобразования РОВ пород идет неравномерно по разрезу. Академик И.М. Губкин наметил основные этапы нефтеобразования: «Вслед за относительно кратковременным периодом биохимических процессов переработки ОВ наступает неизмеримо более длительный геохимический период регионального метаморфизма, протекающего синхронно с метаморфизмом окружающих пород».

Основными факторами в этом метаморфизме являются: 1) давление вышележащих масс и жидкостей, газов; 2) температура. Впервые вертикальная зональность нефтеобразования была установлена профессором В.А. Соколовым Он показал, что физико-химические условия, определяющие интенсивность и направленность процессов образования газа и нефти, изменяются по разрезу осадочных пород (см. рис. 26).

В верхней части разреза В.А. Соколов выделил биохимическую зону, где наиболее интенсивно идут биохимические процессы. По мере погружения биохимическая зона переходит в термокаталитическую, через некоторую переходную зону, где биохимические процессы затухают, а термокаталитические процессы развиваются ещё очень медленно. Здесь находится минимум интенсивности нефтеобразования. Термокаталитическая зона (основной производитель нефти) охватывает всю часть разреза глубже 1 км и подразделяется на верхнюю и нижнюю (или метановую) подзоны. Глубина этих зон, постепенно переходящих одна в другую, во многом определяется геотермическим градиентом, исходным органическим веществом. Наиболее активно биохимические процессы идут в верхних слоях отложений. Бактерии и их ферменты перерабатывают здесь все вещества, на которые они способны воздействовать. Остаются лишь те органические соединения, которые бактериями не усваиваются. По мере погружения и перехода в термокаталитическую зону осадочных пород развиваются и с постоянно растущей скоростью идут химические процессы преобразования РОВ с продуцированием углеводородных и других газов. На разных частях термокаталитической зоны характер реакций и масштабы образования УВ неодинаковы в связи с изменением температуры (t) и давления (P) по разрезу. С увеличением t и P происходит более полный распад углистых и других ОВ, а также УВ и гетероциклических соединений нефти. Накапливаются С, СН4 и наиболее устойчивые полициклические соединения.

Читайте также:  Признаки ранней осени для дошкольников

Профессор Н.Б. Вассоевич предложил несколько отличающуюся схему зональности процессов нефтеобразования: в зоне катагенеза по мере погружения вначале формируются скопления газа, затем нефти, а в позднем катагенезе – газоконденсата. В 1967 г. Н.Б. Вассоевичем было обосновано понятие о главной фазе нефтеобразования – этапе в геологической истории погружающейся осадочной толщи, находящейся в условиях t и P, при которых происходит наиболее интенсивное новообразование битумоидов, в том числе УВ.

Главная фаза нефтеобразования (ГФН) происходит на стадии среднего катагенеза, где наблюдаются следующие особенности:

1. Повышается значение битумоидного коэффициента (β) при t > 60 – 80 0 С.

2. Наблюдается рост содержания высококипящих жидких УВ в составе РОВ.

3. Наблюдается появление жидких низкокипящих УВ в составе РОВ (С5 – С8).

4. Происходят изменения в составе высших парафинов: исчезает разница в количестве нечетных и четных атомов С в молекуле в диапазоне С23 – С34. Данный показатель Дж. Купер называет коэффициентом нечетности и понимает под ним отношение суммы парафинов в данном интервале к соответствующей сумме с четным числом атомов С (С24 – С34). Для современных осадков данные отношения находятся в пределах от 3 до 8, для древних пород – от 1,1 до 2, для нефтей – близко к 1.

5. Наблюдается рост содержания тяжелых углеводородных газов в составе свободных и водорастворённых газов.

Главная фаза нефтеобразования для РОВ сапролевого типа находится на стадии метаморфизма – МК, для гумусового – на стадии МК2-3, что связано с алифатическими структурами для сапролевого типа РОВ и полициклическими структурами – для гумусового РОВ.

Источник

Понятие о нефтегазоматеринских отложениях

Зарождение нефти происходит в так называемых нефтематеринских толщах (НМТ). Нефтематеринские толщи – это карбонатно-глинистые породы, обогащённые рассеянным органическим веществом (РОВ), которые накапливались в областях длительного прогибания в слабовосстановительных или восстановительных условиях.

Не всегда отложения, содержащие органические вещества, реализуют свои возможности генерировать нефть и газ. Поэтому различают нефтематеринские толщи потенциальные и производящие.

Дискуссионным является вопрос о том, на какой стадии литогенеза потенциально нефтематеринские толщи становятся нефтегенерирующими. Учёные считают, что именно в процессе катагенеза и происходит преобразования рассеянного органического вещества в нефть. Это происходит не равномерно, а с четко выраженными максимумами, которые называют – главная фаза нефтеообразования и главная фаза газообразования(термокаталические процессы) (рис.26).

Рис.26. Интенсивность нефтегазообразования в осадочных породах.

Установлено, что процесс преобразования РОВ пород идет неравномерно по разрезу. Академик И.М. Губкин наметил основные этапы нефтеобразования: «Вслед за относительно кратковременным периодом биохимических процессов переработки ОВ наступает неизмеримо более длительный геохимический период регионального метаморфизма, протекающего синхронно с метаморфизмом окружающих пород».

Основными факторами в этом метаморфизме являются: 1) давление вышележащих масс и жидкостей, газов; 2) температура. Впервые вертикальная зональность нефтеобразования была установлена профессором В.А. Соколовым Он показал, что физико-химические условия, определяющие интенсивность и направленность процессов образования газа и нефти, изменяются по разрезу осадочных пород (см. рис. 26).

В верхней части разреза В.А. Соколов выделил биохимическую зону, где наиболее интенсивно идут биохимические процессы. По мере погружения биохимическая зона переходит в термокаталитическую, через некоторую переходную зону, где биохимические процессы затухают, а термокаталитические процессы развиваются ещё очень медленно. Здесь находится минимум интенсивности нефтеобразования. Термокаталитическая зона (основной производитель нефти) охватывает всю часть разреза глубже 1 км и подразделяется на верхнюю и нижнюю (или метановую) подзоны. Глубина этих зон, постепенно переходящих одна в другую, во многом определяется геотермическим градиентом, исходным органическим веществом. Наиболее активно биохимические процессы идут в верхних слоях отложений. Бактерии и их ферменты перерабатывают здесь все вещества, на которые они способны воздействовать. Остаются лишь те органические соединения, которые бактериями не усваиваются. По мере погружения и перехода в термокаталитическую зону осадочных пород развиваются и с постоянно растущей скоростью идут химические процессы преобразования РОВ с продуцированием углеводородных и других газов. На разных частях термокаталитической зоны характер реакций и масштабы образования УВ неодинаковы в связи с изменением температуры (t) и давления (P) по разрезу. С увеличением t и P происходит более полный распад углистых и других ОВ, а также УВ и гетероциклических соединений нефти. Накапливаются С, СН4 и наиболее устойчивые полициклические соединения.

Профессор Н.Б. Вассоевич предложил несколько отличающуюся схему зональности процессов нефтеобразования: в зоне катагенеза по мере погружения вначале формируются скопления газа, затем нефти, а в позднем катагенезе – газоконденсата. В 1967 г. Н.Б. Вассоевичем было обосновано понятие о главной фазе нефтеобразования – этапе в геологической истории погружающейся осадочной толщи, находящейся в условиях t и P, при которых происходит наиболее интенсивное новообразование битумоидов, в том числе УВ.

Главная фаза нефтеобразования (ГФН) происходит на стадии среднего катагенеза, где наблюдаются следующие особенности:

1. Повышается значение битумоидного коэффициента (β) при t > 60 – 80 0 С.

2. Наблюдается рост содержания высококипящих жидких УВ в составе РОВ.

3. Наблюдается появление жидких низкокипящих УВ в составе РОВ (С5 – С8).

4. Происходят изменения в составе высших парафинов: исчезает разница в количестве нечетных и четных атомов С в молекуле в диапазоне С23 – С34. Данный показатель Дж. Купер называет коэффициентом нечетности и понимает под ним отношение суммы парафинов в данном интервале к соответствующей сумме с четным числом атомов С (С24 – С34). Для современных осадков данные отношения находятся в пределах от 3 до 8, для древних пород – от 1,1 до 2, для нефтей – близко к 1.

Читайте также:  Какие признаки пониженного давления

5. Наблюдается рост содержания тяжелых углеводородных газов в составе свободных и водорастворённых газов.

Главная фаза нефтеобразования для РОВ сапролевого типа находится на стадии метаморфизма – МК, для гумусового – на стадии МК2-3, что связано с алифатическими структурами для сапролевого типа РОВ и полициклическими структурами – для гумусового РОВ.

Миграция нефти и газа

Нефть и газ в начальной стадии своего образования находятся в рассеянном состоянии в глинистых и карбонатных породах. В процессе диагенеза и катагенеза вода из уплотняющихся пород отжимается, захватывая с собой нефть и газ. Рассеянные в породах нефть и газ находятся в этой воде во взвешенном состоянии в виде микроскопических частиц или растворены в ней. Далее для последующего движения нефти и газа необходимо действие внешних геологических сил.

Миграция нефти и газа – перемещение нефти и газа в земной коре в различном агрегатном состоянии. Основными факторами миграции нефти и газа являются сила тяжести, градиенты давления, температура и концентрация углеводородов.

Роль и сила воздействия перечисленных факторов определяется конкретными свойствами геологического пространства и длительности их воздействия. Различают первичную и вторичную миграции.

1) Первичная миграция – это процесс перемещения углеводород из нефтематеринских толщ в породы – коллекторы.

2) Вторичная миграция – это внутри – и межформационное перемещение углеводородов по породам – коллекторам: разрывным нарушениям, трещинам, поверхностям стратиграфического несогласия и т.д. (рис.27).

Рис 27. Схема формирования скоплений нефти и газа:

1 – глинистые породы, 2 – коллектор, 3 – залежь нефти; направление миграции углеводородов: 4 – первичной, 5 – вторичной,

6 – тектонический экран.

Углеводороды могут перемещаться:

1) вместе с водой в водорастворенном состоянии;

2) в фазово-обособленном, свободном состоянии путем диффузии;

3) в состоянии газоконденсатных растворов.

ФАКТОРЫ ПЕРВИЧНОЙ МИГРАЦИИ

Современно представление о факторах первичной миграции и состоянии мигрирующих углеводородов.

1. Образовавшиеся в стадию диагенеза углеводороды выжимаются вместе с водой из осадков при их уплотнении. С погружением пород углеводороды все более нагреваются. Повышение температуры обуславливает увеличение объема нефти и газа и тем самым способствует их перемещению.

2. Движение углеводородов может активизироваться в результате увеличения давления вследствие образования больших объемов новых веществ. При погружении пород на большие глубины усиливается генерация газа, и первичная нефть выносится ими из материнских пород в виде газового раствора. Эмиграция нефтяных углеводородов в виде газового раствора доказана экспериментально.

3. Явление диффузии (переноса) – реальный фактор первичной миграции. Под диффузией подразумевается взаимное проникновение молекул одного вещества в другое вследствие разности концентрации и стремления выравнить их.

ФАКТОРЫ ВТОРИЧНОЙ МИГРАЦИИ

1. Гравитационный фактор. Благодаря гравитационному фактору возможно накопление нефти и газа в ловушках.

2. Гидравлический фактор – активная гидродинамическая обстановка, которая возникает при движении подземных вод, не только облегчая всплывание нефти и газа, но и способствуя перемещению УВ.

Постольку главный фактор миграции – это сила тяжести, то в основном миграция является восходящей, то есть субвертикальной. При надежной изоляции – покрышки – миграция происходит по проницаемым породам. Такой характер миграции называют сублатеральный (боковой). Обычно, миграция носит смешанный характер. Когда зоны латеральной и вертикальной миграции чередуются. Для газа, способного перемещаться по менее проницаемым породам и имеющего меньший удельный вес, вертикальная составляющая в процессе миграции будет больше, чем для нефти.

Существует еще один вид миграции – более редкий, но всё же встречающийся – нисходящая миграция: нефть в фазово-обособленном и газоконденсатном состоянии мигрирует вниз по разрезу. Это происходит, когда в каком-либо интервале разреза возникает повышенное пластовое давление, а изолированность пород сверху лучше, чем снизу, где залегают проницаемые горизонты с меньшим давлением.

Главным свойством геологической среды, обеспечивающим протекание процессов миграции, является её неоднородность по пористости, проницаемости и структурно-тектоническим признакам.

Миграция происходит по зонам наименьшего фильтрационного сопротивления, т.е. по направлению восстания проницаемого пласта в его кровельной части по породам с наибольшей проницаемостью до тектонического или литологического экрана. Такая миграция называется внутрирезервуарная или латеральная (осуществляется по породам и трещинам). Миграция, протекающая по разрывным нарушениям и стратиграфическим несогласиям называется межрезервуарная или вертикальная (рис.28).

Рис.28. Внутрирезервуарная (а,б) и межрезервуарная (в, г) миграция(стрелка показывает направление миграции).

МАСШТАБЫ МИГРАЦИИ

1. Локальная миграция – это миграция, которая контролируется размерами локальной структуры.

2. Зональная миграция – это миграция, которая контролируется зоной нефтегазонакопления.

3. Региональная миграция – это миграция, которая соответствует структуре 1-го и более высокого порядка.

Дальность латеральной миграции в платформенных условиях составляет десятки – первые сотни километров, а в геосинклинальных областях – не превышает десятки метров.

Диапазон вертикальной миграции ограничивается мощностью осадочного бассейна. Расстояние, направление и скорость УВ зависит: от геологической обстановки формирования залежи и от физических свойств нефти.

Источник

Нефтегазоматеринские и нефтегазопроизводящие толщи, принципы их диагностики. Понятие о нефтегазоматеринском потенциале ОВ

Нефте- и (или) газоматеринские породы – породы, содержащие органическое вещество, способное в катагенезе генерировать нефть и (или) газ, создавая при благоприятных условиях скопления УВ. Масштабы генерации УВ определяются генетическим типом, степенью катагенетического преобразования и концентрацией ОВ в породе.

Нефтематеринская свита обозначает естественные геологические тела, в которых протекали процессы нефтегазогенерации. В настоящее время понятие нефтегазоматеринская (или нефтематеринская) свита обозначает парагенетическую ассоциацию обогащенных автохтонным ОВ пород, рождающую в процессе литогенеза жидкие и газообразные углеводороды, способные к аккумуляции [Баженова и др., 2000].

Нефтематеринские породы могут быть активные, неактивные или истощенные (утратившие свой нефтегенерационный потенциал) в зависимости от степени катагенетической зрелости керогена, проявляющейся в значениях современных и палеомаксимальных палеотемператур. Тип керогена катагенетически зрелых нефтематеринских пород определяет тип и объем эмиграции нефти [Н.Б. Вассоевич, 1967, 1969; А.Э. Конторович, 1976, 2004; B. Tissot, D. Welte,1978,1984; J. Hunt, 1979, 1996 и др.]

Для формирования нефтематеринских отложений большое значение имеют биологическая продуктивность водоема и скорость осадконакопления в нем. Чем выше биологическая активность водоема, т. е. чем больше в единицу времени в нем воспроизводится ОВ, тем богаче потенциальные нефтепроизводящие возможности его осадка. Оптимальные условия для образования нефти создаются в осадках, обогащенных сапропелевым ОВ, но вместе с тем нефтеобразование при определенных условиях может происходить и в отложениях, содержащих ОВ гумусово-сапропелевого происхождения.

Читайте также:  Признаки токсичных отношений что делать

Количество рассеянного ОВ в десятки тысяч раз, а рассеянных УВ в десятки и сотни раз превосходит ресурсы нефти в скоплениях. Таким образом, весьма небольшая часть ОВ преобразуется в нефтяные УВ. В процессе седиментации и после захоронения в осадке ОВ в результате диагенеза подвергается разрушению и большая его часть окисляется, а летучие компоненты удаляются. Наиболее устойчивая часть ОВ – липиды (жиры и жироподобные вещества, воски, стерины и т. п.) в результате гидролиза образуют смесь жирных кислот, которые по изотопному и химическому составу ближе всего к соединениям, входящим в состав нефтей. Дальнейшее преобразование липидной (липоидной) фракции ОВ и генерация основной массы нефтяных УВ протекают на глубинах, где температура колеблется от 60 до 180 °С.

Материнские породы представлены глинистыми или карбонатными тонкозернистыми отложениями, накапливавшимися в условиях спокойного гидродинамического режима в восстановительных условиях. В настоящее время за минимальную концентрацию ОВ, способную обеспечить промышленную нефтеносность, принимают 0,4–0,5 % для глинистых пород и 0,1–0,2 % для карбонатных пород, при их достаточной толщине [Соколов и др., 1998]. На начало стадии катагенеза субаквальные терригенные породы содержат Сорг более 0,5%, а карбонатные более 0,3%.

Иногда нефтематеринские или потенциально нефтематеринские породы называют «черными сланцами». По определению «черные сланцы» – водно-осадочные горные породы, обычно темные, пелитоморфные и сланцеватые, обогащенные сингенетичным ОВ преимущественно аквагенного и отчасти терригенного типов [Юдович, Кетрис, 1988].

Нефтематеринские определяются как обычно глинистые, кремнисто-глинистые или известково-глинистые породы катагенетически «зрелые» и содержащие в значительном количестве органическое вещество, тип которого благоприятен для масштабного образования нефти. Если тип керогена согласуется с тем, который следует ожидать, исходя из биомаркерного состава нефтей, тогда повышается степень достоверности выделения нефтематеринского комплекса.

Генетическое семейство нефтей морского источника с низким пристан/фитановым отношением (Пр/Фт ≈ 0,7-1,2), доминированием низкомолекулярных алканов в общем ряду распределения алканов, преобладанием четных над нечетными алканами в диапазоне n-C23-nC30, ярко выраженным нафтеновым индексом, невысоким уровнем«зрелости» нефтей. Параметры распределения алканов битумоидов однотипны с соответствующими параметрами нефтей.

Если нефть образовалась в данной свите, то она первично нефтеносная, если нефть иммигрировала в данную свиту, ее называют вторично нефтеносной. В зависимости от наличия нефтематеринских отложений свита может определяться как нефтематеринская или ненефтематеринская. Не всегда отложения, содержащие ОВ, реализуют свои возможности в отношении генерации нефти. Потенциально нефтегазоматеринские толщи, которые не погружались на глубины, где существуют благоприятные условия для нефтегазообразования, так и не реализовали свои возможности по генерации нефтяных УВ. Нефтематеринские породы имеют три стадии развития: потенциально нефтематеринскую, нефтепроизводящую и постнефтематеринскую. Порог (начало) интенсивной генерации нефти в материнских породах характеризуется резким, более чем в 10 раз, увеличением выхода жирного газа и бензина, изменением цвета керогена от желтого до оранжевого, значением ОСВ R о = 0,6 %, значительным варьированием содержания Н2 в керогене. Конец ГФН определяется по R о = 1,35 %, генерация жирного газа в основном завершается при R о = 2 %, а метана – при R о = 3,5 %.

По степени реализации нефтематеринского потенциала среди нефтематеринских свит выделяются ненефтепроизводящие, нефтепроизводящие и нефтепроизводившие.

Нефтепроизводящая свита – нефтематеринская свита в главной зоне нефтеобразования частично реализовавшая свой нефтематеринский потенциал. Диагностические признаки: глубина погружения не менее 1,5–2 км; достижение РОВ градаций МК1-МК2.

Нефтепроизводящими породами являются глинистые, глинисто-карбонатные, карбонатные и реже – кремнистые породы, которые при вступлении в главную зону нефтеобразования, характеризующуюся температурой от 70 до 170ºС, генерируют нефть. Иногда нефтепроизводящие породы содержат повышенные и высокие концентрации рассеянного органического вещества (РОВ). Повышенные концентрации, достигающие 8%, характерны для глинистых и глинисто-карбонатные пород. Высокие концентрации РОВ сапропелевого типа от 8 до 20% характерны для доманикитов, которые имеют также и местные названия: бажениты, менилиты и другие.

Удельный нефтематеринский потенциал определяется количеством нефти в миллиграммах на 1 г породы или в килограммах на 1 т (1 м 3 ) породы, которое может образоваться за всё время её нахождения в зоне катагенеза. Газоматеринский потенциал оценивается количеством газа в кубических метрах на 1 т или 1 м 3 породы.

По величине генетического потенциала (в килограммах на тонну или в миллиграммах на грамм) нефтематеринские породы Б. Тиссо и Д. Вельте [(1981)] классифицируют следующим образом: менее 2 – порода, не производящая нефть, но обладающая небольшим газовым потенциалом; 2–6 – нефтематеринская порода с умеренным потенциалом; более 6 – нефтематеринская порода с высоким потенциалом.

В качестве нефте- и газоматеринской рассматривается 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.

Главными диагностическими особенностями нефтегазоматеринских отложений и основными критериями их прогнозированияявляются: 1) накопление в субаквальной среде с анаэробной (без доступа кислорода) обстановкой; 2) накопление на фоне относительно устойчивого погружения бассейна седиментации в течение рассматриваемого отрезка геологического времени; 3) наличие в отложениях признаков возникновения и развития процессов нефтегазообразования, что может проявляться относительно повышенным содержанием УВ нефтяного ряда в битумной части ОВ, содержащегося в породах.

Н.Б. Вассоевич отмечал, что нефтематеринские отложения в погружающемся осадочном бассейне оказываются в зоне температур >60°С, то эту область следует именовать очагом нефтеобразования, в котором начинает развиваться главная фаза нефтеобразования, и при достижении оптимальных РТ-условий начинается массовая эмиграция нефти и формирование залежей в ловушках.

Углеводородная генерационно-аккумуляционная система (УГАС) включает нефтегазоматеринский литолого-стратиграфический комплекс и очаги активного проявления процессов генерации УВ, миграционно-дренажные пути между очагом генерации и зоной аккумуляции нефти и газа, основной природный резервуар, содержащий около 50% всей новообразованной нефти, региональную покрышку, ловушки зоны аккумуляции, осадочные породы, перекрывающие очаг и продуктивные резервуары.

Источник

Adblock
detector