Скачать презентацию Геология и геохимия нефти и газа Скачать презентацию Геология и геохимия нефти и газа

генерация - выводы.ppt

  • Количество слайдов: 60

Геология и геохимия нефти и газа Геология и геохимия нефти и газа

 Основные процессы нефтеобразования • Для формирования нефтегазоносного бассейна (НГБ) и в его недрах Основные процессы нефтеобразования • Для формирования нефтегазоносного бассейна (НГБ) и в его недрах залежей и месторождений нефтяных и газовых флюидов необходимо в осадочно-породном бассейне формирование мощного комплекса пород, состав, строение, прогрессивный литогенез и условия залегания которого обусловливают генерацию (Г), аккумуляцию (А) флюидов и консервацию (К) залежей нефти и/или газа - ГАК.

 Генерация нефти и газа • Генерация углеводородных флюидов начинается в седиментогенезе из ОВ Генерация нефти и газа • Генерация углеводородных флюидов начинается в седиментогенезе из ОВ осадков, продолжается в диагенезе и в раннем катагенезе. • Максимум генерации микронефти происходит в среднем катагенезе - главной зоне нефтеобразования (ГЗН). • Главная зона конденсатообразования (ГЗК) находится в более жестких термобарических условиях. • Еще глубже - главная зона газообразования (ГЗГ). •

 Природный газ (ПГ) • Обычными компонентами ПГ , содержащихся в газовых и нефтегазовых Природный газ (ПГ) • Обычными компонентами ПГ , содержащихся в газовых и нефтегазовых залежах, а также в рассеянном состоянии в осадочных горных породах, являются газообразные УВ, CО 2 и N 2 , как правило, один из компонентов преобладает. • В качестве примесей встречаются О 2 , Н 2 S, H 2 , CO, He, Ar и другие инертные газы. • Из них: к горючим газам относятся: предельные УВ • метан (СН 4), этан (С 2 Н 6), пропан (С 3 Н 8), бутан и изобутан (С 4 Н 10), неопентан ( С 5 Н 12 ) и непредельные - этилен ( С 2 Н 4 ), пропи (С 3 Н 6), бутилен и изобутилен (С 4 Н 8), • а также H 2, Н 2 S и CO ( «угарный газ» ). • к негорючим газам - N 2, О 2, CО 2 и все инертные газы; • Газовые гомологи метана или «тяжелые» гомологи часто обозначают - С 2+ или ТУВ, в их состав часто включают легкие жидкие УВ – С 5 -С 7 В иностранной литературе в С 2+ всегда включают легкие жидкие УВ С 5 - С 7

 Что получается при анализе образца газа? Ø Огромная таблица, выглядящая приблизительно следующим образом: Что получается при анализе образца газа? Ø Огромная таблица, выглядящая приблизительно следующим образом: Я получил газ! Информация об образце Молекулярный состав Изотопный состав

 Генезис природных газов Биогенные газы (CН 4, в Термогенные газы (CН 4 небольших Генезис природных газов Биогенные газы (CН 4, в Термогенные газы (CН 4 небольших количествах C 2 Н 6 и -C 5 Н 12): C 3 Н 8): Ø Нефтяная ассоциация Ø Результат бактериальной (обогащение C 2+) деятельности при низкой t на Ø Без ассоциации с нефтью небольших глубинах (обеднение C 2+) Ø Как правило, в небольших Ø При «крекинге» нефти количествах Ø Объемы зависят от качества Ø Относительное материнской породы обогащение легким Ø Относительное изотопом 12 C обеднение легким изотопом 12 C

 Твердые растворы - газогидраты • Гидраты газов представляют собой твердые растворы , где Твердые растворы - газогидраты • Гидраты газов представляют собой твердые растворы , где растворителем является вода (лед), молекулы которой за счет водородных связей образуют объемный каркас, в полости которого внедряются легкоподвижные молекулы газа • Начало процесса образования газогидратов определяется наличием и составом газа, состоянием воды, внешней температурой и давлением. • Гидраты газов представляют собой кристаллические тип соединения, характеризующиеся строго определенной кристаллической структурой для различных газов ( типа и типа- разное количество молекул воды). • В них образуются полости двух размеров - малые и большие. • В малых полостях структуры типа располагаются молекулы газа, размер которых не превышает 5, 2 Å (0, 52 нм), в больших - 5, 9 Å (0, 59 нм). • В малых полостях структуры типа располагаются молекулы размером до 4, 8 Å, в больших – до 6, 9 Å. • Молекула Ar , СН 4 , Н 2 S имеет размер меньше 5, 2 Å, С 2 Н 6 - больше 5, 2 Å, С 3 Н 8, i-С 4 Н 10 - от 5, 9 до 6, 9 Å. • н-С 4 Н 10 не входит в состав газогидратов. тип

 Газоконденсаты - ГК • Формирование в природных условиях газоконденсатов происходит различными путями. • Газоконденсаты - ГК • Формирование в природных условиях газоконденсатов происходит различными путями. • Конденсаты, которые сформировались в результате термобарических превращений газонефтяной системы, называют вторичными в отличие от первичных ГКС, образовавшихся за счет генерации газа и микронефти из ОВ пород ( в главной зоне конденсатообразования - ГЗК). • Первичные ГКС — исходные, вторичные — новообразованные.

 Первичные и вторичные ГК • Для первичных ГКС характерно отсутствие в залежи нефтяной Первичные и вторичные ГК • Для первичных ГКС характерно отсутствие в залежи нефтяной оторочки , в разрезе размещены ниже нефтяных залежей в более жестких термобарических условиях, на больших глубинах, соответствующих нижней части зоны мезокатагенеза. • Эти ГКС отличаются низкими значениями Кф, преобладанием в жидкой фазе ароматических УВ (20— 45% на фракцию НК- 200°С), а в газах — метана и углекислого газа. • Бензиновая фракция первичных ГКС отличается повышенной концентрацией бензола, толуола, циклогексана и метилциклогексана, пониженной — алканов, а в них н-алканов. • Вторичные ГКС отличаются присутствием нефтяной оторочки в залежах, в бензинах преобладают алканы, в газах — доля гомологов метана составляет 15— 20%. В них высокий конденсатный фактор: Кф - от 120 до 1000 см 3 /м 3 ; залежи этих конденсатов располагаются на меньших глубинах.

 Нефть • Нефть в природных условиях представляет собой жидкую гидрофобную фазу, распределенную в Нефть • Нефть в природных условиях представляет собой жидкую гидрофобную фазу, распределенную в поровом пространстве горной породы. Вместе с минеральной частью породы нефть образует своеобразную природную систему с определенными качествами и особенностями, присущими именно данной системе. • C позиций молекулярного состава - «Нефти являются смесями сложных органических соединений, в которых преобладают углеводороды» [В. И. Вернадский 1934 г. ]. • С позиций генетической сущности нефти - « Нефть - это выделившиеся в отдельную фазу наиболее стойкие жидкие гидрофобные продукты фоссилизации органического вещества, захороненного в субаквальных отложениях» [Н. Б. Вассоевич, 1967 г. ]. • Физико-химическая система природного углеводородного раствора – « Нефть - единственный не водный жидкий раствор на Земле. » Гусева и др. , 1978

 УГЛЕВОДОРОДНЫЙ СОСТАВ НЕФТИ (в среднем 70 -90%) Углеводороды Насыщенные Ненасыщенные - Ароматические С-С; УГЛЕВОДОРОДНЫЙ СОСТАВ НЕФТИ (в среднем 70 -90%) Углеводороды Насыщенные Ненасыщенные - Ароматические С-С; (с бензольными кольцами) Открытые цепи Циклические Моно- Поли- (алифатические) (алициклические) циклические нормальные изоалканы моноциклические полициклические алканы Циклические УВ, состоящие как из нафтеновых циклов, так и бензольных называются гибридными, среди полициклических УВ они преобладают Алкены или олефины в нефти содержатся в очень незначительных количествах

 Хемофоссилии • В нефти и ОВ осадков и пород идентифицировано более 1000 различных Хемофоссилии • В нефти и ОВ осадков и пород идентифицировано более 1000 различных УВ и гетероатомных соединений, более 300 из которых сохранили явную структурную связь с исходными биомолекулами ЖВ. • Соединения в составе современных осадков, пород и горючих ископаемых, для которых в строении молекул или их частей имеются аналоги в ЖВ, называют «biochemical fossils» [Fox, 1944] или чаще «chemical fossils» [Eglinton, Calvin, 1967], «реликтовыми» [Ал. А. Петров, 1968, 1974], «биологическими метками» [Ал. А. Петров, 1968, 1971, 1974; Эглинтон, 1974], «биомаркерами» , соединениями с унаследованной структурой. • Термин «chemical fossils» переведен на русский язык как «химические реликты» или как «хемофоссилии» . Из всех перечисленных терминов «хемофоссилии» наиболее удачно отражает существо понятия в генетико-историко- геологическом смысле.

 Что такое биомаркеры? Ø Молекулярные биологические маркеры или биомаркеры, или хемофоссилии – ископаемые Что такое биомаркеры? Ø Молекулярные биологические маркеры или биомаркеры, или хемофоссилии – ископаемые биомолекулы, строение которых можно отследить вплоть до конкретных биологических видов. Ø Для геохимии наиболее эффективными биомаркерами являются органические соединения, для которых известны конкретные биологические источники, поскольку в хемофоссилиях углеродный скелет сохраняется. Ø Биомаркеры, которые в геологических условиях проявляют наибольшую стабильность, чаще всего связаны с липидами. Гидроксильные группы Ø В биомаркерах сохраняется информация о составе биомолекул древних биопродуцентов и условиях их жизни. Источник: http: //eaps. mit. edu/geobiology/biomarkers/preservation. html

 Что такое биомаркеры? Cholesterol Cholestane Что такое биомаркеры? Cholesterol Cholestane

 Биомаркерный анализ Ø В биомаркерах сохраняется информация о составе биомолекул древних биопродуцентов и Биомаркерный анализ Ø В биомаркерах сохраняется информация о составе биомолекул древних биопродуцентов и условиях их жизни. • Для биомаркерного анализа чаще всего используются изопренаны и полициклические нафтены.

 Изопреноидные УВ • В) Изопренаны или изопреноидные алканы ЖВ «голова» «хвост» фитол Соединение Изопреноидные УВ • В) Изопренаны или изопреноидные алканы ЖВ «голова» «хвост» фитол Соединение этих блоков – «кирпичиков» в молекуле УВ «голова к хвосту» - регулярные изопреноиды , «голова к голове» или «хвост к хвосту» - нерегулярные. • Нерегулярная связь обычно одна и в середине молекулы. Регулярные изопреноиды Самыми распространенными в нефтях из регулярных изопреноидов являются С 19 Н 40 - пристан (а) и С 20 Н 42 - фитан (б) * * * а б 2, 6, 10, 14 -тетраметилпентадекан 2, 6, 10, 14 -тетраметилгексадекан

 Образование пристана и фитана Ø Пристан и фитан образуются из фитола (фрагмент молекулы Образование пристана и фитана Ø Пристан и фитан образуются из фитола (фрагмент молекулы хлорофилла) в раннем диагенезе. Ø В аэробных условиях образуется пристан (реакция декарбоксилирования). Ø В анаэробных – фитан (реакции восстановления). Низкое Eh (аэробн. ) Хлорофил – а Пристан (изопреноид C 19 H 40) CH 2 OH Фитол Высокое Eh (анаэробн. ) Фитан (изопреноид C 20 H 42)

 Тетрациклические нафтены • Стераны С 27 -С 29 • В регулярных стеранах 5, Тетрациклические нафтены • Стераны С 27 -С 29 • В регулярных стеранах 5, 10, 13, 14, 17, 20 асимметричные углеродные атомы ( С* ) (хиральные центры) и 24 для стеранов состава С 28 - С 29. • С-20 и С-24 С* находятся в изопреноидной цепи. Выделяются биостераны, изостераны или геостераны и перегруппированные стераны или диастераны. хиральные центры * * * * метильный радикал * -СН 3 изостераны или геостераны - перегруппированные стераны или 5 (Н), 14 (Н), 17 (Н), 20 S- и 20 R – диастераны - 10 (Н), 13 (Н), 17 (Н), 20 R – эпимеры- ( ) и 20 S - эпимеры ( ): Для биостеранов характерна 5 (Н), 14 (Н), 17 (Н), 20 R - конфигурация ( ), в них нет эпимера 20 S.

 Пентациклические нафтены (тритерпаны). 1) все пять колец шестичленные олеанан, гаммацеран) С-20 олеанан гаммацеран Пентациклические нафтены (тритерпаны). 1) все пять колец шестичленные олеанан, гаммацеран) С-20 олеанан гаммацеран С-22 Отличаются положением гем-замещения: у олеанана – у С-20, у гаммацерана – у С-22 18 (Н), -олеанан – биоструктура, 18 (Н), - геоструктура 2) четыре кольца шестичленные и одно пятичленное - гопаны, лупаны. С-19 В лупане (С 30 Н 52) изопропильный радикал у С-19. ЖВ он лупеол

 Пентациклические нафтены (тритерпаны). • Гопан 17 21 (С 30) Для биогопана 17 21 Пентациклические нафтены (тритерпаны). • Гопан 17 21 (С 30) Для биогопана 17 21 ( ), присутствует лишь эпимер 22 R-конфигурации. Нефтяных гопанах-17 21 ( ), 22 R и 22 S-эпимеры С 27 Тm -17 -22, 29, 30 -трисноргопан Тs -18 -22, 29, 30 -триснорнеогопан или неогопан Моретаны - 17 21 ( ), 22 R и 22 S-эпимеры. Образуются УВ ряда гопана при микробиологической переработке природных органических соединений на ранних стадиях фоссилизации ОВ. Источником самих гопанов может быть бактериогопанотетрол - тетрол, входящий в липоидную часть клеточных мембран бактерий. ЖВ бактериогопанотетрол -Hopanepolyol

 Изотопный состав С нефти 13 С = 1000 ‰, Компоненты нефти также различаются Изотопный состав С нефти 13 С = 1000 ‰, Компоненты нефти также различаются по изотопному составу С, среднее значение 13 С для нефтей (от 25 до 35‰ в зависимости от генезиса), то для насыщенных ( 13 Сsat) УВ (до 31‰), для ароматических ( 13 Сaro) УВ (до 29‰), для смол (до 26‰). Изотопный состав не фракционированной нефти δ 13 Cцельн. δ 13 C насыщ. δ 13 Cаромат. δ 13 Cсмолы δ 13 Cасфальт. Ø На основании информации об изотопном составе углерода нефти можно объединять различные виды нефти в категории по происхождению и зрелости: Ø

 • Седиментогенез • Седиментогенез

 Модель бассейна седиментации (Б. Тиссо, Д. Вельте, 1982) • В морях и океанах Модель бассейна седиментации (Б. Тиссо, Д. Вельте, 1982) • В морях и океанах выделяются области с разными условиями седиментации: • шельф, континентальный склон, абиссальная равнина. Террагенное ОВ шельф • В водной толще выделяются зоны (уровни) с разной биопродуктивностью: эуфатический слой, слои с кислородным минимумом, придонные воды.

 Генетические типы ОВ • В составе современных осадков можно выделить генетические типы ОВ: Генетические типы ОВ • В составе современных осадков можно выделить генетические типы ОВ: • 1. сингенетичное или автохтонное ОВ , планктогенное и бентосное, в меньшей степени нектонное; • 2. аллохтонное, принесенное с континента; • 3. эпигенетичное , мигрировавшее из нижележащих толщ; • 4. продукты антропогенного загрязнения.

 Биомасса и биопродуктивность • Соотношение автохтонного и аллохтонного ОВ изменяется в различных районах Биомасса и биопродуктивность • Соотношение автохтонного и аллохтонного ОВ изменяется в различных районах Мирового океана и на разных уровнях столба воды. • По данным Е. А. Романкевича, в среднем в Мировом океане доля аллохтонного ОВ достигает 5% общей массы ОВ. • Автохтонное ОВ представлено в основном некромой фитопланктона. При малых размерах основных представителей фитопланктона (микропланктон и наннопланктон) и ничтожной массе он отличается высокой биопродуктивностью. Соотношение биомассы (Б) и биопродукции (П) (по В. А. Успенскому) П/Б Автотрофный комплекс Древесина леса 0, 018 Растительность лугов 0, 67 Комплекс растительности озер и рек 14 Морской фитоплактон 150

 Факторы определяющие биологическую продуктивность • Биологическую продуктивность в морских обстановках контролируют различные факторы: Факторы определяющие биологическую продуктивность • Биологическую продуктивность в морских обстановках контролируют различные факторы: • свет, • температура, • количество и состав минеральных веществ, • наличие течений, • газовый режим, • высота водной толщи и др. • Главный фактор — питательные вещества (нитраты, фосфаты и др. ). Они поступают из разных источников: с континента — выносятся водными потоками; основная часть питательных веществ поступает из динамического резервуара океана и разносится подводными течениями.

 Аккумуляция и консервация ОВ • Процессы аккумуляции и консервации ОВ в осадках в Аккумуляция и консервация ОВ • Процессы аккумуляции и консервации ОВ в осадках в значительной мере также определяются: • I. скоростью накопления минеральных частиц, • II. их размером, • III. составом, • IV. окислительно-восстановительной обстановкой в осадке (Еh), • V. Временем пребывания частицы ОВ в столбе воды (толщина столба воды)

 Преобразование ОВ в седиментогенезе. Значение и основные этапы ранней трансформации ОВ • Первые Преобразование ОВ в седиментогенезе. Значение и основные этапы ранней трансформации ОВ • Первые несколько метров осадка, непосредственно ниже контакта вода — осадок, представляют собой поверхность раздела , через которую Сорг переходит из биосферы в геосферу. • В период отложения и позднее, находясь уже в составе осадков, ОВ претерпевает изменения, подвергаясь различным по интенсивности микробиальным и химическим воздействиям. • Вследствие этого состав ОВ меняется в значительных пределах, а его дальнейшая судьба определяется последующей термической эволюцией.

 Этапы перехода от биополимеров к геополимерам • Выделяется три этапа: • 1. биохимическое Этапы перехода от биополимеров к геополимерам • Выделяется три этапа: • 1. биохимическое разложение (МО); • 2. поликонденсация; • 3. переход в нерастворимое состояние. • Второй этап следует немедленно за первым. • В нижней части водного столба и поверхностном слое осадка оба процесса активны одновременно.

 Преобразование ОВ и источники УВ на разных стадиях литогенеза На стадии седиментогенеза некрома Преобразование ОВ и источники УВ на разных стадиях литогенеза На стадии седиментогенеза некрома организмов подвергается панлипоидины микробиальному разложению. седиментогенез ЖВ В верхнем слое осадка химические превращения испытывают такие несвязанные гумин соединения, как стеролы, терпены диагенез и т. д. Эти превращения не затрагивают углеродного скелета, но способствуют увеличению устойчивости этих молекул. - сохраняются истинные реликты. В результате поликонденсации образуются гуминовые и фульвокислоты – гумин – предшественник керогена.

 ДИАГЕНЕЗ • Диагенез можно разделить на две стадии – ранний и поздний. • ДИАГЕНЕЗ • Диагенез можно разделить на две стадии – ранний и поздний. • Деятельность МО определяет практически все протекающие в раннем диагенезе процессы, поэтому его называют микробиальной стадией литогенеза. • В позднем диагенезе ОВ также испытывает преобразования, частично связанные с микробиальной деятельностью, поэтому в целом диагенез — это биогенная стадия преобразования ОВ и осадка.

 Образование гуминовых веществ – процесс поликонденсации • Часть ОВ, которая не была включена Образование гуминовых веществ – процесс поликонденсации • Часть ОВ, которая не была включена в метаболизм анаэробных бактерий, вскоре оказывается в составе вновь образованных полимерных структур — гуминовых веществ, объединяющих гуминовые и фульвокислоты. • Процесс начинается в седиментогенезе и продолжается в диагенезе. • Степень обогащения современных осадков гуминовыми и фульвовыми кислотами и их природа, видимо, различны и определяются конкретными условиями осадконакопления. • В верхнем (от 0 до 10 м) слое содержание фульвовых и гуминовых кислот колеблется от 10 до 70% всего ОВ, причем наивысшие концентрации их установлены в дельтовых и эстуарных терригенных илах. • В гуминовых кислотах сорбируются и концентрируются тяжелые металлы: U, V, Сu, Ni, которые могут формировать металлоорганические комплексы или входить в порфинове ядро - фрагмент молекулы хлорофилла.

 Эволюция органических составляющих современных осадков в зависимостиот глубины погружения. • С увеличением глубины Эволюция органических составляющих современных осадков в зависимостиот глубины погружения. • С увеличением глубины захоронения нерастворимые гумины начинают преобладать над фульвовыми и гуминовыми кислотами. • Органический материал приобретает более конденсированную структуру. Начинает формироваться незрелый кероген ФК — фульвовые кислоты, ГК — гуминовые кислоты, Г или К — гумины или кероген.

 Общая схема эволюции органического вещества с момента его отложения до начала метаморфизма. • Общая схема эволюции органического вещества с момента его отложения до начала метаморфизма. • Процесс перехода от гумина к керогену заключается в переходе от биополимеров , синтезированных живыми организмами, к геополимерам посредством фракционирования, частичного разложения и перегруппировки блоков, которыми сложены макромолекулы, он проходит в три этапа: биохимическое разложение, поликонденсация и переход в нерастворимое состояние. седиментогенез В диагенезе продолжается биохимическое преобразование, поликонденсация ОВ и переход в диагенез нерастворимое состояние. У — углеводы; АК — аминокислоты; ФК — фульвокислоты; ГК — гуминовые кислоты; Л — липиды, липоиды; УВ — углеводороды; NS 0 — гетеросоединения

Пути преобразования ОВ в седиментагенезе и диагенезе, приводящие к образованию керогена и хемофоссилий. белки Пути преобразования ОВ в седиментагенезе и диагенезе, приводящие к образованию керогена и хемофоссилий. белки биополимеры углеводы панлипоидины АК сахара сохранившие углеродный скелет ФК, ГК гумины истинные реликты геополимеры кероген хемофоссилии

 • Диагенетический этап преобразования ОВ определяется микробиологическими процессами, где расходуется 95 -99% ОВ • Диагенетический этап преобразования ОВ определяется микробиологическими процессами, где расходуется 95 -99% ОВ , достигшего дна бассейна. • Для ОВ все геохимические фации являются окислительными. • Диагенетический этап - важный момент геохимической истории ОВ, существенно определяющий его состав, ход дальнейших катагенетических преобразований ОВ и в конечном итоге его нефтематеринский потенциал. • Увеличение интенсивности окисления ОВ приводит к сокращению концентраций Сорг в осадке, уменьшению количества липидолипоидных компонентов в керогене и, несмотря на относительное накопление УВ приводит к снижению общего количества битумоида и УВ, т. е. к ухудшению начального нефтематеринского потенциала ОВ — Пнм. • К началу катагенеза в ОВ в малых количествах присутствуют УВ двух генераций: • 1) унаследованные от ЖВ (хемофоссилии), 2) новообразованные в диагенезе. • Увеличение нерастворимой части ОВ отражает усиление поликонденсации и потерю функциональных групп, что ведет к превращению фульвовых и гуминовых кислот в гумин и кероген. • В диагенезе формируется нерастворимая часть ОВ — кероген, основной поставщик УВ в катагенезе.

 Катагенез • Катагенетические изменения пород и ОВ обусловлены действием ряда взаимосвязанных факторов , Катагенез • Катагенетические изменения пород и ОВ обусловлены действием ряда взаимосвязанных факторов , главными из которых являются температура (Т) и давление (Р). • А также зависят от длительности воздействия этих факторов – геологическое время. • Конкретные значения Т и Р, их изменения во многом определяются особенностями геологического развития осадочно-породного бассейна.

Стадии углефи Градации Значения Ro (%) -кации по Н. Б. Вассоевичу Б 1 - Стадии углефи Градации Значения Ro (%) -кации по Н. Б. Вассоевичу Б 1 - Б 3 ПК 1 - ПК 3 0, 25 -0, 50 Д, Г, Ж МК 1 - МК 3 0, 50 -1, 15 К МК 4 1, 15 -1, 60 ОС МК 5 1, 60 -2, 05 Т - ПА АК 1 - АК 2 более 2, 05 Значения отражательной способности витринита (ОСВ), градации катагенеза, марки КУ

 Геохимические методы (по керогену) Диаграмма Ван-Кревелена (Тиссо, Вельте, 1981) Ro TAI Диаграмма Ван-Кревелена Геохимические методы (по керогену) Диаграмма Ван-Кревелена (Тиссо, Вельте, 1981) Ro TAI Диаграмма Ван-Кревелена со значениями баллов термального Ro индекса изменения TAI и показателем отражения витринита (Peters, Moldovan, 1993)

 Биомаркерный анализ • ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТАДИИ КАТАГЕННОГО ПРЕОБРАЗОВАНИЯ ОВ ПОРОД, СТЕПЕНИ ЗРЕЛОСТИ НЕФТИ MPI-1 Биомаркерный анализ • ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТАДИИ КАТАГЕННОГО ПРЕОБРАЗОВАНИЯ ОВ ПОРОД, СТЕПЕНИ ЗРЕЛОСТИ НЕФТИ MPI-1 = 1, 5 [(2 -МР) + (3 -МР)] / [P + (1 -MP) + (9 -MP)] – метилфенантреновый индекс DNI =-log ((1. 8 -DMN) /(∑DMNs)) – диметилнафталиновый индекс (ТА 20+21) / (ТА 20+21+26+27+28); ТА 20 / ТА 28 (S+R) Порфирины Этио / ДФЭП

 Геохимические методы (по биомаркерам) Эпимеризация УВ Стераны ββ/(ββ+αα) катагенез С 29 αα С Геохимические методы (по биомаркерам) Эпимеризация УВ Стераны ββ/(ββ+αα) катагенез С 29 αα С 29 ββ для C 29 Биостеран Геостеран Тритерпаны катагенез βα/(αβ+βα) для C 30 С 30 βα С 30 αβ Моретан Геогопан Ароматизация циклоалкановых УВ Ароматические стероиды катагенез ТА 28/ (ТА 28+МА 29) МА С 29 ТА С 28

 Типы керогена • тип - высокие атомное отношения Н/C ≥ 1, 5 и Типы керогена • тип - высокие атомное отношения Н/C ≥ 1, 5 и низкие значения отношения О/C<0, 1. • Кероген обогащен алифатическими структурами, содержание полиароматических ядер и гетероатомных связей невелико, О находится главным образом в сложноэфирных (мостиковых R-O-R 1) связях. Связан с сапропелевым ОВ. • Кероген типа характерен для горючих сланцев. • тип - относительно высокие, но ниже, чем для типа, значения Н/C и низкие О/C. • Большее значение приобретают полиароматические ядра, карбоксильные (-СООН) и карбонильные (-С=О) группы, Насыщенные соединения - алкановые цепочки средней длины и нафтеновые циклы. S - в значительных концентрациях в гетероциклах, сульфидных связях. • Керогена типа связан с ОВ морского генезиса и является производным от смеси остатков фитопланктона, зоопланктона, бактерий и восков высших растений, накапливающейся в восстановительной обстановке. • тип - низкие значения отношения Н/C < 1, 0 и высокими О/C=0, 2 -0, 3. • В значительной степени сложен полиароматическими ядрами с кислородными кетонными и карбоксильными группами, но не содержит сложноэфирных групп. Алифатические структуры играют незначительную роль и представлены небольшим количеством длинных цепочек, унаследованных от восков высших растений. • Связан с гумусовым ОВ.

 тип керогена • тип - высокие атомное отношения Н/ C ≥ 1, 5 тип керогена • тип - высокие атомное отношения Н/ C ≥ 1, 5 и низкие значения отношения О/C<0, 1. • Кероген обогащен алифатическими структурами, содержание полиароматических ядер и гетероатомных связей невелико, О находится главным образом в сложноэфирных (мостиковых) связях. сложноэфирные связи (мостиковый О) алифатические цепи нафтеновые кольца ароматические кольца Гипотетическая формула керогена типа (Behar, 1987)

 тип керогена • тип - относительно высокие, но ниже, чем для типа, значения тип керогена • тип - относительно высокие, но ниже, чем для типа, значения Н/C = 1, 2 и низкие О/C = 0, 2. • Большее значение приобретают полиароматические ядра, карбоксильные и карбонильные группы, Насыщенные соединения - алкановые цепочки средней длины и нафтеновые циклы. S - в значительных концентрациях в гетероциклах, сульфидных связях. карбонильная группа эпоксидная группа полиароматические ядра гидроксильная группа Гипотетическая формула керогена типа (Behar, 1987)

 тип керогена (A. Behar and Vandenbroucke, 1987) • Кероген типа Н/С= 1, 25; тип керогена (A. Behar and Vandenbroucke, 1987) • Кероген типа Н/С= 1, 25; О/С=0, 09 Больший вклад сапропелевой составляющей

 тип керогена (A. Behar and Vandenbroucke, 1987) • Кероген типа Н/С= 0, 73; тип керогена (A. Behar and Vandenbroucke, 1987) • Кероген типа Н/С= 0, 73; О/С=0, 03 Больший вклад гумусовой составляющей – увеличивается количество конденсированных ароматических структур

 тип керогена • тип - низкие значения отношения Н/C < 1, 0 и тип керогена • тип - низкие значения отношения Н/C < 1, 0 и высокими О/C=0, 2 -0, 3. • В значительной степени сложен полиароматическими ядрами с кислородными карбонильными (-С=О) и карбоксильными (-СООН) группами, но не содержит сложноэфирных групп. Алифатические структуры играют незначительную роль и представлены небольшим количеством длинных цепочек, унаследованных от восков высших растений. полиароматические ядра карбоксильная группа карбонильная группа Гипотетическая формула керогена типа (Behar, 1987)

Границы главной зоны нефтеобразования (ГЗН) - «нефтяного окна» ГЗН, ГЗК. ГЗГ Главная зона нефтеобразования Границы главной зоны нефтеобразования (ГЗН) - «нефтяного окна» ГЗН, ГЗК. ГЗГ Главная зона нефтеобразования (ГЗН) – Мезокатагенез – градации МК 1 - МК 3 (температуры 60 -1800 С) Отражательная способность витринита – Ro= 0, 5 – 1, 15 % Главная зона конденсатообразования Г (ГЗК) З Н Мезокатагенез – градации МК 4 - МК 5 R°= 1, 17 – 1. 55 % ГЗК ГЗГ Главная зона газообразования (ГЗГ) Мезокатагенез – градации МК 5 - АК 1 Ro= 1, 55 – 2, 5% Образование газа предшествует, сопутствует и завершает нефтеобразование

 Границы главной зоны нефтеобразования • В настоящее время установлено, что характер распределения катагенетической Границы главной зоны нефтеобразования • В настоящее время установлено, что характер распределения катагенетической зональности и Т (палеотемператур) бассейна зависит от ряда факторов: • 1) общего геотектонического развития региона, • 2) строения разреза, • 3 ) характера геотермического и флюидодинамического режимов бассейна, • 4) генетического типа ОВ и др. • Так, в К z бассейнах относительно высокие Т и повышенные глубины кровли ГЗН связаны прежде всего с большими скоростями погружения и накопления осадков, вследствие чего сохраняются седиментационные воды, что способствует возникновению АВПД, которое в свою очередь тормозит ход катагенетических процессов. • Для керогена II типа границы значения ОС витринита (R°), по разным авторам, 0, 5 -1, 0; 0, 5 -1, 15; 0, 5 -1, 2; 0, 6 -1, 3 % (нижняя граница варьирует). • Значения LOM - 7— 11 , • TAI - 2, 5 -3, 5. • Tmax пиролиза 435 -460°С. • TТI – 16 -160

 Пиролитический метод исследования Сопоставление значений Тmax , ОС витринита, индекса продуктивности (PI) и Пиролитический метод исследования Сопоставление значений Тmax , ОС витринита, индекса продуктивности (PI) и показателя термического превращения (TAI) со стадиями катагенеза (Эспиталье, 1995) Параметры диагенез мезокатагенез апокатагенез протокатагенез Незрелое ОВ ГЗН Генерация конденсата жир. газа сухих газов Тmax, 0 С <430 430 -475 457 -475 465 -530 530 -650 Rо , % 0. 3 -0. 5 0. 5 -1. 35 1. 15 -1. 5 -2. 0 -3. 0 PI=[S 1/S 1+S 2] <0. 1 0. 1 -0. 4 >0. 4 TAI, балл 1 -1. 5 1. 5 -3 3 -3. 5 3. 5 -4 4 -5

 Процесс преобразования ОВ в катагенезе • Мезокатагенез (МК 1 -5) • Изменения, происходящие Процесс преобразования ОВ в катагенезе • Мезокатагенез (МК 1 -5) • Изменения, происходящие в составе и структуре РОВ в ПК, как бы подготавливают кероген к перестройке и интенсивной генерации УВ в МК. • В зоне МК происходит перестройка структуры керогена , сопровождающаяся новообразованием битумоидных компонентов и прежде всего УВ. • Ход этих преобразований для различных генетических типов РОВ несколько отличается.

 Образование УВ флюидов в зоне катагенеза • В ходе катагенетического преобразования ОВ любого Образование УВ флюидов в зоне катагенеза • В ходе катагенетического преобразования ОВ любого типа происходит направленное (постадийное) снижение начального потенциала ОВ, сопровождаемое генерацией жидких и газообразных продуктов, прежде всего УВ. • Этап интенсивного новообразования жидких УВ, проявляющийся на градациях MK 1 -МК 3 , — главная фаза нефтеобразования, или «нефтяное окно» , — фиксируется в бассейнах разного типа и возраста на разных глубинах и определяется особенностями развития конкретного региона. • Газообразование — более распространенный процесс, процесс генерации газов с разной интенсивностью имеет место от диагенеза до метагенеза. • Горючие полезные ископаемые и прежде всего нефть, по выражению Н. Б. Вассоевича, «детище литогенеза» .

 Нефтегазоматеринские породы • Итогом геохимических исследований ОВ является выделение нефтегазоматеринских пород и оценка Нефтегазоматеринские породы • Итогом геохимических исследований ОВ является выделение нефтегазоматеринских пород и оценка их генерационного потенциала. • Важнейшими критериями выделения НГМП являются: • количество ОВ (Сорг. ); • качественный состав ОВ (сапропелевое или смешанное - существенно сапропелевое); • степень катагенетической превращенности пород и ОВ;

 • НГМ-свита — парагенетическая ассоциация обогащенных автохтонным ОВ пород, рождающая в процессе литогенетической • НГМ-свита — парагенетическая ассоциация обогащенных автохтонным ОВ пород, рождающая в процессе литогенетической эволюции УВ, способные к аккумуляции • Неотъемлемым свойством НГМ породы должна быть способность рождать и отдавать УВ, в том числе, и жидкие (микронефть).

 Количество ОВ (Сорг) • НГМ породы, содержащие сапропелевое и/или существенно сапропелевое ОВ, по Количество ОВ (Сорг) • НГМ породы, содержащие сапропелевое и/или существенно сапропелевое ОВ, по концентрациям в них Сорг поделены на следующие группы (вес. %): • 1) породы со сверхрассеянной формой ОВ (Сорг < 0, 1); • 2) субдоманикоидные (0, 1 -0, 5); • 3) доманикоидные (0, 5 -5, 0); • 4) доманикитные (5, 0 -25, 0). • 5) собственно сапропелиты, Сорг > 25 % • К НГМ (точнее — к микро. НГМ, т. е. отдающими микронефть) по концентрации Сорг относятся породы всех вышеперечисленных групп, кроме первой. • Граница доманикоидов и доманикитов проходит при Сорг=5 вес. %. Близко к медианному и среднеарифметическому значениям Сорг в стратотипических разрезах доманиковой формации D 3 – север Русской плиты (по сотням определений). • Доманиковая формация состоит из доманикитов (Copr > 5 -22%, с модой 7 -9%) и из доманикоидов (Сорг = 0, 55%, с модой 0, 8 -1, 5 %). Субдоманикоиды (Сорг = 0, 1 -0, 5%) крайне редки, породы со сверхрассеянной формой не встречаются. • На рубеже субдоманикоидных и доманикоидных пород (0, 5%) отмечается смена свойств и особенностей пород — как правило, сероцветные породы переходят в темноцветные (коричневые и черные).

 Литологический состав НГМ пород • В фациальном профиле осадочных пород — от конгломератов Литологический состав НГМ пород • В фациальном профиле осадочных пород — от конгломератов до глин (аргиллитов), и глинисто-карбонатных пород концентрация автохтонного ОВ находится в прямой зависимости от количества глинистой (пелитовой) примеси. • Наиболее благоприятны отложения пелитовой структуры – глины (аргиллиты), глинистые алевролиты. • В ряду карбонатных - глинистые карбонаты - мергели - карбонатные аргиллиты последние члены по концентрации ОВ не уступают чисто глинистым породам, а нередко превосходят их. • Для этих пород существенную роль играет петрографический тип карбонатной составляющей, определяемый фациальной принадлежностью породы: наивысшие концентрации ОВ приурочены к хемогенным и фитогенным (водорослевым) карбонатам. Минералогический состав может быть как кальцитовый , так и доломитовый и смешанный. • Обогащенные сапропелевым ОВ нередко бывают и кремнистые породы , в особенности их глинистые разности (глинистые силициты). • Такие породы слагают, например, пиленгскую свиту ( миоцен) Сахалина, встречаются в баженовской свите ( J 3 ) Западной Сибири, доманиковой свите ( D 3 ) Русской плиты, куонамской свите (S 1 -2) Сибирской платформы и в других формациях.

 Нефтегазоматеринские свиты (до. Pz-Pz 1 -2) Качество ОВ • Классификация пород по признаку Нефтегазоматеринские свиты (до. Pz-Pz 1 -2) Качество ОВ • Классификация пород по признаку концентрации Сорг и все их свойства относятся исключительно к объектам, содержащим сапропелевое и/или существенно сапропелевое ОВ, биоценотически представленное планктонными водорослями (альгинит) и/или зоосоставляющей (хитинит), иногда с небольшой примесью бентосных водорослей (псевдовитринит). • Такие объекты представляют НГМ-свиты, сформированные в эпохи, когда не существовало высшей наземной флоры и накапливающееся в бассейнах ОВ было гарантировано от примесей компонентов, аллохтонных по отношению к самому бассейну. • • Подобные НГМ-свиты наиболее характерны для бассейнов древних платформ и их краевых частей. • ОВ осадочных пород чаще всего формировалось за счет ограниченного числа групп организмов.

 Классификация типов материнской породы Pepper and Corvi (1995, MPG) А – тип II Классификация типов материнской породы Pepper and Corvi (1995, MPG) А – тип II S; В – тип II ; С - тип I ; D, E – тип III H; F – III-IV

Оценка нефтематеринских свойств пород (CPI) I Оценка нефтематеринских свойств пород (CPI) I

 Нефтематеринский потенциал –Пнм • Пнм – это количественный или полуколическтвенный критерий, позволяющий судить Нефтематеринский потенциал –Пнм • Пнм – это количественный или полуколическтвенный критерий, позволяющий судить о масштабах возможной генерации НМ-породой микронефти – нефти. • Он определяется качеством и количеством содержащегося в ней ОВ. • Разделяют понятия потенциал ОВ (Пнм) и потенциал породы Ппнм. • 1. Породы могут содержать «благородный» алиновый тип ОВ, но его содержание в породе будет невелико. • 2. Иной случай, порода богата ОВ арконового состава, обладающим ничтожным Пнм. • 3. Мощная глинистая НМ-толща обладает богатейшим Пнм и П п нм, но геологические условия неблагоприятны для эмиграции микронефти. Пнм остается нереализованным. • Реализация Пнм охватывает восходящий этап процесса нефтеобразования (стадии диа- и катагенеза), этап «зрелости» (градации МК 1 , МК 2 , МК 3 ) и этап нисходящий (вторая половина мезокатагенеза).