УВ связей (82,6-117ккал/моль), которые должны быть реализованы при распаде УВ и требуют исключительно высоких уровней зрелости.
Свидетельством резко повышенной термальной стабильности УВ С15+высш. по сравнению с существующей нефтегеохимической парадигмой являются многочисленные органогеохимические данные, которые демонстрируют наличие высоких концентраций автохтонных УВ С15+высш. и битумоидов в глубоко погруженных породах при R0=1,35-5,0%, умеренных и низких их содержаний в породах при R0=5,0-7,0%.
Отчасти причиной противоречия между реальной термальной стабильностью УВ С15+высш. и обычно принимаемой нефтегеохимической парадигмой являются параметры, контролирующие катагенез органического вещества (ОВ). Последний определяется всеми реакциями, включая генерацию, созревание и термальную деструкцию метана и его гомологов, битумоидов, а также созревание керогена. В современной нефтегеохимической теории метаморфизм ОВ гипотетически представлен параллельными сериями реакций
первого порядка и, таким образом, контролируется прежде всего температурой и геологическим временем.
Огромное количество органогеохимических данных наводит на мысль, однако, что эти реакции не являются реакциями первого порядка, а описываются кинетическими законами более высоких порядков. Поэтому геологическое время играет минимальную роль в катагенезе ОВ. Это положение было учтено нами еще в 1982-1988 г.г. [2, 3], когда при выводе формул комплексных показателей осадочно-породных бассейнов - экспоненциальной геохронотермы (ЭГХТ) Еτ, экспоненциального хронобарического градиента (ЭХБГ) Ев и экспоненциального хронолитобарического градиента (ЭХЛБГ) Е*
в. - геологическое время (млн. лет) использовалось в логарифмическом масштабе.
Возможные, еще окончательно не понятые, но важные параметры, контролирующие метаморфизм ОВ, были изучены геохимиками в последнее время:
1. Отсутствие или присутствие воды в системе. Термальная деструкция УВ С15+высш. существенно усиливается в безводных системах и существенно тормозится в водонасыщенных системах.
2. Нарастание давления флюидов. Давление сильно угнетает процесс метаморфизма ОВ, включая генерацию и термальную деструкцию УВ С15+высш..
3. Уход продукта из мест реакций. Слабая утечка продуктов реакций в закрытых системах тормозит метаморфизм ОВ, а сильная утечка продуктов в открытых системах повышает уровень метаморфизма ОВ.
4. Нарастание температуры. Рассматривается как главный механизм реакций метаморфизма ОВ в согласии с современной нефтегазогеохимической парадигмой.
сожалению, геохимики США, Канады, Франции, Британии, Австралии, Скандинавии, Китая не учитывают роль динамики тектонических процессов, которая может определять эволюцию осадочно-породных бассейнов, когда имеет значение не столько дополнительный привнос энергии, сколько снижение энергетических барьеров химических превращений и массопереноса. Тектонодинамическое возбуждение системы порода-флюид достигается влиянием ударной волны, деформации сдвига, сейсмической вибрации, вариаций электромагнитного поля и делатансии. В результате, резко активизируются катагенетические преобразования ОВ осадочных пород, нефтей, газов и пластовых вод. Для количественной оценки влияния динамокатагенеза предложен его условный показатель (УПДК) Д, который зависит от соотношения ОСВ и ЭГХТ [3,4]:
0,9 R0 / Eτ 0,05 0,20 0,60 1,0 1,4 1,6 1,8 2,0
Д, усл. ед. 0,18 0,25 0,55 1,0 1,8 2,4 3,0 3,7
Тип ОВ осадочных пород, по мнению Л.С. Прайса, играет доминирующую и пока недооцененную роль в генерации УВ. Различные типы ОВ имеют различные распределения структурных связей и, таким образом, различные энергии активации, что требует существенно различных температур для генерации УВ. Роль этих различий недооценивается. До сих пор нефтегазовые геохимики выступают с разными точками зрения по поводу эффекта типа ОВ осадочных пород.
Обогащенный серой морской тип II-S имеет ослабленные серосодержащие структуры и начинает выделять УВ (часто очень тяжелую сернистую нефть) первым при R0 = 0,4%. Он сохраняет существенный углеводородный генерационный потенциал до высоких уровней созревания, а качество нефти улучшается с ростом ОСВ. Тип III имеет кислородсодержащие структуры, некоторые из которых сравнительно слабы, и
начинает генерацию УВ следующим при R0 = 0,6%, а теряет углеводородный генерационный потенциал при R0 = 2,0%. Типы I и II характеризуются сравнительно сильными структурными связями и генерируют УВ последними. При этом чем выше начальное водородное содержание их керогена, тем выше температура погружения, необходимая для генерации УВ (Л.С. Прайс, 1988, 1991). Последнее заключение контрастирует с моделями, представленными Б.П. Тиссо и др. (1987), согласно которым тип II начинает генерацию УВ прежде типа III.П. К. Уингерер (1990) также предполагает, что тип II выделяет УВ прежде типа I, который опережает тип III. Эти генерационные модели являются производными кинетики метода Rock-Eval, в котором термальная
деградация керогена происходит в открытых, с низким давлением, обезвоженных системах. Поэтому существенное количество продуктов реакций являются химическими артефактами, необнаруженными в природе. Напротив, природная генерация УВ имеет место в системах с высоким давлением, водонасыщенных, закрытых.
Эксперименты по водородному пиролизу (В.Н. Льюэн, 1983, 1985, 1993) и влажному пиролизу, (Л.С. Прайс и Ф.С. Венжер, 1991) проводившиеся в закрытых, водонасыщенных системах под высоким давлением, дали продукты почти идентичные природным. Поэтому данная экспериментальная техника лучше описывает природный метаморфизм ОВ, чем пиролиз по методу Rock-Eval. Исследованию были подвергнуты 6 образцов горных пород, содержащих различные типы ОВ (табл. 1) [9].
Таблица 1
Характеристика образцов пород, исследованных по методу влажного пиролиза
Результаты этих экспериментов показали отличную от Rock-Eval схему кинетики реакций для различных типов ОВ. Установлено, что для начала главной стадии генерации УВ, обогащенное водородом ОВ требует более высоких температур, чем бедное водородом ОВ. Эти различия, вероятно, обусловлены более высокой энергией активации обогащенного водородом ОВ по сравнению с ОВ, обедненным водородом. В малосернистом, обогащенном водородом ОВ энергия активации увеличивается с ростом начального водородного содержания керогена.
Дифференциация в кинетике реакций между различными типами ОВ демонстрируется также данными по глубоким скважинам. В этих скважинах отмечено прогрессирующее созревание ОВ с глубиной в мощных разрезах пород, содержащих ОВ III типа. Кероген теряет весь углеводородный генерационный потенциал при R0 = 2,0%. С дальнейшим ростом глубины и переходом к породам, которые отлагались в других условиях и
содержат более обогащенное водородом ОВ, водородный индекс возрастает до умеренных величин. Иначе прогрессирует созревание ОВ в породах сверхглубокой скважины Фоестер-1 (Л.С. Прайс и Д.Л. Клейтон, 1990).
Здесь вариация индексов зрелости после постоянного нарастания с глубиной в разрезе, содержащем III тип ОВ, вдруг возвращается к более незрелым величинам в более глубоких породах, содержащих обогащенное водородом ОВ. Двойные зоны генерации ОВ были отмечены в некоторых глубоких скважинах Западной Сибири, Венгрии и США (А.Э. Конторович и А.А. Трофимук, 1976; К.Р. Саджго, 1980; Л.С. Прайс и Д.Л. Клейтон, 1990). Верхняя зона содержит III тип ОВ, нижняя зона - II тип ОВ, последний характеризуется
умеренными значениями водородного индекса - значительно ниже уровня R0 = 2,0%.
Детальная нефтегазовая геохимия высокозрелых пород, поднятых с глубин 6700-9145 м [5-9], свидетельствует, что умеренные и даже высокие концентрации битумоидов С15+высш. и УВ С15+высш. могут сохраняться на высоких уровнях ОСВ (R0 = 2,0-7,0%). Это еще раз подтверждают данные сверхглубокой скважины Шеврон Р.Г. Джакобс-1, Голиад Каунти, Техас. Палеогеновые породы на глубинах менее 4270 м содержат III тип ОВ и характеризуются нарастанием концентраций битумоидов С15+высш. с уровня R0 = 0,6% до максимума при R0 = 0,9%, а затем их снижением на более высоких уровнях зрелости ОВ. При R0 = 2,0% палеогеновые породы уже теряют генерационную способность. В нижнемеловое время условия осадконакопления сильно отличались от таковых в палеогене из-за образования морского типа ОВ (II тип).
Повышенные значения водородного индекса (HI = 200-370) соответствуют R0 = 1,7-3,0% и были получены после 48 часовой экстракции образцов в аппарате Сокслета (до применения метода Rock-Eval). Они представляют местный углеводородный генерационный потенциал и не подтверждают гипотезу о термальной деструкции УВ С15+высш. на уровне R0 = 1,35%. Кроме того, на глубинах 6400-7600 м были отобраны образцы
низкопористых, низкопроницаемых карбонатных пород, покрытые пятнами тяжелой нефти. Эти нефтяные пятна обусловили высокий битумоидный коэффициент в породах при R0=4,25 - 6,5% в условиях пластовых температур 250-296 0С и представляют неопровержимое свидетельство термальной стабильности УВ С15+высш.
при экстремальных уровнях зрелости в закрытых природных системах с АВПД [9]. Аналогичные примеры по сверхглубоким скважинам Фоестер-1, Ральф Лоув-1, Берта Роджерс-1 приведены в табл. 2.
Представляет большой интерес корреляция концентраций УВ С15+высш. с величинами комплексных показателей, характеризующих геотермические, литобарические и тектонодинамические условия горизонтов на больших глубинах. Для этой цели нами использованы 7 объектов по разрезу скв. Фоестер-1, 6 объектов скв.
Ральф Лоув-1, 8 объектов Джакобс-1 и 10 объектов скв. Берта Роджерс-1. Глубины залегания объектов составляют 4660-9420 м. Содержание УВ С15+высш. изменяется в пределах 8-127 мг/г Сорг. Методом наименьших квадратов было получено уравнение множественной корреляции:15 .*15. lg высш 3,75 1,46 0,56 В 0,06 0,17lg высш УВС Е Е Д УВС + + = − + + ± τ (1)
Для 31 объекта величина совокупного коэффициента корреляции оказалась достаточно высокой: rs =
0,76. Частные коэффициенты 2-го порядка равны: УВС высш Еτ r 15+ ., = - 0,64; *
УВС15 высш., ЕВ r+ = + 0,55; УВС высш Д r 15+ ., = +0,07.
Таким образом, факторы хронолитобарического коэффициента и динамокатагенеза способствуют накоплению УВ С15+высш. на месте генерации, а фактор геохронотермы тормозит этот процесс, по-видимому, за счет частичной их эмиграции при повышении напряженности геотермической обстановки.
Аналогичным образом были рассмотрены и условия генерации битумоидов по 21 объекту скважин Ральф Лоув-1, Джакобс-1, Берта Роджерс-1 в интервале 6401-9420 м. Концентрации битумоидов варьируют в пределах 48-3630 мг/кг породы. Корреляционное уравнение имеет вид: 15. *15. lg 7,84 0,57 0,43 0,23 0,14 lg высш В высш УВС Е Е Д УВС + + = − − − ± τ (2)
Для этой выборки совокупный коэффициент корреляции rs=0,95, т.е. теснота связей переменных исключительно высока.Частные коэффициенты корреляции 2-го порядка равны: УВС высш Еτ r 15+ ., =- 0,84;
*
УВС15 высш., ЕВ r
+
=- 0,86; УВС высш Д r 15+ ., = - 0,51.
Следовательно, для глубин свыше 6,4 км учет выхода битумоидов С15+высш. в мг/кг осадочных пород более предпочтителен. Все использованные факторы характеризуются отрицательными значениями коэффициентов корреляции 2-го порядка, т.е. они стимулируют первичную миграцию битумоидов.
Определим эмиграционный потенциал битумоидов (Sэм, кг/т породы) по методике, изложенной в [4]. Для реконструкции начальных содержаний битумоидов (q0, мг/кг породы) используем формулу:
эм К
q q
−
=
0 1 , (3)
где q - остаточное содержание битумоидов С15+высш., кг/т породы; Кэм - коэффициент эмиграции битумоидов С15+высш., зависящий от типа керогена, литологических особенностей вмещающих пород и величины ОСВ.
Для отложений доманикоидного типа нами по данным [1,9] построен приближенный график
зависимости Кэм от значений R0 ,% (рисунок 1)
Эмиграционные потери битумоидов Δ q определялись по разности начальных и остаточных
концентраций, т.е.
Δ q = q − q 0. (4)
В связи с установленной нами доминирующей ролью фактора динамокатагенеза при
нефтегазообразовании и нефтегазонакоплении [4] можно предположить, что эмиграция битумоидов С15+высш. с
ростом УПДК увеличивается по закону арифметической прогрессии от 0 в кровле зоны нефтеобразования (где Дк ~ 0,3) до Δ q в любом нижележащем интервале этой зоны. Тогда сумма эмиграционных потерь (Sэм) составит:
S n q / 2 эм = Δ, (5)
где n = (Дi - Дk)/0,05.
Результаты этих расчетов для наиболее характерных объектов сверхглубоких скважин Фоестер, Ральф
Лоув, Джакобс и Берта Роджерс представлены в таблице 2. Величина эмиграционного потенциала битумоидов доманикоидных пород данных скважин на глубинах 5240-8640 м может составить 30,4-462,8 кг на тонну породы. Реализация хотя бы части миграционного потенциала породами вероятна при движении блоков земной коры, когда закрытые природные системы с АВПД могут вскрываться трещинами и посылать порции битумоидов в русло первичной миграции УВ в составе ретроградных газонефтяных растворов. По данным 25 бъектов скважин Фоестер, Ральф Лоув, Джакобс и Берта Роджерс получено корреляционное уравнение зависимости величины эмиграционного потенциала битумоидов от значений комплексных показателей ЭГХТ, ЭХЛБГ и УПДК:
эм В эм lg S = 0,56 Е + 0,25 Е * + 0,07 Д − 1,58 ± 0,2 lg S τ (6)
Совокупный коэффициент корреляции достаточно высок - rs=0,86.
Частные коэффициенты корреляции 2-го порядка равны: Sэм Еτ r, = + 0,26; Sэм, ЕВ* r = + 0,24; Sэм Д r, = +
0,05.
Они свидетельствуют, что величина эмиграционного потенциала битумоидов в доманикоидных породах определяется положительным влиянием всех рассмотренных параметров, учитывающих особенности геотермического, литобарического и тектонодинамического режимов развития глубоких частей осадочно-породных бассейнов. На территории России на глубинах 6-8 км доманикоидные породы могут быть вскрыты в Вилюйской гемисинеклизе, в Прикапийской впадине, на Скифской
платформе и в Западно-Кубанском прогибе.
На рубеже раннего и среднего кембрия (ленский и амгинский века) на востоке и севере Сибирской платформы наряду с известняками и доломитами образовались сапропелевые и сапропелитовые глинистые илы, называемые отложениями куонамского типа. Средневзвешенные содержания Сорг в отложениях куонамской свиты в пределах Вилюйской гемисинеклизы оцениваются в 1,5% (Н.А. Евтушенко и др., 1981). В раннем
силуре в морском бассейне накапливались граптолитовые илы, характеризовавшиеся концентрациями Сорг до 3,0%. По данным А.А. Ярошенко и др. (1985) в пределах Средневилюйской площади куонамская свита может залегать на глубине около 7,7 км, а граптолитовые сланцы нижнего силура - около 6 км. Вероятные значения пластовых температур составляют 250-220 0С, а литостатических давлений - 186-141 МПа. Вилюйская синеклиза относится к III Д типу умеренной тектонодинамической возбужденности, т.е. определение УПДК можно проводить по уравнению [4]:
Д = 0,10Н + 0,12 ± 0,15Д. (7)
Соответственно примем: Д = 0,9 и 0,75.
По методике, изложенной в [2,3], были найдены величины ЭГХТ (4,82 и 3,79) и ЭХЛБГ (4,82 и 3,47).
Подставив в формулу (6) значения Еτ, Е*
В и Д, получим прогнозные величины эмиграционного потенциала:
эм.∈1−2 S = 243,8 кг/т породы и эм.S1 S = 29,0 кг/т породы.
В Прикаспийской впадине доманикоидные породы нижнефранского подъяруса верхнего девона могут быть вскрыты на глубинах 6,0-6,6 км при температурах 160-180 0С и литостатических давлениях 141-157 МПа.
Этот регион относится к II Д типу слабой тектонодинамической возбужденности, Д = 0,06 Н + 0,18 ± 0,12 Д [4].
Соответственно, Д = 0,60-0,65, Еτ = 2,56-2,89, Е*
В = 3,57-4,13. Прогнозные величины эмиграционного
потенциала эм.Р3 S = 6,2-13,1 кг/т породы.
В Восточном Предкавказье на глубинах 5-6 км также могут существовать доманикоидные породы верхнего девона. При средних значениях комплексных показателей Еτ = 2,89, Е*
В = 3,28, Д = 0,77 прогнозная величина эмиграционного потенциала эм.D3 S может оцениваться 8,2 кг/т породы.
Рис. 1.Зависимость между отражательной способностью витринита (R0) и коэффициентом эмиграции (Кэм) битумоидов С15+высш. для отложений доманикоидного типа В Западном Предкавказье широко известна кумская свита верхнего эоцена. Мощность битуминозных
мергелей в среднем составляет 80 м, а содержание Сорг до 3,6-6,1% [1]. В приосевой части Западно-Кубанского прогиба (I Д тип) глубина залегания свиты около 6,5 км. ЭГХТ = 2,1 , УПДК = 0,44, ЭХЛБГ = 7,40.
Следовательно, эм.Р2 S Sэм=30 кг/т породы. Эта величина весьма близка к значению эмиграционного потенциала микронефти Пэм = 28,8 кг/т пород, который определялся ранее на основе водородного индекса [4].
Таким образом, с позиций органической геохимии в указанных регионах можно ожидать открытия промышленных скоплений нефти на больших глубинах.
ЛИТЕРАТУРА
1. Нефтегазообразование в отложениях доманикового типа / С.Г. Неручев, Е.А. Рогозина, И.А. Зеличенко
и др. Л.: Недра, 1986. 247с.
2. Резников А.Н. Хронобаротермические условия размещения углево-дородных скоплений //Сов.
геология, 1982. № 6. с. 17-30.
3. Резников А.Н. Прогноз фазового состояния углеводородных скоплений на больших глубинах по
хронобаротермическим критериям // Сов. геология.1988. № 5. с. 34-43
4. Резников А.Н. Новый метод оценки перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа // Геология
нефти и газа, 1998. № 3. С. 9-21.
5. Price L.C., Clayton J.L., and Rumen L.L. Organic geochemistry of a 6,90 kilomites-deep well, Hinds Country,
Mississippi: Transactions Ynef Coast 6. Geolodgical Society, 1979, v. 29, p. 352-370.
7. Price L.C. Organic geochemistry of a 9,6 km Bertha Rogers-1, Oklahoma: Journal of organic Geochemistry,
1981, v. 3, p. 59-77.
8. Price L.C. Organic geochemistry of 300 °С, 7 km core samples, South Texas: Chemical Geology, 1982, v. 37,
p. 205-214.
9. Price L.C. Organic geochemistry (and causes there of) of high-rank rocks from the Ralf Lowe-1 and other
wellbores: U.S. Geological Survey Open - Fill Report 91-307, 1988, 55p.
9. Price L.C. Minimum the smal stability levels and controlling parameters of methane, as determined by C15+
hydrocarbon thermal stabilities: U.S. Geological Survey Bulletin 2146, 1997, p. 139-176.
Автор: А.Н. Резников, А.А. Ярошенко, Н.В. Скиба
