Нефтематеринские породы

Нефтематеринские породы (нефтегазоматеринские) - материнские породы, содержащие рассеянные и концентрированные органические вещества, способные при благоприятных геохимических и термодинамических условиях «рождать» нефтегазовые углеводороды.
Это осадочные породы, способные при определенных геологических условиях выделять свободные углеводородные флюиды, образованные в процессе диа- и катагенетических преобразований заключенного в них рассеянного органического вещества.
Нефтегазоматеринские (НГМП) отличаются концентрацией органического вещества (OB) и геохимическими условиями формирования.
По доминирующему типу OB породы подразделяют на:

• нефтематеринские (НМП), содержащие OB преимущественно сапропелевого и гумусово-сапропелевого типов;
• газоматеринские (ГМП) с сапропелево-гумусовым и гумусовым OB.

Главные признаки НГМП:

• формирование в субаквальных условиях;
• восстановительные обстановки в диагенезе;
• литология - в основном глинистые породы, темного цвета, тип: аргиллиты, глинистые карбонаты, мергели, доломиты;
• содержание органического углерода не более 20%.

Породы с содержанием OB до 0,2%, сформировавшиеся в окислительных и субокислительных условиях седименто- и диагенеза, не являются НГМП.



Литологический спектр горных пород, слагающих нефтематеринские породы, достаточно широк.
Наиболее типичными нефтематеринскими породами являются глины, содержащие рассеянное органическое вещество, и, по сравнению с другими осадочными породами, имеющие наиболее широкое распространение в земной коре.
К нефтематеринским породам относятся также карбонатные, реже песчано-алевритовые породы, которые в процессе погружения достигают верхней половины зоны мезокатагенеза, где вступает в силу главный фактор нефтеобразования – длительный прогрев органического вещества при температуре от 50° C и выше.
НГМП - это, как правило, не 1 свита сравнительно однородных, глинистых или карбонатных отложений, а 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.
Продуктивность НГМП:

• Малопродуктивные - почти все литологические типы пород слабовосстановительных и восстановительных геохимических фаций (фация -элементарная неделимая географическая единица, то есть однородный комплекс);
• Высокопродуктивные - глинистые, глинисто-карбонатные и карбонатно-глинистые породы восстановительных геохимических фаций;
• Газоматеринские - глинистые, алеврито-глинистые и глинисто-алевритовые породы слабовосстановительных и восстановительных фаций.

Для того, чтобы породу можно было считать элементом нефтегазоматеринской свиты, она должна генерировать и отдавать углеводороды, в том числе и жидкие (микронефть).
НГМП считается нефтегазоносной в промышленных масштабах, когда содержание Сорг составляет не менее 1 млн т/км².

Сорг - общее содержание органического углерода в породе.

В одинаковых условиях сапропелевое OB генерирует в 2-3 раза больше жидких углеводородов, чем гумусовое, преимущественно генерирующее метан и его низшие гомологи.

Нижний предел концентрации Сорг в породе, с которого начинается отдача углеводородов (в случае сапропелевого и/или существенно сапропелевого органического вещества, является значение 0,1 % на породу – при средних градациях катагенеза.

С позиций нефтематеринских свойств по концентрациям в породах Сорг (по восходящей, вес. %) выделяют породы:

• со сверхрассеяной формой органического вещества (Сорг< 0,1);
• субдоманикоидные породы (0,1-0,5);
• доманикоидные породы (0,5-5,0);
• доманикитные породы (5,0-25,0);
• собственно сапропелиты, где Сорг > 25% (органическое вещество по объему
• заведомо превышает 50 % и является преобладающим породообразующим элементом).

К нефтегазоматеринским (точнее – к микронефтегазоматеринским, т.е. отдающим микронефть) по критерию концентрации Сорг относятся породы всех вышеперечисленных групп, кроме первой (со сверхрассеянной формой).

По степени реализации генерационных и эмиграционных возможностей выделяют:

• потенциально НГМП (где генерация углеводородов не сопровождается значительной эмиграцией), нефтеобразование еще не производилось, не созданы благоприятные условия для нефтеобразования, не реализованы возможности по генерации нефти;
• нефтегазопроизводящие НГМП (генерация и значительная эмиграция флюидов), в настоящее время продуцируют нефть, имеют повышенное содержание битумоидов или микронефти;
• нефтегазопроизводившие НГМП (генерационные и эмиграционные возможности исчерпаны).

Реализация генерационных способностей сапропелевого OB и эмиграция нефтеподобных флюидов из НГМП завершается при более мягких термобарических условиях, чем процесс генерации газообразных углеводородов в гумусовом OB.
Признаками вступления пород в главную зону нефтеобразования (стадия мезокатагенеза при температуре от 60-80°С до 160-170°С) служат:

• появление в них следов отделения от генерирующего OB и перераспределение в поровом пространстве НГМТ битумоидов;
• разброс значений битумоидных коэффициентов;
• повышение верхнего предела их величины;
• сдвиг в составе битумоидов в сторону усиления сходства с нефтью и другие признаки.

Показателями активности генерационных и эмиграционных процессов в НГМП являются также катагенетические трансформации состава OB и его керогеновой части.

Количество выделившихся из объемной единицы НГМП нефтегазовых флюидов определяется типом, количеством, составом, глубиной и направленностью преобразования заключенного в них OB.
В условиях главной зоны нефтеобразования выделяется жидких углеводородов:

• из нефтематеринских пород до 200 кг/т OB;
• из газоматеринских - на порядок меньше.

По удельной продуктивности жидких углеводородов НГМП делятся на:

• очень бедные - до 50 г/м³;
• бедные - до 100 г/м³;
• средние - до 250 г/м³;
• богатые - до 500 г/м³;
• очень богатые - до 2500 г/м³;
• уникальные - до 20 000 г/м³.

Согласно теории И. Губкина, формирование толщ пород (НГМП или НГМ свит), продуцирующих нефтяные УВ, происходит в зонах глубоких депрессий, где осадки сапропелитового характера, погружаясь на значительную глубину, попадают в особые условия температуры и давления, а процессы разложения органического вещества происходят в особо благоприятных условиях для возникновения диффузионно рассеянной нефти.

Образовавшаяся нефть концентрируется в определенных местах, улавливаясь в различных тектонических структурах.