ПОНЯТИЕ О КЕРОГЕНАХ

Кероген – это геополимер, образовавшийся на стадии диагенеза. Это часть ОВ, нерастворимая в органических растворителях. Деструкция керогена в катагенезе приводит к образованию нефтяных флюидов.

Тип I представляет собой кероген с высоким начальным атомным отношением Н/С ( ≥1,5) и низким значением отношения О/С (<0,1). Он состоит в значительной части из липидного материала и, в частности, обогащен алифатическими цепями. Содержание полиароматических ядер и гетероатомов невелико. Кислород присутствует в основном в сложноэфирных группах. Этот тип керогена отвечает осадкам, ОВ которых было продуцировано водорослевым материалом, например, озерные отложения, формирование которых связано с жизнедеятельностью водорослей Botryococcus или соответствующие им морские образования. Вторым источником керогена типа I является ОВ сильно переработанное микроорганизмами. Кероген в этом случае представляет собой производное смеси измененных и собственно микробных липидов. Кероген типа I менее распространен по сравнению с другими типами, но обладает наибольшим нефте- и газогенерационным потенциалом.

Кероген типа II имеет в своем составе больше ароматических и циклических нафтеновых структур, а также кислорода, который, в отличие от керогена I типа, сконцентрирован не только в сложноэфирных, но и в кетонных группах. Величина отношения Н/С и нефтегенерационный потенциал у него ниже, чем в случае типа I, но еще весьма велики. Его происхождение обычно связано с ОВ морских садков, отложившихся в восстановительной обстановке. Для керогена этого типа характерно относительно высокое содержание серы. Большая часть нефтематеринских пород содержит кероген типа II.

Кероген типа III происходит от наземных растений и включает в себя главным образом конденсированные полиароматические и кислородсодержащие группы. Алифатические звенья играют незначительную роль. Он характеризуется низкими значениями Н/С и невысоким нефтегенерационным потенциалом, хотя на больших глубинах этот кероген способен генерировать большое количество газа. Величина отношения О/С выше, чем у керогена типов I и II, причем кислород в основном присутствует в некарбонильных группах. Отсутствуют сложноэфирные группировки

ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ УВ НА ПЛАНЕТЕ ЗЕМЛЯ

Выделяются следующие виды зональности по фазовому состоянию УВ: глубинная вертикальная, геоструктурная и литолого-фациальная.

Глубинная зональность размещения генетических зон генерации и аккумуляции УВ в различном фазовом состоянии (нефть и газ) наблюдается во многих нефтегазоносных провинциях нашей планеты. Однако глубины размещения в разрезе зон генерации и аккумуляции преимущественно нефти и газа в различных геологических условиях неодинаковы и имеют многосторонние связи и зависимости. Поэтому при прогнозировании зон развития процессов генерации УВ в различном фазовом состоянии в исследуемой части разреза недопустимо на основании лишь температурного фактора пытаться определить (по геотермическому градиенту) значение глубин погружения потенциально нефтегазоматеринских отложений, при которых они становятся нефтегазопродуцирующими.

Геоструктурная зональность. В некоторых нефтегазоносных провинциях существует геоструктурная зональность в размещении скоплений УВ в различном фазовом состоянии, которая выражается в том, что зоны нефте- и газонакопления бывают приурочены соответственно к определенным частям крупных геоструктурных элементов платформенных, переходных и складчатых территорий.

В пределах ряда предгорных впадин зоны преимущественно нефтенакопления тяготеют к внутренним пригеосинклинальным бортам, а зоны преимущественно газонакопления - к внешним платформенным. Примерами такого зонального размещения могут служить Предкарпатская (Украина) и Предаппалачская (США) предгорные впадины.

На платформенных территориях геоструктурная зональность наблюдается в пределах некоторых сводовых поднятий и сопряженных с ними внутри платформенных впадин (например, в США - в пределах сводовых поднятий Цинциннати и Амарильо; в России - в Северном Предкавказье и др). К приподнятым частям названных сводовых поднятий тяготеют зоны преимущественно газонакопления, а к более погруженным их частям или бортам прилегающих к ним впадин - соответственно зоны нефтенакопления. Указанная геоструктурная зональность имеет место и в ряде других нефтегазоносных областей России и зарубежных стран.

В некоторых нефтегазоносных областях в пределах отдельных валоподобных поднятий и антиклинальных зон наблюдается зональное размещение месторождений нефти и газа. Залежи нефти бывают приурочены к локальным структурам, расположенным в более приподнятых частях указанных поднятий, а залежи газа - к структурам, расположенным гипсометрически ниже. Такая зональность может являться следствием дифференциального улавливания УВ в процессе струйной миграции. Сущность принципа дифференциального улавливания заключается в следующем. В процессе региональной миграции в недрах нефть и газ, встретив на пути соответствующую ловушку, согласно закону гравитации расслаиваются над поверхностью воды в соответствии с их плотностями. Если объем поступающей нефти или газа превышает объем ловушки, то после заполнения последней до «порога» нефть начинает перетекать вверх по восстанию слоев. Газ продолжает поступать в ловушку до тех пор, пока не вытеснит всю нефть в верхние структуры. Когда контакт «газ - нефть» достигнет «порога» и ловушка будет наполнена только газом, поступление дополнительного газа вызовет перетекание его по восстанию пласта.

Литолого-фациальная зональностьв распределении скоплений преимущественно нефти или газа хорошо прослеживается в пределах обширнейших территорий Туранской и Западно-Сибирской плит эпипалеозойских платформ. Установлено, что в пределах Туранской плиты, например, основная доля выявленных ресурсов газа сосредоточена в отложениях мелового возраста, а нефти - юрской системы. В пределах Западно-Сибирской плиты большая часть выявленных ресурсов нефти заключена в отложениях нижнего мела и верхней юры, а газа - в породах верхнего мела.

В некоторых нефтегазоносных провинциях отдельные литолого-стратиграфические комплексы характеризуются преимущественно газоносностью. Ярким примером такого комплекса в Западной Европе могут служить песчаные отложения формации ротлигенд нижнепермского возраста, регионально газоносные в пределах обширных территорий Нидерландской, Западно-Германской и Восточно-Германской впадин и южной синеклизы акватории Северного моря. Наличие в составе этой формации мощных песчаных коллекторов, а над ними надежных покрышек в виде соленосной толщи верхней перми (цехштейн) послужило весьма благоприятным фактором для формирования и сохранения в них колоссальных ресурсов газа. С этой толщей связано и гигантское местоскопление газа Слохтерен (Западная Европа), представляющее собой только часть богатейшей мегагигантской зоны газонакопления, которая протягивается в северо-западном направлении по акватории Северного моря к восточному побережью Англии, где также открыт ряд крупных газовых местоскоплений (Леман-Банк, Индефатигейбл и др.).

Формирование газовых скоплений в отложениях формации ротлигенд многие исследователи объясняют миграцией метана из подстилающих угленосных отложений вестфальского яруса карбона. Следует отметить, что во многих районах этой территории Западной Европы в вышележащих отложениях юры и мела обнаружены скопления нефти. Здесь имеет место ясно выраженная литолого-стратиграфическая зональность в распространении нефти и газа: в меловых и юрских отложениях верхней части разреза распространены преимущественно скопления нефти, а в отложениях нижней перми нижней части разреза, изолированных от мезозойских мощной толщей галогенных образований верхней перми (цехштейн), - главным образом скопления газа.

Примерами литолого-стратиграфических комплексов, характеризующихся преимущественно региональной газоносностью, в Западной Европе могут служить также отложения угленосной свиты верхнего карбона в Южно-Шотландской впадине Англии, неогена (паннон-турон) в Трансильванской впадине Румынии, плиоцена и плейстоцена в Паданской впадине Италии, и т. д.

В Южно-Шотландской впадине в отложениях нижнего карбона морского происхождения обнаружены нефтяные и газовые залежи, а в отложениях угленосной свиты верхнего карбона - только газовые; в Паданской впадине в отложениях палеоцена и миоцена также обнаружены как газовые залежи, так и нефтяные, а в отложениях плиоцена и плейстоцена - главным образом газовые залежи.

Тесную зависимость распространения УВ в различном фазовом состоянии от палеогеографических и литолого-фациальных условий накопления осадков можно наблюдать в межгорных впадинах Скалистых гор США. Здесь в течение палеозойской и большей части мезозойской эр накопление осадков происходило главным образом в морских условиях, и отложения названных эр содержат главным образом скопления нефти. В конце мезозойской и большей части кайнозойской эр морской режим сменился континентальным, сопровождающимся широким распространением угленосных формаций, которые характеризуются главным образом скоплением газа.

Аналогичная картина выявляется и в Ферганской впадине Узбекистана, на бортах которой мезозойские отложения, представленные преимущественно континентальными угленосными формациями, содержат преимущественно скопления газа, а палеогеновые, сложенные морскими образованиями, - в основном скопления нефти. В основном газоносные, литолого-стратиграфические комплексы встречаются и в ряде других нефтегазоносных провинций Северной и Южной Америки, Африки, Азии и Австралии. Обычно они приурочены к угленосным формациям или связанным с ними отложениям.