КРАТКИЕ выводы



Предыдущая | Следующая

Содержание

КРАТКИЕ выводы

1.    Нефтематеринские породы — это тонкозернистые отложения, генерировавшие и выделившие углеводороды в количестве, ' достаточном для образования промышленных залежей нефти

или газа.

2.    Материнские породы представлены глинистыми или карбонатными тонкозернистыми отложениями, накапливавшимися в восстановительных условиях со спокойным гидродинамическим режимом. Глинистые материнские породы обычно содержат 0,5—5 % органического углерода, а карбонатные иногда могут содержать всего лишь 0,3 %.

3.    Кероген, так же как и уголь, может быть сапропелевым и гумусовым. Сапропелевый кероген представлен водорослевым, аморфным и травянистым материалом. Этим категориям соответствуют угольные мацералы лейптинитовой группы — альги-иит, резинит, споринит и кутинит. Гумусовый кероген представлен древесным витринитовым и инертинитовым материалом. Из сапропелевых керогена и углей образуется значительно больше нефти и газа, чем из гумусовых.

4.    Горючие сланцы, карбонатные породы и породы с высоким содержанием СаС03 обычно содержат в основном аморфный и водорослевый кероген.

5.    Твердые парафины с преобладанием нечетных гомологов в диапазоне С27—С35 образуются из травянистого и древесного керогена континентального происхождения. Жидкие парафиновые углеводороды с преобладанием нечетных в диапазоне С15—С21 образуются из аморфного и водорослевого керогена морского происхождения.

6.    Для генерации углеводородов в количестве, достаточном для образования промышленных залежей нефти или газа, осадочная порода должна пройти через температурно-временной порог интенсивной генерации углеводородов. Повышению температуры с глубиной по линейному закону соответствует возрастание темпа образования углеводородов по экспоненциальному закону. Количество образованной нефти и газа зависит в первую очередь от типа керогена, температуры и времени.

7.    Если кероген относится к типу, способному генерировать нефть и газ, то количество образованных им нафтидов может быть определено путем реконструкции геотермической истории предполагаемых материнских отложений. Одним из таких способов является определение времени, в течение которого в ходе геологической истории отложения находились в температурных интервалах 15—30°С, и суммы температурно-временных показателей т по методу Лопатина.

8.    При катагенезе вследствие созревания хемофоссилии подвергаются изменениям, которые могут быть легко определены. Уменьшается преобладание нечетных «-алканов. Крупные молекулы, такие, как тетра- и пентациклические нафтены, преобладают в образцах с небольших глубин, тогда как содержание небольших молекул моно- и бициклических нафтенов соответственно увеличивается в образцах, взятых с больших глубин. Молекула хлорофилла дает начало сотням порфириновых гомологов, в которых никель постепенно вытесняется ванадиль-ной группой.

9.    Лабораторные эксперименты показали, что максимум генерации нефти соответствует содержанию в керогене 77—87 % углерода, а максимум генерации газа — 85—92 % углерода. Керогены, генерирующие нефть, обычно характеризуются отношением Н/С>1 и содержанием водорода >6%. Отношение Н/С у керогенов, генерирующих газ, обычно ниже 0,8, а содержание водорода — от 3 до 5 % •

10.    Высокие температуры, связанные с началом континентального рифтогенеза и с вулканическими хребтами вдоль конвергентных границ плит, способствуют генерации нефти. Определение степени зрелости органического вещества в настоящее время и в прошлом представляется важным при исследовании тектонически сложных районов, связанных с краями литосфер-ных плит.

11.    Соляные диапиры не только представляют собой благоприятные структурные и стратиграфические ловушки, но также служат проводниками тепла из более глубоких частей бассейна, способствуя образованию нефти из керогена, содержащегося в окружающих осадочных породах.

12.    Многие месторождения нефти и газа в палеозойских коллекторах являются примерами задержанной генерации. Углеводородный потенциал таких формаций оставался в скрытом (латентном) состоянии во время медленного погружения на обширных платформах. Нефть здесь начала генерироваться и накапливаться только после того, как вследствие постпалео-зойского орогенеза (смежных складчатых областей.— Ред.) отложения опустились ниже порога интенсивной генерации нефти.

13.    В число показателей степени зрелости керогена входят цвет и прозрачность керогена и экзинитовых частиц, изменение выхода газа и бензиновых фракций с глубиной погружения тонкозернистых пород, коэффициент нечетности «-парафинов, отражательная способность витринита и элементный состав.

14.    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 показателя термического превращения ТА1=1ч-2, отражательной способностью витринита- R° = 0,6 % и значительным падением величины содержания водорода в керогене. Конец фазы нефтеобра-зования определяется по значениям R° = l,35 % и ТА1=3. Генерация жирного газа в основном завершается при R° = 2 % и ТА1 = 3 + , а метана — при R° = 3,5 % и ТА1 = 4 + .

15.    Полулогарифмические графики изменения отражательной способности витринита с глубиной в отдельных случаях могут использоваться для интерпретации некоторых явлений, связанных с осадконакоплением, например для определения мощности удаленных эрозией отложений, изменения геотермического градиента или скорости осадконэкопления, а также для выявления древних зон высоких температур и давлений.

ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ЛИТЕРАТУРА

Alpern В. (ed.). Petrographie de la matiere organique des sediments, relations avec la pal£otemperature et le potential petrolier. Proceedings of International Meeting held in Paris, September 15—17, 1973. Paris: Editions du Centre Nationale de la Recherche Scientifique, 1975.

Fischer A. G„ Judson F. (eds.). Petroleum and global tectonics. Princeton, N. J.: Princeton University Press, 322 p., 1975.

Hedberg H. D. Geologic aspects of origin of petroleum. Bull. Amer. Assoc. Petrol. Geol., 48, 1755—1803, 1964.

Momper J. A. Time and temperature relations affecting the origin, expulsion and preservation of oil and gas. Proceedings of the Ninth World Petroleum Congress, Geology. Vol. 2. London: Applied Science Publishers, 1975.

Вассоевич H. Б. Происхождение нефти.— Вестн. Моск. ун-та, сер. 4, Геология, № 5, стр. 3—23, 1975.

Содержание