Cтраница 1
Погружение осадков после завершения ГФН на большие глубины ( до 4000 - 6000 м) также сопровождается дальнейшим преобразованием керогена, которое уже происходит при 200 - 250 С, достигая коксовой ( К), более высокой стадии карбонизации. После ее завершения кероген содержит уже до 85 - 90 % углерода и всего лишь 1 5 - 3 0 % водорода и при дальнейшем погружении и повышении температуры в недрах изменяется медленно и слабо, постепенно обуглероживаясь и теряя лишь незначительное количество газообразных продуктов. При условиях высоких температур и давлений дисперсное органическое вещество, подобно углям, достигает антрацитовой стадии преобразования состава. [1]
Следовательно, погружение осадков сначала создает благоприятные температурные условия, которые необходимы для образования углеводородов. Но то же погружение при его дальнейшем развитии приводит и к процессу разрушения битумов. [2]
По мере погружения осадков бактериальные процессы замирают, и наступает третья ( позднедиагенетическая) стадия образования углеводородов и предуглеводородов, протекающая под влиянием еще сохранившихся ферментов. Эта стадия, по-видимому, играет незначительную роль. Четвертая и пятая стадии генерации углеводородов относятся уже к катагенезу и связаны с термолизом и термокатализом, так как основные факторы, влияющие на превращения органического вещества - температура и каталитическое действие некоторых минералов. На четвертой стадии, когда температура немногим превышает 50 С, идет легкий термолиз и ( или) термокатализ, выражающийся, главным образом, в отщеплении кислородсодержащих и других функциональных групп, в дегидрировании циклических фрагментов геополимеров, сопровождающемся диспропорционированием водорода, а также в деалкилировании циклических структур. Эти процессы сопровождаются выделением газообразных продуктов - метана, оксида углерода ( II), паров воды и др. На пятой стадии, при температурах 100 С и выше, термокатализ вызывает существенную деструкцию геополимеров. Именно на этой стадии создаются условия для массового превращения предуглеводородов в углеводороды. В результате процессов деструкции, изомеризации, диспропорционирования водорода и других происходит образование всех компонентов нефти. Главная фаза завершается по мере израсходования той части органического вещества, которая способна генерировать углеводороды и другие составные части нефти. В зоне образования основной массы нефти создаются благоприятные условия для эмиграции легких углеводородов из нефтематеринских пород в породы-коллекторы. Полагают, что этому способствует присутствие больших количеств газообразных продуктов. Таким образом, основу важнейшего периода в жизни нефти - главной фазы нефтеобразования - составляют два теснейшим образом связанных процесса: генерация основного количества нефтяных компонентов и широкое развитие их первичной миграции. [3]
АКг при погружении осадков до глубин 5 6 - 5 8 км. В элементном составе РОВ происходят сильное обуглероживание и потеря водорода, сопровождаемые интенсивным метанообразованием. Таким образом, ход превращений РОВ, генерации и эмиграции в среднекар-боновой толще Донбасса аналогичен любому другому осадочному бассейну. [4]
На начальной стадии погружения осадков ( обычно 1 5 - 2 0км) при росте температур до 50 - 60 С полимерная структура керогена испытывает сравнительно небольшие изменения. В битумоидной фракции органического вещества несколько возрастает содержание углеводородов. В составе керогена постепенно повышается содержание углерода и водорода и снижается содержание гетероэлементов. При погружении на глубину 2000 - 3500 м и возрастании температур в недрах до 80 - 170 С начинается активная деструкция соединений, слагающих основную структуру керогена, сопровождающаяся образованием большего количества подвижных битуминозных веществ - до 30 - 40 % ( масс.) исходного керогена сапропелевого типа. Образующиеся битуминозные вещества ( битум о иды) содержат уже практически весь комплекс алкано-циклоалканов и аренов от низко - до высокомолекулярных их представителей, а также значительное количество сложных гетероциклических соединений и асфальтено-смолистых веществ. Содержание битуминозных компонентов в органическом веществе возрастает в несколько раз. [5]
На первых стадиях диагенеза и погружения осадков этот процесс преобразования битумов и углеводородов весьма интенсивный. [6]
В дальнейшем, по мере погружения осадков с ОВ, под влиянием термодинамических, каталитических и бактериальных факторов происходит разложение и преобразование ОВ в УВ нефтяного ряда. Далее нефтяные УВ мигрируют в пористые пласты-коллекторы, где впоследствии скапливаются в ловушках. [7]
Интересный материал, касающийся глубины погружения осадков, необходимой для образования и накопления нефти, имеется по нефтеносным зонам Галф Коста. Как известно, по направлению к югу ( в сторону современного Мексиканского залива) здесь происходило с течением геологического времени постепенное смещение областей наибольшего прогибания и в том же направлении поднимался стратиграфический уровень зон нефтеносности. Поэтому в плане эти нефтеносные зоны ( oil producing trends) от отложений палеоцена - нижнего эоцена до плейстоцена сменяют друг друга к югу в виде полос, ориентированных параллельно современной береговой линии залива. В разрезе кайнозоя бассейна Галф Кост наиболее низкое стратиграфическое положение занимает эоценовая нефтеносная свита уилкокс. [8]
Причина увеличения солености поровых вод по мере погружения осадков рассматривается многими исследователями, причем даются объяснения, исключающие друг друга. [9]
ОВ зависит в основном не от глубины погружения осадков, а от фаций, в которых они формировались. Установлено, что наиболее преобразованное ОВ содержится в песчаных фациях, а наименее преобразованное - в сапропелях. [10]
Рассмотренные примеры свидетельствуют о широких изменениях глубин погружения осадков ( от 300 - 600 до 1200 1400 м), при которых происходило образование и накопление нефти в плейстоценовых и третичных отложениях данных нефтеносных районов. Несмотря на колебания этих величин, сам процесс генерации и аккумуляции нефти приходится или полностью или в значительной мере на диагенетическую стадию. [11]
Для перспективных оценок представляет интерес не столько глубина погружения осадков, сколько приуроченность перспективных фаций отложений к седиментационным бассейнам устойчивого и длительного погружения. Именно в этом случае создаются благоприятные условия для повторяемости в нормальном разрезе как первично нефтеносных свит, так и в пределах свиты - отдельных нефтеносных пластов. В региональном масштабе в каждом крупном седиментационном бассейне с этим связываются циклы нефтеобразования. [12]
Для разрешения этого вопроса очень показательно изменение содержания углеводородов с глубиной погружения осадков не столько в органическом веществе, сколько в битуме. [13]
Только в природных условиях он протекает крайне медленно, со скоростью погружения осадков обычно от 50 - 100 до 300 м / млн. лет. Опускание на глубину 2 - 3 км, характеризующуюся распространением большей части залежей образовавшейся нефти и температурой до 150 - - 160 С, осуществляется за время от 10 до 60 млн. лет. Такой очень медленный природный технологический процесс термического превращения сапропелевого органического вещества с подъемом температуры на 1 С за 60 - 400 тыс. лет трудно себе представить, однако проведенные исследования подтверждают, что в природных условиях он действительно реализуется очень широко во многих впадинах, заполненных мощными толщами накопленных осадков. [14]
По мнению большинства ученых, необходимые термобарические условия могут возникать только при погружении осадков на определенную глубину. В противном случае потенциально нефтегазоносные комплексы могут не использовать своих нефтегазопроизводящих возможностей, вследствие чего в таких областях скопление углеводородов будет практически отсутствовать. Так, А. А. Трофимук и др. [1984] приводят такие данные. [15]