Cтраница 2
Их геологически более древними аналогами могут служить охарактеризованные выше отложения нижнекуринскои и запад-но-апшеронской фаций продуктивной толщи Азербайджана, а из числа озерных фаций - мезо-кайнозойские отложения внут-риконтинентальных седиментационных впадин Центральной Азии и др. Столь же широко перспективны для образования нефти фации чередующихся мелководно-морских и параличе - ских обстановок, типа южно-мангышлакской, южно-эмбенской и третичных отложений Восточного Калимантана. Достаточно высоким нефтематеринским потенциалом обладают и более глубоководные фации с дефицитом кислорода у дна бассейна, охарактеризованные по материалам современных осадков Уол-фиш - Бея и Перуанского района Тихого океана. Такие условия при меньших глубинах отчасти характерны для майкопского и верхнекоунского бассейнов Юго-Восточного Кавказа. Остальные, выделенные в табл. 12 направления имеют в отношении нефтеносности более ограниченное значение. [16]
Процессы образования н эмиграции ми-кронефтн в ней практически завершены. Нефтепроизводящне ( нефтепро-нзводившие) отложения, исчерпавшие полностью свой нефтематеринский потенциал, обладают еще значительным потенциалом газообразования, который реализуется при погружении их в главную зону газообразования. Диагностическими признаками таких га-зопронзводящих ( газопроизводивших) отложений являются: большая глубина ( палеоглубина) погружения ( обычно не менее 4 км); достижение РОВ пород градаций катагенеза МК-АКь значительно более низкое ( по сравнению с зоной ГФН) содержание битумоида в РОВ пород, повышенное содержание в нем УВ вследствие перехода части асфальтово-смолнстых компонентов в нерастворимое состояние; повышенное содержание метана в газовой фазе РОВ; значительное снижение ( по сравнению с зоной ГФН) содержания водорода в нерастворимой части РОВ. [17]
Процессы образования и эмиграции микронефти в ней практически завершены. Нефтепроизводящие ( нефтепро-изводившие) отложения, исчерпавшие полностью свой нефтематеринский потенциал, обладают еще значительным потенциалом газообразования, который реализуется при погружении их в главную зону газообразования. Диагностическими признаками таких газопроизводящих ( газопроизводивших) отложений являются: большая глубина ( палеоглубина) погружения ( обычно не менее 4 км); достижение РОВ пород градаций катагенеза МК4 - АКь значительно более низкое ( по сравнению с зоной ГФН) содержание би-тумоила в РОВ пород, повышенное содержание в нем УВ вследствие перехода части асфальтово-смолистых компонентов в нерастворимое состояние; повышенное содержание метана в газовой фазе РОВ; значительное снижение ( по сравнению с зоной ГФН) содержания водорода в нерастворимой части РОВ. [18]
Тип рассеянного ОВ является одним из важнейших факторов, определяющих фазовое состояние продуцируемых УВ. С этой позиции определение в ОВ компонентов, обладающих нефтематеринским потенциалом, представляет исключительно актуальную задачу. ОВ как монокомпонентную систему, так как практически мы всегда имеем дело со смесью компонентов. [19]
Таким образом, диагенетический этап преобразования ОВ определяется микробиологическими процессами, за который расходуется 95 - 99 % ОВ, достигшего дна бассейна. Диагенетический этап является важным моментом геохимической истории органического вещества, существенно определяющей его состав, ход дальнейших катагенетических преобразований ОВ и в конечном итоге его нефтематеринский потенциал. Для ОВ все геохимические фации являются окислительными. Увеличение интенсивности биогеохимического окисления ОВ приводит к сокращению концентраций Сорг в осадке, уменьшению количества липоидных компонентов в керогене и, несмотря на относительное накопление УВ, к снижению общего количества битумоида и УВ, т.е. к ухудшению начального нефтематеринского потенциала ОВ - Пнм. К началу катагенеза в ОВ в малых количествах присутствуют УВ двух генераций: 1) унаследованные от живого вещества, 2) новообразованные в диагенезе. В диагенезе формируется нерастворимая часть ОВ - кероген, основной поставщик УВ в катагенезе. [20]
Так, если песчаный слой находится среди двух глинистых, то верхний из них должен быть обязательно в той или иной мере обогащен органическим веществом. Если геохимическими исследованиями будут обнаружены заметное содержание органического вещества и признаки восстановленное минеральных соединений в пелитоморфном и подстилающем его песчаном или песчано-алевритовом слоях, то это уже заслуживает внимания для дальнейшего изучения нефтематеринского потенциала данного литологи-ческого комплекса. Это положение непосредственно сочетается с выводами И.М. Губкина [ 1932, с. [21]
В породах практически бескарбонатных и низкокарбонатных ( в глинистых и глинистоалевритовых) за нижний концентрационный предел Сорг необходимо принимать величину несколько большую - не 0 1, а 0 2 % на породу. Последнее связанно с тем, что в силикатных породах значительно выше изначальное содержание минеральных окислителей, прежде всего окисного железа, поэтому и ОВ в них более окислено в анаэробном диагенезе и при прочих равных условиях нефтематеринский потенциал его ниже. [22]
Проведенные исследования позволяют предположить что процессы нефтеобразования протекали как в отложениях домашшово, ; фации, так и в терригенньх отложениях девона и карбона. Однако, учитывая в целом более низкое по сравнению с доманиковыми отложениями, содержание органического вещества в глинистых отложениях девона и карбона незначительное содержание битумоидов в нем, практическое отсутствие низкокипящих УЗ ( а именно они реализуют нефтематеринский потенциал пород), следует признать что возможность образования указанными отложениями нефти незначительна. [23]
СВИТА НЕФТЕПРОИЗВОДЯЩАЯ - нефтематеринская свита, погрузившаяся в процессе геологической истории в главную зону нефтеобразования и частично реализовавшая свой нефте-материнский потенциал. РОВ пород MKi-MKs градаций катагенеза; заметно повышенное ( по сравнению с этапом протокатагенеза) содержание автохтонного битумоида и нефтяных УВ в составе РОВ пород; широкое распространение паравтохтонных и аллохтонных битумоидов и нефтяных УВ в породах, свидетельствующее о начале активного протекания первично миграционных процессов; появление остаточных сингенетичных битумоидов в результате частично прошедших процессов эмиграции микронефти из РОВ материнских пород: снижение нефтематеринского потенциала РОВ. [24]
СВИТА НЕФТЕПРОИЗВОДЯЩАЯ - нефтематеринская свита, погрузившаяся в процессе геологической истории в главную зону нефтеобразования н частично реализовавшая свой нефте-материнский потенциал. РОВ пород МК [ - МКа градаций катагенеза; заметно повышенное ( по сравнению с этапом протокатагенеза) содержание автохтонного битумоида и нефтяных УВ в составе РОВ пород; широкое распространение паравтохтонных и аллохтонных битумоидов и нефтяных УВ в породах, свидетельствующее о начале активного протекания первично миграционных процессов; появление остаточных сингенетичных битумоидов в результате частично прошедших процессов эмиграции микронефти из РОВ материнских пород; снижение нефтематеринского потенциала РОВ. [25]
Отложения палеоцена, нижнего и среднего эоцена представлены мергелями и в целом принадлежат к карбонатному комплексу верхнего мела-палеогена. Образующие его породы в целом обладают высоким нефтематеринским потенциалом. Основную роль в генерации УВ, по-видимому, играют глинистые породы кумской свиты. Высокая битуми-нозность придает породам облик битуминозных сланцев. [26]
Для разделения УВ на жидкие и газообразные составляющие предложено использовать различия в фазовом состоянии веществ, продуцируемых сапропелевыми и гумусовыми компонентами. Именно для ОВ сапропелевого типа с той или иной полнотой даны соотношения интенсиз-ностей генерации жидких и газообразных продуктов на разных этапах катагенетической превращенное ОВЧ [ Каримов А. К., 1975 г., Геология... Знание доли компонентов в ОВ, действительно обладающих нефтематеринским потенциалом, и соотношений для них интенсивностей продуцирования жидких и газообразных УВ позволяет определить количество жидких УВ, генерированных ОВ любого типа при максимальном погружении вмещающей толщи. Разница между общим количеством УВ и содержанием жидких фракций дает, естественно, количество газообразных УВ. [27]
Мощность этого механизма оказывается исключительно высокой. Так, если принять, что по береговой линии длиной около 1000 км шельф континентальной окраины со слоем осадков мощностью до 15 - 17 км перекрывается фронтальным карнизом островной дуги на ширину до 100 - 120 км, как это, например, произошло в Персидском заливе при надвигании Загросской островной дуги на край Аравийской платформы, то оказывается, что в этом случае, даже при сравнительно низком коэффициенте отдачи ( около 20 %), из зон поддвига плит в сторону краевого прогиба могло бы мигрировать несколько сотен миллиардов тонн углеводородов. Именно с этим явлением, по-видимому, и связано то обстоятельство, что во многих крупнейших и уникальных нефтегазоносных бассейнах мира ( например в том же Персидском заливе, Венесуэле, Атабаске, некоторых других регионах) плотность запасов нефти и газа намного превышает нефтематеринские потенциалы тех толщ, в которых сформировались сами месторождения этих горючих полезных ископаемых. [28]
Сейчас полностью подтвердилась гипотеза В.И.Вернадского о том, что в горючих сланцах нефти содержится больше, чем в ее залежах. Высокий неф-тематеринский потенциал имеют сапропелевые угли и лейптиновые материалы в витринитовых углях. Нефтематеринский потенциал оце нивается качеством и количеством ОВ в нефтематеринских отложениях а также степенью их катагенетической преобразованности. [29]
Схема исследования предусматривает широкое использование методов хроматографии ( вытеснительной, распределительной, газожидкостной с капиллярными и набивными колонками), а также методов ультрафиолетовой, инфракрасной и химической масс-спектроскопии для структурного анализа па-рафиново-нафтеновых и ароматических УВ. Возможно применение квазилинейчатых спектров поглощения, комбинационного рассеяния света, ядерного и парамагнитного резонанса. Весьма перспективна пиролитическая хроматография ОВ и нефтей для их корреляции и установления нефтематеринского потенциала. [30]