Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Проблема раннего газообразования

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Бора Кальян

Введение.

1. Основы учения о стадиальности нафтидогенеза.

1.1 Общие положения.

1.2 Стадиальность газообразования по данным изотопной геохимии.

2. Материалы к проблеме газообразования на ранних этапах литогенеза.

2.1. Биохимия метаногенеза.

2.2. Геохимия изотопов углерода в седименто - и диагенезе.

2.3. Проблема биогенерации метана в протокатагенезе.

2.4. Особенности катагенеза углей.

2.5. Анализ газоносности осадков на калифорнийском полигоне.

2.6. Изотопная геохимия криолитозоны.

3. Условия формирования газовых гигантов на севере Западной Сибири.

3.1. Краткий геологический очерк.

3.1.1. Стратиграфия осадочного чехла.

3.1.2. Тектоника.,.

3.1.3. Нефтегазоносность.

3.1.4. Угленосность альб-сеноманских отложений.

3.2. Катагенетическая зональность осадочного чехла в северной части Западно- Сибирского НГЪ.

3.3. Уникальный эксперимент природы.

4. Геофлюидодинамическая концепция нефтегазообразования.

4.1. Физико-химические основы моделирования нефтегазообразования в различных барических системах.

4.2. Общая схема фазовой зональности нефтегазообразования.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Проблема раннего газообразования"

Во второй половине 20-ого столетия теоретическая база нефтяной геологии была существенно расширена за счет разработки в России двух фундаментальных учений - учения о нефтегазоносных бассейнах и учения о главной фазе нефтеобразования.

Основные положения учения о НГБ были впервые изложены профессором МГУ И.О. Бродом в 1964 г [7].

Теоретические основы учения о ГФН были впервые опубликованы профессором МГУ Н.Б. Вассоевичем в 1967 г. Сразу же после появления оба учения получили широкую известность и признания [8].

В последующие годы учения были развиты и обогащены трудами И.О. Брода, Н.Б.Вассоевича и их учеников и последователей. Было опубликовано немало работ, которые подтвердили фундаментальный характер учений.

Так, в развитие учения о НГБ профессор Н.Б.Вассоевич предложил рассматривать НГБ как продуктивную фазу в эволюции осадочно-породных бассейнов. В результате последующих разработок учение о НГБ получило строгий и законченный характер, подтверждающий ее высокий научный и практический потенциал.

Учение о ГЗН также было развито трудами многочисленных сторонников идей Н.Б.Вассоевича. В частности было введено понятие о главной фазе газообразования (ГФГ), которое породило среди геологов несколько вариантов.

Значительный вклад был также сделан в развитие понятия о стадиальности и зональности нефте- и газообразования. В последние годы Б.А.Соколов, развивая представления о зональности нефтегазообразования, преложил флюидодинамическую концепцию нафтидогенеза [37]. В основе этой концепции лежат представления о нефтеобразовании как универсальном процессе, закономерно сопровождавшем развитие осадочно-породного бассейна.

Погружение каждого бассейна приводит к созданию системы восходящих тепловых потоков, обусловленных дефлюидизацией фундамента и пород самого бассейна. Перенос вещества при дефлюидизации пород определяется геодинамическими факторами и сопровождается миграцией нефти, в рамках которой происходит формирование ее залежей. Интенсивность и специфика флюидодинамических процессов определяет не только масштабы генерации нефти, но и масштабы ее накопления. Авторы новой концепции предложили новую категорию нефтегеологического районирования флюидодинамическую систему, которая характеризуется однотипностью геодинамических условий и которая охватывает не только осадочный бассейн, но и весь разрез литосферы.

Как всякая новая идея, учение о ГЗН не может считаться законченной, окончательно формировавшейся, объясняющей все разнообразие нефтегеологических ситуаций. В этом заключается закон диалектики о безграничности познания. Совершено очевидно, что в общей теории нефтегазообразования возможны новые теоретические разработки и открытия.

В частности, анализ публикаций показывает, что в последние годы практически прекратились исследования, посвященные выяснению условий преимущественного нефте- или газообразования. Эта проблема остановилась на уровне 1978 года, когда ЗапСибНИГНИ выпустила два сборника статьей, посвященных анализу условий раздельного формирования зон нефте- и газонакопления в земной коре [46,47]. Лейтмотивом этих статей является вывод о том, что к тому времени не была разработана и предложена непротиворечивая модель преимущественного нефте- или газообразования в ходе прогрессивного погружения и прогрева осадочных толщ. Это неясность сохранилась по настоящее время.

Теоретическое обоснование условий раздельного нафтидообразования имеет огромное практическое значение, поскольку оно могло бы правильно ориентировать добывающую промышленность еще на ранней стадии изучения НГБ.

В рамках этой проблемы нами были проведены исследования условий газообразования на ранних этапах литогенеза. Под ранними этапами мы подразумеваем преобразования пород и органического вещества в диагенезе и протокатагенезе (до ГЗН).

Постановка этих исследований стимулировалась открытием на севере Западной Сибири гигантских месторождений газа в отложениях, характеризующихся невысокой степенью катагенеза органического вещества (ПК3-МК1). С теоретических позиций формирование газа в протокатагенезе пока не находит должного объяснения. В этом мы видим определенное несовершенство известных схем стадиальность нафтидогенеза.

Актуальность проведенных исследований определяется, во-первых, необходимостью теоретического обоснования условий генерации газа на ранних этапах литогенеза, и, во-вторых, необходимостью практической разработки рекомендаций по фазовому прогнозу ожидаемых нафтидов на ранней стадии поисковых работ.

В связи с этим целью работы являлось создание научно обоснованной модели раннего (на уровне раннего катагенеза) газообразования.

В задачи исследований входили:

1) анализ соотношения биогенного и мягкого термокаталитического газообразования в протокатагенезе,

2) анализ условий формирования газовых гигантов на севере Западной Сибири,

3) разработка геофлюидодинамических показателей нефте- и газообразования в ходе прогрессивного катагенеза.

В процессе работы над диссертацией мы использовали два метода: первый - историко-генетический, который позволил выяснить особенности прогрева осадочного чехла в Пур-Тазовском районе, б второй - геофтоидодинамический, с помощью которого была установлена связь фазового состава нафтидов с уровнем раскрытия генерационной толщи и степенью катагенеза органического вещества.

В результате проведенных исследований было установлено, что генерация нефти происходит в так называемых "закрытых" системах, т.е. в гидравлически изолированных генерационных толщах, формирование которых происходит на этапе погружения бассейна. С другой стороны, образование газа происходит в "раскрытых" системах т.е. таких генерационных толщах, гидравлическое раскрытие которых произошло на этапе вздымания бассейна (в постинверсионную фазу геотектонического развития НГБ).

Исходя из этой концепции можно прогнозировать по результатам бурения в НГБ первой поисковой скважины фазовый состав нафтидов. С этой целью необходимо исследовать историю прогрева генерационных толщ и установить время и степень раскрытия, используя данные о пластовых давлениях и уплотнения глин.

При написании диссертации мы использовали материалы многочисленных публикаций в российской печати, авторами которых были Ф.А.Алексеев, О.К.Баженова, И.О.Брод, Н.Б.Вассоевич, Ю.А.Висковский, Э.М.Галимов, В.Н.Корценштейн, Н.В.Лопатин, А.С.Панченко, Б.А.Соколов, Е.И.Тараненко, А.А.Трофимук и. др.

Общее руководство, формирование идеи, разработку научно-технических положений и редактирование текста и графики происходило под руководством проф. кафедры месторождений полезных ископаемых и их разведки Российского университета дружбы народов к.г-м.н. Е.И.Тараненко, которому автор выражает глубокую благодарность. Автор выражает также признательность проф. Д.В.Несмеянову, проф. Н.Н.Трофимову, доц. М.Ю.Хакимову и другим сотрудникам кафедры месторождений полезных ископаемых и их разведки за советы и помощь при написании диссертации.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Бора Кальян

Выводы:

1) по литологическому составу Мг-Кг отложения представлены преимущественно терригенными отложениями, испытывающими резкие латеральные изменения, вследствие чего, структура осадочного чехла приобретает сложное сочетание разноформационных линз.

2) разрез осадочного чехла представлен непрерывной последовательностью отложений от нижнего триаса до неогена. Региональное неогеновое воздымание привело к глубокому размыву палеогеноых и частично верхнемеловых отложений. Для Пур-Тазовского района глубина эрозии составляет около 350 м.

3.1.2. Тектоника

Изучаемый регион расположен в северной части гигантской области прогибания земной коры (мегасинеклизы), ограниченной на западе Уральским складчатым поясом, на юге - эпипалеозойским Казахстанским сильно эродированным орогеном, на востоке - поднятиями докембрийской Сибирской платформы. На севере область прогибания раскрывается в акваторию Карского моря, где обнаруживаются естественные продолжения тектонических элементов суши. На структурных картах Западно-Сибирская мегасинеклиза отчетливо разделяется на внешний прибортовой гомоклинальный пояс, окаймляющий мегасинеклизу с запада, юга и востока, и сложно расчлененную депрессионную внутреннюю часть, в которой оконтуриваются своды, мегавалы, прогибы, впадины и.т.д.

В структуре Западно-Сибирской мегасинеклизы по направлению с юга на север можно выделить три тектонические зоны, отличающиеся друг от друга темпами и контрастностью блоковых подвижек. Южная зона характеризуется относительно слабым расчленением рельефа фундамента и близким к горизонтальному залеганию осадочного чехла. В центральной зоне отмечается значительное расчленение поверхности фундамента и появление пологих крупных складок в мезозойско- кайнозойском чехле, затухающих в верхнемеловых и кайнозойских отложениях. Северная зона характеризуется наличием высокоамплитудных и более узких, чем в центральной зоне, поднятий, валов и прогибов, которые сохраняют контрастность вплоть до палеогеновых слоев.

Отличительной особенностью тектонического строения ЗападноСибирского НГБ является широкие развития в фундаменте бассейна разрывных нарушений (рис.3.2.) [5].

Структурно-тектонически анализ региона показывает, что здесь проявились разломы в фундаменте, как минимум, трех направлений: северосеверо-восточного, восток-север-восточного и северо-западного. С первым направлением связано формирование Колтогор-Уренгойского грабен-рифта, который протягивается от Широтного Приобья через Пур-Тазовский район и уходит в Карское море. Со вторым направлением связано формирование Обско-Гыданской зоны линеаментов и разрывов. Третье направление обусловлено формированием Байдарацкого грабен-рифта.

Помимо этих структурных элементов в северной части ЗападноСибирского НГБ прослежены и другие системы разломов различной интенсивности.

В Пур-Тазовском районе наблюдается обширный узел пересечения всех трех вышеперечисленных грабен-рифтов и линеаментов.

• •л

Рис. 3.2. Структурно-тектоническая схема Западно-Сибирского НГБ.

1.2- Структуры фундамента Западно-Сибирской плиты: 1- грабен-рифты, 2- системы глубинных разломов, интенсивных дислокации, 3,4- уралиды (палеозойские дислоцированные толщи, прорванные основными интрузиям, крупные разломы): 3- системы глубинных разломов, 4-разломы; 5,6- структуры в мезозойско-кайнозойском осадочном чехле: 5- крупные поднятия, наследующие докембрийские и палеозойские структуры, б- разломы; 7-10- одешифрированные на аэрокосмических материалах структуры новейшего (неоген-четвертичного ) этапа: 7- системы региональных линеаментов-разломов, 8- зоны липеаментов-разломов, 9-линеаменты-разрывы, 10-новейшие поднятия, наследующие мезозойско-кайнозойские структуры. Собственные названия грабен-рифтов: I- Колтогор -Уренгойский, Л- Байдарацкий, Ш- Тазовский, IV- Северо-Ямальский V- Белоостровский; системы глубинных разломов: VI- Нейтинская, VII- Ладыгинская, VII-Хадуттейская; зоны линеаментов разрывов: IX- Обско-Гыданская, X- Надым-Мессояхская. ън

Таким образом, в Пур-Тазовском районе фундамент и осадочный чехол ослаблены многочисленными разрывными нарушениями, которые образуют каналы для разгрузки глубинных водонапорных комплексов. Есть все основания считать, что именно эти разломы снизили пластовое давление до гидростатических и обусловили формирование режима "раскрытого генерационного очага".

Мы считаем, что благодаря этому фактору в регионе были сформированы гигантские месторождения газа. Более подробно наши преставления о причинах и механизме формирования этих месторождений будут изложены в разделе 3.2.

3.1.3. Нефтегазоносность

В нефтегеологическом отношении исследуемый регион расположен в Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне, который однако, по своим размерам (более 2 млн. кв. км) значительно превосходит обычные НГБ, вследствие чего его иногда называют мегабассейном. По своей значимости и ресурсам Западно-Сибирский НГБ образует третий мировой "полюс" УВ сырья наряду с "полюсами" Персидского и Мексиканского заливов. В его пределах выявлено 585 месторождений нефти и газа. 38,5% запасов нефти содержится в 11 и 78,2% запасов газа- в 18 уникальных месторождениях. Начальные ресурсы нефти составляют около 30 млрд.т, свободного газа-около 40 трлн.куб.м, конденсата- 5,45 млрд.т. Основные запасы нефти связаны со Среднеобской нефтегазоносной областью, газа- с Пур-Тазовской, Ямальской и другими северными областями. На юге преобладают залежи в юрских и неокомских отложениях, на севере этаж продуктивности поднимается до турона.

По тектонико-седиментационным особенностям в осадочном чехле выделяются два структурных этажа в них 10 нефтегазоносных комплексов: шесть в юрских отложениях и четыре в меловых. Наиболее богат нефтью неокомский комплекс, из него добыто более 6 млрд.т (95% общей добычи). Основные ресурсы газа сосредоточены в сеноманским комплексе.

Генерация газа происходила в альб-сеноманской покурской свите с высокой песчанистостью (до 75% и более) при отсутствии сколько нибудь выдержанных глинистых пластов. В этой связи газы, отщеплявшиеся в процессе углефикации в период нижнего мела до конца сеноманского века, попадали в зону активного водообмена, их накопление было практически исключено и они должны быть отнесены к категории потерь в атмосферу. Углефикация к этому времени достигла средней буроугольной стадии.

В туронском веке начинается новый этап генерации и распределения газа, происходящий уже в условия хорошо изолированной системы, поскольку угленосные и субугленосные отложения были перекрыты исключительно надежным и мощным экраном глинистой кузнецовской свиты.

В северных районах Западной Сибири за время от турона до конца раннего олигоцена в условиях непрерывного погружения интенсивность катагенеза была наиболее значительной, в результате чего угольное вещества достигло здесь поздней буроугольной и начальной длинопламенной стадий

3 2

30]. Генерация газа оценивается от 500 млн.м /км в прибортовой зоне до

3 2

3000-4000 млн.м /км в Надым-Тазовском междуречье. Этими объемами, в сущности, исчерпывается все постсеноманское газообразование в северных районах, поскольку уже в среднем олигоцене (в результате регионального подъема территории) процесс углефикации практически закончился.

Средняя толщина покурской отложений составляет 1100-1200 м, следовательно, для полного их насыщения (учитывая растворение и сорбцию) на площади 1 км потребуется плотность генерации газа около

3 2

2000 млн.м /км . Поскольку средняя плотность генерации составляет 3500 л -у о >у млн.м7км , количество избыточного газа определится в 1500 млн.м/км". Потери газа за счет диффузии очевидны, но за кайнозойское время они не могли превысить 10% генерационного газа, что составит около 500

3 0 3 9 млн.м /км". Главный баланс (в млн.м /км") выразится цифрой 3500-2000

3 2

500 = 1000 в млн.м /км . Следовательно в Надым-Тазовеком междуречье на каждый квадратный километр в свободной фазе могло находиться около 1000 млн.м3 метана. Эта величина удовлетворяет имеющимся оценкам потенциальных запасов газа в меловых (сеноманских) отложениях севера Западной Сибири. Расчеты показывают, что при условии непосредственного перекрытия газопроизводящих отложений региональным экраном коэффициент аккумуляции газа может составить 10-15%.

По интенсивности газообразования в нижнемеловых-сеноманских отложениях Западной Сибири выявляется характерная зональность. Зоны

3 2 минимальной плотности (до 1000 млн.м /км ) тяготеют к бортовым частям плиты, а также к полосе перехода угленосных отложений покурской свиты в толщи морских образований. К центру плиты плотность газообразования

3 2 возрастает до 2000-3000 млн.м /км и более.

Для всей территории, на которой развиты отложения покурской свиты, а также континентальные и прибрежно-морские отложения неокома, объем образованного метана оценивается в 4000 трлн. м3 при средней плотности

3 2

2400 млн.м"/км . Надо полагать, что генерация газа в континентально-субугленосных толщах составляет мощную ветвь газообразования, происходящего в осадочных бассейнах [19].

Типы залежей разнообразны, наиболее распространены пластовые сводовые залежи.

Материалы по газоносности региона в соответствии темой диссертации ограничены сведениями по альб-сеноманским залежам в северной части Западной Сибири. Основные сведения взяты из работы [24]. Установлено, что состав растворенных в покурском водонапорном комплексе газов близок по составу к свободным газам месторождений.

Растворенные газы представлены практически чистым метаном, группа тяжелых УВГ ограничена очень незначительными концентрациями: этан до 0,4%, более тяжелые гомологи составляют 0,01%. Среди негорючих компонентов выявлены азот (содержание не более 2%), С02 (0,2-0,5%), Не

0,006-0,022%), Аг (0,014-0,078%). ИСУ метана колеблется от -58,3%0 до

64,7%0. Исключение составляет газы Мессояхского и Русского 1 месторождений, где 8 С составляет -44,8%0^-48%)0.

Наиболее убедительное сведение о газоносности пластовых вод покурской свиты имеются по месторождениям Уренгойское, Медвежье, Заполярное и. т. д. Установлено, что как вблизи контуров газоносности, так на удалении от них пластовые воды предельно газонасыщены. Как показали наблюдения в законтурных скважинах на месторождении Медвежьем, при статическим уровне, отмечается интенсивное разгазирование воды в колонне. Единственным объяснением указанного факта является определенное перенасыщение пластовых вод растворенными газами. При этом речь идет не а спорадическом явлении, а об устойчивом процессе разгазирование пластовых вод продолжительностью более трех лет.

По данным глубинных гидрогеологических исследований в пьезометрических скважинах газонасыщенность пластовых вод достигает о

0,8-2,0 дм /л. При этом давление насыщения весьма близко к пластовому (коэффициент насыщения составляет около 0,95).

На Уренгойском месторождении также зафиксированы предельные газонасыщения пластовых вод за контуром газовой залежи при величинах газовых факторов около 2дм3/л.

На Русском месторождении глубинное опробование показало, что вблизи контура газоносности воды сеноманских отложений предельно газонасыщены. Давление насыщения несколько превышает пластовое. Газовый фактор равен 1,9 дм /л.

Мессояхское месторождение является несколько необычным в связи с тем, что здесь зафиксированы кристаллогидраты метан. Для пластовых вод на Мессояхском месторождении установлена очень высокая газонасыщенность- до 2,5 дм /л. Здесь воды сеноманских отложений при данных термобарических условий даже перенасыщены газом. Это создает условия для разгазирования пластовых вод и образования кристаллогидратной залежи.

Термобарические условия Мессояхского газового месторождения полностью соответствуют параметрам возможного гидратообразования (пластовое давление 7 МПа, ^ = 10-12°С).

Таким образом, предельное газонасыщение сеноманских пластовых вод получили еще одно подтверждение на основе гидратообразования.

В Пур-Тазовском районе углерод метана сеноманских залежей изотопно

13 легкий: среднее значение 5 С] составляет (-47,2±5,9)%о, для большей части залежей района характерны значения -45%о^-50%о. Метан нижнемеловых

13 залежей изотопно тяжелее, его 5 С] составляет (-39,7±4,6%0). При этом в готерив-валанжинских залежах величина выше (-38,6%о) по сравнению с альб-аптскими (-41,9%о).

Таким образом, на севере Западной Сибири встречены газы преимущественно двух изотопных составов, находящихся в верхне- и нижнемеловых отложениях. Зафиксированы отличия в изотопном составе углерода, а также азота, аргона и для ряда площадей - гелия. При этом различия совокупностей для большинства характеристик значимы. Подобная же картина вырисовывается и при рассмотрении не обобщенных данных, а результатов изучения многопластовых месторождений - Уренгойского, Харасавейского, Песцового и др.

Достаточно четкие различия характеристик позволяет утверждать, что мы имеем дело с генетически различными газами. Эти различия не позволяют представлять в качестве главной причины фракционирование изотопов при миграции газов снизу вверх [24].

В Пур-Тазовском районе скопление нафтидов приурочено к альб-сеноманской покурской свите (газ), к апт-неокомским отложениям (преимущественно газоконденсат) и к юрским отложениям (нефть и газоконденсат). По всему разрезу отмечается резкое преобладание скоплений газа, нефть встречается в виде оторочек газоконденсатных залежей. Характер оторочек показывает, что для большинства залежей в апт-неокоме нефть мигрировала с востока.

Для многих площадей Пур-Тазовского района характерно наличие многопластовых месторождений. Так, на Бованенковской площади в интервале 1010-1990 м выделяется девять газоконденсатных залежей, на Уренгойской площади в диапазоне глубин 1784-3035 м четырнадцать газоконденсатных залежей, причем большинство залежей имеют нефтяные оторочки.

По групповому УВ составу конденсаты Пур-Тазовского района относятся к типу нафтеново-метановых и метаново-нафтеновых. Содержание ароматических УВ невелико и на Уренгойском месторождении не превышает 19%, а в Бованенковском - 14%. Наблюдается довольно отчетливое изменение УВ состава конденсата снизу вверх. При движении от нижних горизонтов к верхним происходит уменьшение содержания ароматических и метановых УВ и одновременно рост содержания нафтеновых УВ. В целом конденсат Пур-Тазовского района характеризуется высокими содержаниями нафтеновых УВ - до 79% на Бованенковском месторождении и до 75% на Уренгойском месторождении (табл.3.1.,3.2.) [14,31]. Это говорит о слабом преобразовании керогена в момент генерации и эвакуации.

Групповой УВ состав нефтей в нефтянных оторочках газоконденсатных залежей также характеризуется высоким содержанием нафтеновых УВ - до 50%. Характерной особенностью сеноманских нефтей О

Пур-Тазовского района является высокая плотность (свыше 900 кг/м ) и вязкость (50-550 МПа.с в поверхностных условиях). Нефть содержит твердые парафины от 0,3 до 2.5%, смолы от б до 15,5%, асфальтены от 0,1 до 2,9%.

Таким образом, нефть Пур-Тазовского района содержит много смол и значительно меньше твердых парафинов и асфальтенов.

90

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Исследование проблемы ранней генерации газа позволило сделать ряд выводов и заключений, часть которых выходит за рамки темы диссертации.

1. Современные представления о стадиальности нафтидообразования и, соответственно, о причинах раздельного нефте- и газонакопления в земной коре нельзя признать удовлетворительными. Сейчас они фактически находятся на уровне 70-х годов, когда эта тема была актуальна и активно разрабатывалась. К сожалению, в последующие два десятилетия не были предложены новые идеи в плане развития учения о ГФН и стадиальности нафтидогенеза.

2. Характерными особенностями диагенетических газов являются

13 низкие значения 8 С нередуцированного (т.е. не испытавшего бактериального окисления) метана и аномально высокие содержания непредельных УВ. Катагенетические газы не имеют этих особенностей.

3. Мы склонны согласиться с теми геологами, которые весьма скептически относятся к возможности формирования более и менее значительных скоплений свободного метана в диагенезе. Исследования морского дна различными методами показали наличие обильных газовых источников. В пределах всего Мирового Океана (возможно, за исключением абиссали) идет активное газирование рыхлых осадков. В нашей работе это подтверждается данным изотопных исследований газа, взятого из молодых осадков у берегов Калифорнии. Этот тезис подтверждается также отсутствием изотопно-облегченного метана под солевыми покрышками, несмотря на то, что ранняя литификация соли делает ее идеальным флюидоупором еще в диагенезе.

1*9

4. Мы также скептически относимся к модели бактериального восстановления С02 до СН4, которая позволяет расширить зону биогенного метаногенеза до глубин 2 и более км. По нашим сведениям в пластовых водах НГБ вся двуокись углерода находится в растворенном состоянии и содержания ее крайне низки. Кроме того, реализация этой модели требует большого резерва водорода. Следует также учитывать огромную разницу изотопного состава углерода биогенного метана (S13C= -65-г-95%о) и гидрокарбоната (513С= -1,3—2,9%).

5. По нашим представлениям генерация метана происходит в катагенезе за счет гидрогенизации метальных групп, расположенных на периферии макромолекул керогена. Водород (точнее, протоны) мобилизируется в ходе конденсирования углеродного скелета керогена и образования полиароматических ядер (кластеров) из карбоциклических структур, образующих основную часть целлюлозы и лигнина. Особенно богат метилом лигнин, где метил образует с кислородом метоксильную группу -ОСН3. Гидрогенизация метоксила ведет к образованию воды и метана. Исходя из этого, мы полагаем, что в ходе мягкого термокатализа керогена СО2 вообще не образуется (в подтверждение п.4).

6. Газовые гиганты севера Западной Сибири обязаны своим образованием уникальному сочетанию ряда благоприятных факторов, среди которых в первую очередь необходимо отметить следующие:

-огромные размеры альб-сеноманского природного резервуара, являющегося одновременно и газопроизводящей толщей;

-высокое содержание углистой органики в рассеянной и концентрированной формах;

-единство гидравлической системы в рамках большей части природного резервуара, обеспечивающее тотальную декомпрессию и дегазацию пластовой воды;

-сравнительно недавнее раскрытие природного резервуара и формирование газовых месторождений, вследствие чего они не успели разрушиться;

-раскрытие генерационной толщи на градациях ПК3-МК1, стимулирующее термокатализ керогена по линии газообразования и генерацию дополнительных объемов газа.

7. Вводится постулат о зависимости фазового состава нафтида от барического состояния очага генерации. В раскрытой системе (поровые давления близки к гидростатическим) преобразование ОВ идет по линии деструкции керогена и генерации газа. В закрытых системах (поровые давления выше гидростатических) катагенез керогена идет по линии внутримолекулярного перераспределения атомов и синтеза молекул микронефти.

8. Вводится постулат о зависимости времени формирования месторождений нефти (газа, газоконденсата) от времени раскрытия соответствующего генерационного очага; в связи с этим, фазовый состав образующегося нафтида будет определяться той градацией катагенеза, на которой произошло раскрытие системы. Общая схема стадиальности нафтидогенеза выглядит следующим образом:

- в диагенезе - биогенный метан,

- на градациях ПК3-МК1- низкотемпературный термокаталитический метан,

- на градации МКГ газоконденсат,

- на градациях МК1-МК3- нефть и жирный газ,

- на градациях МК3-МК4- газоконденсат,

- на градациях МК4-АК1- высокотемпературный термолитический метан.

В зависимости от состава керогена, скорости прогрева и других факторов возможны те или иные смещения генерационных фаз по шкале катагенеза. ш

9. Для решения проблемы прогноза фазового состояния нафтидов в новых районах по геофлюидодинамическим данным необходимо по первым же глубоким поисковым скважинам определить пластовые давления и по диаграммам ГИС рассчитать коэффициенты аномальности петрофизических показателей глин. Анализ пластовых давлений позволяет оценить степень барической аномальности в природных резервуарах, тогда как анализ уплотнения глин устанавливает степень релаксации поровых давлений в глинах, т.е. степень закрытости глинистых толщ и соответственно состояние генерационных процессов. Если поровые давления резко превышают условные гидростатические, то в генерирующей глинистой толще продолжается образование микронефти. Если поровые давления в глинах достаточно близки к условным гидростатическим, то кероген генерирует газ. Конкретные петрофизические показатели нефте- и газообразования могут быть уточнены в ходе дальнейших исследований.

Анализ графиков погружения и прогрева в сочетании с данными о давлениях, температурах и рефлексометрии витринита устанавливает состояние генерирующих толщ в онтогенезе осадочного бассейна: длительность доинверсионного и постинверсионного этапов, длительность генерации нафтидов различного фазового состояния, вариант генерационной модели и, наконец, прогнозное состояние нафтидов в изучаемом регионе.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Бора Кальян, Москва

1. Алексеев Ф.А., Динисенко В.Е. О биохимическом механизме раздельного образования нефти и газа. // Условия раздельного формирования зон нефте- и газонакопления в земной коре. Тр. ЗапСибНИГНИ, выпуск 137,- Тюмень, 1978- С.43-46.

2. Андреев П.Ф., Богомолов А.И., Добрянский А.Ф., Карцев A.A. Превращения нефти в природе. Гостоптехиздат. Л.: 1958. 416 с.

3. Баженова O.K. Ранняя генерация нефти и перспективы нефтеносности небольших глубин. // Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья: Обзор/ МГП "Геоинформмарк". М.: 1992. - 52 с.

4. Биджиев Р. А, Натанов Л. М. Возможности применения аэрокосмических материалов при прогнозировании нефтегазоносности. // Исследование Земли из космоса М.: Наука, 1984. N5. - С.41-50.

5. Блох A.M. Структура воды и геологические процессы. М.: Недра, 1969.-216 с.

6. Брод И.О. Основы учения о нефтегазоносных бассейнах. М .: Недра. 1964,- 60 с.

7. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние) // Изв.АН СССР Сер. Геол, 1967, N 11. С. 135-156.

8. Галимов Э.М. Изотопы углерода в нефтегазовой геологии.- М.: Недра, 1973. -384 с.

9. Галимов Э.М, Кодина Л.А. Исследование органического вещества и газов в осадочных толщах дна мирового океана. М.: Наука, 1982. - 228 с.

10. Геохимические особенности поровых растворов горных пород/ П.А.Удодов, Е.С.Коробейникова, А.Д.Назаров и др.- М.: Недра, 1978.- 240 с.

11. Голованова Г.Ф., Квливидзе В.И., Киселев В.Ф. Природа протонодонорных центров на поверхности окислов Si02 и А1203. // Связанная вода в дисперсных системах, вып. 4. М: Изд-во. МГУ, 1977.216 с.

12. Гончаров И.В. Геохимия нефтей Западной Сибири.- М.: Недра, 1987.- 181 с.

13. Гриценко А.И., Островская Т.Д., Юшкин В.В. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа. М.; Недра, 1983,- 263 с.

14. Гулиев И.С., Фейзуллаев A.A., Гусейнов Д.А. Степень зрелости нефтей разновозрастных резервуаров Южно-Каспийской мегавпадины. // Геология нефти и газа. 2000, No.3.- С. 41-50.

15. Давление пластовых флюидов / Гуревич А.Е., Крайчик М.С., Батыгина Н.Б. и др. Л.: Недра, 1987.- 223 с.

16. Ермолкин В.И. Зональность нефтегазонакопления на платформенных территориях,- М.: Недра, 1986. -184 с.

17. Ермолкин В.П., Тараненко E.H., Хакимов М.Ю. Геофлюидодинамические предпосылки раздельной генерации нефти и газа. // Геология нефти и газа.- 1997, No 5. С. 28-33.

18. Жабрев И.П., Ермаков В.П., Соколов В.Л., Чайковская Э.В. Генезис газа как основа научного прогнозирования поисков газовых и газоконденсатных месторождений/ Генезис углеводородных газов и формирование месторождений,- М.: Наука, 1977.-С. 6-19.

19. Иванов М.К. Фокусированные углеводородные потоки на глубоководных окраинах континентов. Автореф. д.г-м.н., МГУ, 1999.- 74 с.

20. Катагенез органического вещества и нефтегазообразование в условиях дифференциального уплотнения глин / Е.И.Тараненко, В.И.Диваков, М.Ю.Хакимов и др. -М: Изд. РУДН, 1994,- 164 с.

21. Колодий В.В. Подземные воды нефтегазоносных провинций и их роль в миграции и аккумуляции нефти (на примере Юга Советского Союза).- Киев.: Наук. Думка, 1983.- 248 с.

22. Корценштейн В.Н. Водонапорные системы крупнейших газовых и газоконденсатных месторождений СССР.- М.: Недра, 1977.- 247 с.

23. Корчагина Ю.И., Четверикова О.В. Методы оценки генерации углеводородов в нефтепродуцирующих породах. М.: Недра, 1983.- 222с.

24. Крамаренко J1.E. Геохимическое и поисковое значение микроорганизмов подземных вод. JL: Недра, 1983.-181с.

25. Логинова Л.Г Состояние и перспективы исследований в области термофилии микроорганизмов/ Биология термофильных микроорганизмов. -М.: Наука, 1986.С.5-22.

26. Лопатин Н.В. Образование горючих ископаемых.-М.: Недра, 1983.- 192 с.

27. Метан / Ф.А. Алексеев., Г.И. Войтов., B.C. Лебедев., З.Н. Несмелова,- М.: Недра, 1978.-310 с.

28. Немченко H.H., Ровенская A.C., Шоелл М. Происхождение природных газов гигантских газовых залежей севера Западной Сибири. Геология нефти и газа № 2. 2000. С.45-56.

29. Поливанова А.И. Распределение и происхождение основных запасов метана и сероводорода в зависимости от распространения соленосных отложений/ Нефтегазоносность регионов древнего соленакопления. Новосибирск: Наука,1982-С. 121-130.

30. Панченко A.C. Раздельное прогнозирование залежей газа и нефти.-М.: Недра, 1985.-200 с.

31. Рудкевич М.Я. Палеотектонические критерии нефтегазоносности. -М., Недра, 1974,- 184 с.

32. Селиванов О.В. Моделирование процессов образования нефтянных углеводородов а условиях бестемпературного неравномерного всестороннего сжатия нефтематеринских пород. / Автореф. дисс. к. г.-м.н.- М.: ИГиРГИ, 1991.- 26 с.

33. Соколов Б. А., Абля Э.А. Флюидо динамическая модель нефтегазообразования. -М.: ГЕОС, 1999.- 76 с.

34. Строганов В.П. Региональные и локальные критерии оценки нефтеносности и газоносности./ Геологические методы поисков и разведки месторождений нефти и газа. М.: ВИЭМС, 1979. -71 с.

35. Строганов В.П. Генетическая оценка газоносности ЗападноСибирской плиты. -М:- 1997.- 92 с.

36. Тараненко Е.И., Ермолкин В.И. Закономерности нефте-и газообразования по данным геофлюидодинамического моделирования. //

37. Междунар. конф. "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа". -М.: Изд. МГУ, 1998. С. 200-201.

38. Тараненко Е.И. Геофлюидодинамическая концепция нефтегазоносности осадочных бассейнов. // Вестник РУДН. М.: № 1, 1999. - С.69-75.

39. Тараненко Е.И., Бора Кальян. Генетические факторы ранней генерации метана. // Сб. " Актуальность проблемы теории и практики инженерных исследований". М.: Машиностроение, 1999.-С. 291-293.

40. Тараненко Е.И., Бора Кальян. Две версии раннего метаногенеза. //

41. I Междунар. конф. " Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа". -М. Изд. МГУ, 1999.-С. 263-264.

42. Тараненко Е.И., Бора Кальян. Биохимия метангенерирующих бактерий.// V междунар. конф. " Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа" М.: МГУ, 2001.- С.453-454.

43. Условия раздельного формирования зон нефте- и газонакопления в земной коре. Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 137- Тюмень, 1978,- 154 с.

44. Условия раздельного формирования зон нефте- и газонакопления в нефтегазоносных бассейнах СССР и зарубежных стран. Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 138- Тюмень, 1978,- 172 с.

45. Химический состав нефтей Западной Сибири/ Бейко О.А., Головко А.К., Горбунова JI.B. и др. Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1988. -288 с.

46. Юзвицкий А.З., Фомичев А.О., Бостриков О.И. ЗападноСибирский угленосный бассейн. Отеч. геол, No.2, 2000 - С.25-33.

47. Grace John D. & Hart George F. Giant Gas Fields of Northern West Siberia. AAPG Bulletin, V.70, No. 7 (July 1986). P. 830-852.

48. Simoneit Bernd R.T. Effects of hydrothermal activity on sedimentary organic matter: Guaymas Basin Gulf of California Petroleum genesis and protokerogen degradation/ Hydrothermal processes at seafloor spreading centers. - 1983. - P. 451-471.

49. Stahal Wolfgang and Faber Eckhard. Carbon isotopes as a petroleum exploration tool. Federal Institute for Geosciences and Natural Resources, Stilleweg 2. D-3000. Hannover, Fed.Rep.Germany.