Факторы катагенеза пород и органического вещества

Т, Р, геологическое время, тектонические движения – под действием всех этих факторов протекает катагенез. Протекает при Т от 30 до 200град. И Р до 200 МПа, глубина от 100-5000м.

С катагенезом взаимодействуют наиболее благоприятные условия нефтеобразования, уплотнение глин, приводящих к миграции УВ. А так же появляются наиболее оптимальные коллектора.

Температура - ключевой фактор катагенеза. Средняя величина геотермического градиента составляет 6,6 град. на 100м.

-Тектонические процессы определяют силу;

-Теплофизические свойства;

-Динамика подземных вод;

-Геохимические особенности;

-Магматическая активность.

Величина теплового потока никогда не остается во времени и пространстве.

Максимальная величина геотермического градиента отличается во внутренних частях платформ. Наиболее большие показатели – современные подвижные пояса. Степень нагрева в современных краевых прогибах и межсклонных впадин не большая: Т=30 град. Чем больше Т прогрева, тем быстрее толща попадает в ГЗН.

Есть различие в температурах толщ, расположенных на одинаковых глубинах в древних и молодых платформах.

В осадочном бассейне древних платформ на глубине 5км: Т=100-120 град. На молодых платформах на той же глубине: Т=170-210 град.

Распределение температур по глубине не соответствует степени преобразованности в породах ОВ. Если в бассейнах древних платформ степень преобразованности ОВ на больших глубинах может соответствовать апокатагенезу, то современная температура невысокая.

 В молодых платформах температура недр не аналогично степени преобразованности  ОВ пород.

В качестве еще одного источника тепла в бассейнах молодых платформ, а так же межгорных складчатых поясов могут быть мощные толщи глинистых и тонкообломочных пород, которые находятся на стадии уплотнения. Процессы, при уплотнении глин, являются экзотермическими, температура держится и сосредотачивается в глинах.

Малая степень преобразования ОВ в условиях воздействия больших температур может быть так же следствием большой скорости накопления и погружения осадочных толщ.

Пример: Предкавказье - майкопская свита.

Быстрое приумножение и погружение глинистых толщ привело к не соответствию степени катагенеза ОВ и глубин, на которых они сейчас находятся. Такое быстрое погружение толщ приводит к газоносности, поскольку НМТ на   определенной глубине не успевает реализовать свой потенциал.

В Предкавказье обнаружены на глубине 5 км нефтяные залежи.

Пример: Чем позднее нефтегазоносные толщи вступают ГЗН, тем больше возможности для образования залежи нефти и газа для сохранности.

Особый интерес древние отложения, которые вступали в ГЗН - MZ и KZ.

 Существенную роль типа в осадочном бассейне играет эвапоритовая формация.

Эвапоритовая формация на больших глубинах играет роль холодильника. Она снижает температуры на больших глубинах, температура соответствует не апокатагенезу, а катагенезу. Залежи могут быть глубже 5 км.

Если иметь ввиду степень температур и степень запасов нефти, то получится, чтоя высокие температуры способствуют миграции и генерации УВ, чем влияют на коллектора.

Бассейны с низкой величиной геотермического градиента характеризуются невысокой работоспособностью.

Из-за большой температуры не сохраняются залежи нефти и газа. Под воздействием высоких температур ОВ начинает метаморфизироваться, температура может оказаться и отрицательным фактором.

Давление

Работает в прямопропорционально температуре. Оно помогает в изменении пористости и плотности пород. Минерального преобразования, текстурной особенности и других факторов.

Средняя плотность пород ЗК - 2,7 г/см3.

Давление на каждый км увеличивается на 27МПа. Изменение пористости нужно учитывать.

Если на поверхности пористость 50%, то суммарная пористость на больших глубинах 1-3%, на глубине 9 км давление составляет 237МПа.

Глинистые породы сильно изменчивы под давлением. Глины уплотняются, происходит перестройка кристаллической решетки. Происходит отжим седиментационной воды, и происходит отток микронефти. Процесс дегидротации - основной повод миграции из нефтепроизводящих толщ. Существует определенная зональность в глинистых породах.

Зона изменения состава глин

1) Соответствует диагенезу и располагается на глубине 300м.

В самой высокой части (первые 10 м) начинается резкое изменение влажности за счет ухода свободной воды (до 30%). В интеграле от 10 до 300м в глинах присутствует адсорбционная связанная вода Т – 20-25 град., Р – 3МПа – сохранение адсорбционной воды.

2) Состоит из 2-х подзон:

- верхняя на глубине 300м;

- нижняя на глубине 600-1000м.

Вторая зона аналогична начальному катагенезу. В верхней подзоне идет удаление воды. Отжим воды связан с увеличением температуры до 40 градусов, влажность не более 12%.

В нижней подзоне температура 40-60 градусов, давление 20 МПа, не достаточного для отжима.

3) Находится на глубинах 1100-2000 метров. Происходит изменение свойств, адсорбционной связанной воды. Происходит уплотнение глин, пористость снижается до 10%, присутствует гидрослюда.

В третей зоне выделяются 2 аномальных горизонта:

1) 60-70 градусов, 20-36 МПа,

2) 90-120 градусов, давление 50-60 МПа.

В этих горизонтах возросла общая пористость и влажность. Увеличивается кол-во растворимых солей. Начинается разуплотнение и стал больше отток воды. Эти горизонты имеют очень большое значение эвакуации нефти из НМТ. В случае, если на пути миграции нефти отсутствуют резервуары, то зоны разуплотнения в НМТ могут оказаться резервуаром.

4)Отвечает позднему катагенезу (апокатогенезу).

Начинается с глубины, где 1 градус выше 120 градусов, заключительный этап удаление влаги из глин. Влажность не превышает 2-х процентов и остается постоянной. Глины превращаются в аргиллиты.

Стадийность изменения глин носит необратимый характер и наиболее четко связаны процессы со стадийностью нефтегазообразования.

 

Геологическое время

Существуют 2 точки зрения о роли геологического времени в катагенезе:

1) ГВ в катагенезе роли не играет, поскольку при очередном повышении температуры процесс преобразования ОВ успевает завершиться за 100 или 1000 лет.

2) ГВ играет определенную роль при катагенезе. Оно компенсирует в разной степени дефицит температуры, необходимый для перехода одной степени катогенеза к другой, в роли коллектора.

 

Динамический катагенез

При статическом катагенезе происходит последующее изменение свойств пород, обусловленное воздействием температуры и давления. Если бассейн, находящийся в тектонически активном регионе, где более высокие тектонические движения воздействия сейсмичности, процессом магматизма и метомарфизма и другими процессами, способствует прогреву толщ и их уплотнений. Такой процесс называется динамическим катагенезом.

Пример: угольная толща в районе Алдана преобразование углей, понятие динамического катагенеза были использованы для объяснения, преобразования углей, никогда не погружаются на значительные глубины. Это объясняется условием тангенсального сжатия и воздействием позднее -мезозойского магматизма.

Пример: Предверхоянский прогиб.

Борт прогиба, который примыкает к складчатой области, здесь есть ступень преобразования ОВ на 1-2 градации выше, чем на платформенном борту.

Все крупнейшие нефтегазаностные бассейны мира шли по динамическому пути.

Вывод: развитие НГ бассейнов шло по пути статического-динамического катагенеза. Раздельно они встречаются редко. Бассейны платформенного типа по большей степени развивались по статическому катагенезу, а бассейны складчатых – по динамическому пути.

2.11 Динамические факторы нефтеобразования

Положение зоны ГФМ изменяется по глубине и протяженности. Они связаны с факторами статическими и динамическими.

Статический фактор – тип ОВ НМТ, ее возрастает литология.

Динамический фактор – скорость погружения толщ, величина теплового потока и геотермичные элементы, а также тектоническая и сейсмическая активность бассейна.

Для того, чтобы НМТ в полной степени реализовал свой потенциал, большое значение имеет условия миграции УВ.

Процессы нефтеобразования и процессы дегидратации глин, как правило, идут независимо друг от друга. И во времени могут не совпадать.

Если сток сидиминтационных вод происходит раньше ГФМ, то миграция нефти будет очень сильно затруднена. Наиболее оптимальные условия тогда, когда эти процессы совпадают во времени.

Для образования приличных скоплений нефти необходимы величины геотермического градиента от 3-3,5. Высокая скорость формирования НМ отложений 40-80м. за миллион лет.

Существует классификация зависимости нефтегазоностности от темпов осадконакопления.

Выделяют 4 типа бассейнов:

1) Бассейны высокого генерационного потенциала -0,3-0,9 т/км2.

2) Среднего потенциала -0,16-0,3 т/км2.

3) Низкого потенциала -0,06-0,16 т/км2.

4) Убывающего потенциала, меньше 0,9т/км2.

По условиям образования очага бассейны подразделяются на 3 типа:

1) Пассивные (величина геотермального градиента больше 3-х градусов на 100м, скорость осадконакопления больше 40м на 100 000 000 лет).

2) Активные  (геотермальный градиент 3-3,5 градусов на 100м).

3) Высокоактивные (до 5 градусов на 100м, скорость седиментации больше 80м на 100 млн. лет).

 

Заключение.

Методы геологических и геофизических поисков нефти и газа решает задачу поисков нефтегазоносных залежей. Подчеркну, что не все структуры, выявляемые геофизическими методами, впоследствии подтверждаются глубоким бурением. И не сегда подтвержденные глубоким бурением структуры нефтегазоносны. Это заставляет улучшать методику, находить более эффектные модификации методов, повышающие результативность поисков.       

Задачей геохимических методов являются поиски не ловушек, а месторождений нефти и газа. Как отметил А.В. Сидоренко «решение проблемы прямых поисков полезных ископаемых через толщи перекрывающих пород равносильно технической революции в геологоразведочном деле».

 

2.13. Список литературы.

1. Баженова О.К. Геология и геохимия нефти и газа: Учебник /О.К.Баженова, Ю.К.Бурлин, Б.А.Соколов, В.Е.Хаин; Под ред. Б.А.Соколова. – 2 –е изд., перераб. и доп. – М.: Изд. Моск. Унта, изд. Центр «Академия» – 2004.. – 415 с., илл. – (Классический университетский учебник).

2. Брагинский О.Б. Мировой нефтегазовый комплекс / О.Б.Брагинский. – М.: Наука,2004. – 605 с.

3. Габриэлянц Г.А. Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. Учебник. М.: РИЦ МГГА, 2000. – 512 с.:

4. Конторович А.Э. Очерки теории нафтидогенеза: 51 Избранные статьи/ Науч. ред. д-р геол.мин. наук С.Г.Неручев. – Новосибирск: Изд. СО РАН, филиал «Гео». – 2004. – 545 с.

5. Методы прогноза, поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие /Р.Х.Муслимов, В.В.Ананьев, В.М.Смелков, Р.К.Тухватуллин. – Казань: Изд-во Казанского государственного университета, 2007. – 320 с. 6.. Минерально-сырьевые ресурсы Российской Арктики.