УДК 553.061.12/.17

Обзор органической теории происхождения нефти и оценка генерационного потенциала баженовской свиты

Атауллин Фарит Мансурович – геолог, научный руководитель, г. Уфа.

Зайлямова Аделина Дмитриевна – магистрант Уфимского университета науки и технологий.

Аннотация: В статье рассматривается концепция органогенного происхождения нефти и актуальные вопросы, возникающие перед ней. Также в работе поставлен вопрос, может ли баженовская свита являться основной нефтегазоматеринской толщей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Для решения данного вопроса выполнена попытка оценки генерационного потенциала баженовской свиты и сравнения его с начальными геологическими запасами Западной Сибири.

Ключевые слова: нефть, происхождение, нефтематеринская толща, миграция, генерация, баженовская свита, Западная Сибирь

Концепции происхождения нефти включают в себя целые системы образования, миграции и аккумуляции углеводородов в недрах земли. На сегодняшний день существует две основные гипотезы, проработка положений которых еще не позволяет в полной мере поставить точку в пользу той или иной концепции.

Современная теория неорганического происхождения нефти ссылается на лабораторные исследования, в рамках которых экспериментальным способом возможно получение углеводородов предельного ряда. Эта реакция носит название процесса Фишера-Тропша.

Однако основным недостатком теории неорганического происхождения нефти является отсутствие необходимых катализаторов для процесса образования алканов. Кроме того, экспериментально не подтверждена возможность получения циклических углеводородов, и в данный момент в рамках неорганической концепции нет теоретического обоснования наличия изопренанов в химическом составе нефтей.

В положениях органической теории происхождения нефти данные проработаны больше и вызывают доверия значительного количества исследователей. Особое внимание уделяется процессам захоронения исходного вещества, его преобразованиям и накоплению углеводородов в связке «органика-порода». Именно поэтому зачастую концепцию биогенного происхождения нефти называют осадочно-миграционной.

Однако и здесь есть свои недостатки. Так в частности в настоящий момент не проработано в полной мере учение о нефтематеринских породах. Исследователей помимо прочих важных моментов интересует вопрос о формировании таких толщ, о глубинах их залегания, об их потенциале генерации.

Органогенная теория происхождения нефти

Учение о нефтематеринских толщах по своей сути представлять собой часть учения об осадочно-миграционном образовании нефти. Иными словами можно сказать, что нефтематеринская толща – это преимущественно глинистая толща обычно морского происхождения, залегающая в определённый период своего развития на глубинах нефтяного окна.

Разумеется, общепринятое определение включает в себя другие немаловажные условия. Так, например, нефтематеринская толща обязательно должна быть обогащена рассеянным органическим веществом, породы толщи должны накапливаться в условиях длительного прогибания и преимущественно в восстановительных условиях. Кроме того, нефтематеринские толщи по своей природе не всегда глинистые.

 Но проблема нефтегенерирующих толщ не в том, какие породы способны генерировать нефть, а в каком количестве. Эту проблему первым отметил американский геолог Х. Хедберг еще в 1966 г. О диагностике нефтепроизводящий пород он писал, что в небольших количествах нефть образовывалась в очень многих породах, поэтому выявление нефтематеринских пород не столь важно, как выявление пород, способных быть источником большого количества нефти.

Более определенно по этому поводу высказывался В.А. Успенский. Он заметил, что нет практического смысла разделять нефтематеринские и не нефтематеринские категории пород. Владимир Алексеевич указал на то, что необходимо различать породы по их генерационному потенциалу.

Образование органического вещества довольно сложный геолого-геохимический (и геофизический) процесс. Генерация органического вещества идет совместно с образованием и дальнейшим преобразованием горных пород. Важнейшей стадией его преобразования является стадия катагенеза. Именно в этих условиях и образуются такие углеводороды как нефть и газ. Образование нефти приходится на МК_1-3, поэтому эти стадии называют главной зоной нефтеобразования (oil window). Образование газа соответственно приходится на более поздние стадии – МК_4-5.

Каустобиолиты принято разделять на угольный (сапропели, торф, угли, антрацит) и нефтяной (нефть, мальты, углеводородные газы) ряды. Каустобиолиты угольного ряда образуются в основном из остатков высших растений в континентальных условиях, а нефтяного (битумного) – образуются в основном из низших водных растений и бактерий в морских условиях (прокариоты и возможно эукариоты).

Органическое вещество содержится практически во всех типах осадочных пород, но в различной концентрации. Основными его составляющими являются белки, углеводы и липиды. Также необходимо выделить лигнин – компонент входит лишь в состав высших растений и более важен при рассмотрении угольного ряда преобразования органического вещества.

В процессе диагенеза ведущую роль в преобразовании ОВ играют не только термобарические условия, но и деятельность микроорганизмов. В обстановке со свободным доступом кислорода ОВ может полностью израсходоваться в процессе окисления ОВ до углекислого газа и воды. В раннем диагенезе ОВ с осадком также подвержено окислению, но лишь в верхнем слое (10-15см).

С увеличением глубины концентрация микроорганизмов уменьшается. И уже на глубине 30см их количество уменьшается в тысячи. Таким образом, в бескислородной среде начинаются процессы восстановления серы и сульфатов. Одновременно в осадке уменьшается количество окисленного железа и увеличение сульфидов. Биохимические процессы на стадии диагенеза сопровождаются интенсивным образованием углекислого газа, водорода, сероводорода и даже метана.

Преобразование ОВ на стадии диагенеза, по сути, является первым этапом формирования нефтепродуцирующего потенциала пород. Сначала происходит гидролиз углеводов и лигнина, также происходит образование поликонденсированных ароматических колец, являющихся предшественниками керогена.

Жирные кислоты вступают в реакции, в результате которых образуются более устойчивые аналоги. В результате к концу диагенеза в ОВ накапливаются длинноцепочечные спирты, кетоны, воски, растительные смолы, а также исходные биологические структуры, не подверженные разрушению.

Таким образом, диагенез завершает этап подготовки к преобразованию ОВ в каустобиолиты. ОВ начинает делиться на две фракции: легкая – битуминоидная и более тяжелая – керогенная, являющаяся основным источником углеводородов. Дальнейшее преобразование керогена происходит на стадии катагенеза.

Различные типы керогена обладают различными характеристиками и преображаются соответственно по-разному. Например, уменьшение определенных соединений в одном типе керогена может привести к увеличению его в другом.

Протокатагенез характеризуется процессами изменения состава и свойств минералов и ОВ при увеличении давлений и температур. Именно на этой стадии завершается преобразование органического вещества в кероген. В зонах ПК₁ и ПК₂ при благоприятных для этого условий могут генерироваться биогенные газы СН₄, СО₂, N₂. А в зоне ПК₃ возникают условия для генерации «незрелых нефтей». Они, как правило, тяжелые, содержат большое количество серы, смол, и асфальтенов.

Мезокатагенез является наиболее активной стадией преобразования органического вещества. Она характеризуется большими давлениями и температурами, а также присутствием катализаторов. В зоне МК_1-2 начинается перестройка керогена с активным новообразованием битумоидов, обогащенных углеводородами (так называемые «микронефти»).

Последняя стадия катагенеза, называемая апокатогенезом, характеризуется завершением преобразования органического вещества при более жестких термобарических условиях. Данные условия приводят к истощению нефтегенерационного потенциала и обуглероживанию керогена. На стадиях АП_1-2 ароматические газоконденсаты постепенно переходят в сухие и кислые газы – CH₄CO₂ и H₂S. А на стадиях АП_3-4 происходит полное истощение нефтегазогенерационного потенциала.

Микронефть образуется преимущественно в зоне МК_1-2 в нефтематеринских толщах. Миграция же носит преимущественно вертикальных характер. Однако нельзя забывать и о горизонтальном перемещении – локализация УВ в нефтематеринских толщах неравномерна.

Сам процесс миграции определяется как перемещение углеводородов в различных фазовых состояниях в земной коре под влиянием природных факторов различного характера.

К таким факторам относят проявление капиллярных и гравитационных сил, градиенты пластовых давлений и температур. Причем доминирование конкретного фактора зависит от геологической обстановки бассейна осадконакопления.

В рамках осадочно-миграционной концепции образования нефти и газа миграцию рассматривают как динамический процесс, который включает первичное (эмиграция), вторичное (резервуарная, коллекторская) и третичное (межкомплексная, субвертикальная) проявления.

Говоря о миграции в пределах материнской толщи, геологи в первую очередь говорят о первичной миграции. Первичная миграция связана перемещением микронефти сразу после ее образования. Миграция нефти здесь связана с энергией гравитации при седиментационном уплотнении пород. Микронефть помимо свободной формы может также мигрировать в виде истинных и коллоидных растворов.

Здесь также следует обратить внимание на аномально высокую растворяющую способность вод, дегидратируемых из глин. То есть такие воды могут вмещать в себе большие объемы УВ, только образованных в материнских толщах. Таким образом, водораствовренная форма, наряду со свободной и газорастворенной (для нефти), могут иметь важное значение для первичной и вторичной миграции УВ.

Ошибочным будет полагать, что в пределах нефтегазоматеринских толщ возможна лишь первичная миграция. Материнская порода, как и любая другая осадочная порода, имеет неоднородное строение. Здесь могут быть и плотные слабопроницаемые породы, в пределах которых возможна лишь слабая вертикальная миграция микронефти, и более проницаемые породы с характеристиками коллектора.

Миграция в проницаемых породах уже может относиться к вторичной. С одной стороны она уже носит и латеральных характер, с другой стороны такая миграция имеет большие скорости и способствует скоплению нефти и даже некой локализации в небольших масштабах в пределах локальных структур поднятия.

Однако миграцию УВ в пределах нефтематеринских пород относить только к одному виду – вторичной или первичной – кажется некорректным. Причины весьма понятны:

1. миграция носит одновременно латеральный и вертикальный характеры;
2. происходит одновременная миграция и выделение УВ и пластовых вод из состава породы;
3. перемещение УВ происходит сразу в нескольких формах (свободное, водорастворенное, газорастворенное) и выделить основное не представляется возможным. Таким образом, в этом случае корректнее всего говорить о неком комплексном проявлении.

Не смотря на кажущуюся простоту рассмотрения миграции, знания распространения проницаемых пород в пределах нефтематеринских толщ и знания структурного каркаса не гарантирует успешности поисковых и разведочных работ на нефть в пределах рассматриваемых толщ. Сложности таких работ по месторождениям сланцевой нефти являются общепринятыми.

Генерационный потенциал бажена

Пожалуй, наиболее значимый вклад в образование углеводородного сырья Западной Сибири вносит баженовская свита. Свита сложена характерным для ЗСМП терригенным материалом, преимущественно глубоководно-морского происхождения.

В традиционных терригенных породах-резервуарах углеводороды занимают лишь поровое пространство, которое было заполнено вследствие миграции из материнских толщ. В баженовской толще и ее аналогах (как в материнских породах) углеводороды также представлены и керогеном, а поровое пространство заполнено микронефтью. Микронефть также связана и с минеральным каркасом породы, что наряду с другими особенностями обуславливает нетрадиционный подход к изучению и освоению запасов материнских толщь.

Нетрадиционный подход к освоению запасов баженовской свиты и ее аналогов связан с локализацией углеводородов, с оценкой их запасов и с особенностями разработки трудноизвлекаемой сланцевой нефти. Если для решения проблем поисков, геометризации и подсчета запасов необходимы новые подходы к геологическому моделированию и серьезный геолого-статистический анализ кернового материала, то для решения проблем с разработкой используется традиционный для низкопроницаемых пластов гидроразрыв пласта.

Сегодня считается, что рассматриваемая толща является нефтегазоматеринской повсеместно в латеральном распространении, а значит, теоретически возможна локализация УВ практически в любой области Западно-Сибирской мегапровинции с подходящими условиями для их аккумуляции.

Считается, что практически все запасы месторождений провинции сформировались путем миграции именно из баженовской толщи (и ее аналогов). Причем данное утверждение относится как к вышележащим пластам, так и к нижележащим

Возможно ли, что весь нефтегазоносный потенциал Западно-Сибирской провинции сформирован за счет баженовской толщи. Для изучения данного вопроса необходимо выяснить возможные объемы, которые способна сгенерировать толща и сравнить ее с суммой запасов всех месторождений Западной Сибири и остаточной нефти бажена.

Для оценки генерационного потенциала керогена используются стандартные пирролитические исследования. Автор рассчитал, что генерационный потенциал керогена зависит от степени зрелости ОВ, так для незрелого керогена эти значения могут достигать 200 мг УВ/г породы, а для зрелого 5-10. То есть, для количественной оценки генерационного потенциала свиты и ее аналогов достаточно рассчитать ее объем и умножить на генерационный потенциал, полученный лабораторно.

Считается, что площадь распространения баженовской свиты и ее аналогов составляет порядка 1 млн. км², а средняя мощность порядка 15 м. В таком случае, можно оценить пород в 15 трлн. м³. Здесь, однако, следует понимать, что цифры не могут представлять большой точности и носят лишь оценочных характер.

Вся материнская толща не может быть представлена керогенным материалом, в наиболее оптимистичном варианте его содержание может достигать 20% и более. Для нашего расчета выберем оптимистичный вариант и рассчитаем массовую долю керогена в породах баженовской свиты и аналогов. Так, учитывая среднюю плотность аргиллита в 2.6 *10³ кг/м³, примем массу пород баженовской свиты в 39 трлн. т. Тогда масса керогена в ней не превысит 7,8 трлн. т (20%).

Генерационный потенциал керогена [4] в породах баженовской толщи для незрелого ОВ может достигать 200 мг УВ/г породы. Таким образом, содержание УВ в баженовской толще не превышает 1,56 трлн. т. (табл 1).

Таблица 1. Расчет генерационного потенциала баженовской свиты Западной Сибири.

В открытых источниках практически не представлена информация о геологических запасах нефти Западной Сибири, но есть оценка ее извлекаемых запасов по сумме известных месторождений – порядка 22 млрд. т. Согласно экспертной оценке распределения КИН по объектам разработки ХМАО и ЯНАУ средние значения не превышают 0,30, причем наиболее вероятное значение – 0,20. Таким образом, можно судить о начальных геологических запасах провинции – порядка 110 млрд. т.

С другой стороны, исследователи В.А. Скоробогатов, Е.С. Давыдова, О.Г. Кананыхина из ООО «Газпром ВНИИГАЗ» оценивают начальные геологические запасы в 100 млрд. т., включая разведанные запасы в 55% [6]. Однако эта цифра, как и предыдущая, не может считаться точной, но вполне пригодной для простейшего анализа.

Что касается геологических запасов газа провинции, то согласно Большой российской энциклопедии они оцениваются 79,9 трлн. м³, в том числе разведанных 57,5. Запасы и ресурсы конденсата в 8.5 млрд. т. Также необходимо учесть запасы растворенного газа – однако его значение в сопоставлении со свободным газом ничтожно мало. С учетом плотности природного газа от 0,68 до 0,85 кг/м³ его суммарная масса в Западной Сибири составит 59,925 млрд. т. при плотности в 0,75 кг/м³.

То есть на сегодняшний день запасов и ресурсов углеводородного сырья в Западной Сибири насчитывается порядка 170 млрд. т. Данные расчеты не учитывают суммарные текущие запасы баженовской свиты, которые по данным US EIA от июня 2013 составляют примерно 1,2 трлн. баррелей нефти. Что эквивалентно 168 млрд. т при средней плотности нефти для Западной Сибири в районе 880 кг/м³. Однако следует понимать, что оценка US EIA весьма оптимистично.

Таким образом, мы имеем генерационный потенциал баженовской свиты в Западной Сибири 1,56 трлн. т. и запасы всей провинции в 338 млрд. т (включая оцененные запасы нефти баженовской свиты). Иными словами, сопоставление запасов провинции и генерационного потенциала баженовской свиты теоретически не опровергает возможность того, что рассматриваемая толща играет ведущую роль в формировании нефтегазоносного потенциала всей ЗСМП.

Даже в менее оптимистичных прогнозах содержания УВ в керогене, потенциал бажена больше известных на данных момент запасов Западной Сибири.

Трудно представить, что баженовская свита с аналогами формирует весь нефтегазоносный потенциал Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Надо полагать, что наибольшие сомнения в ведущем положении баженовской свиты в формировании нефтегазоносного потенциала всей мегапровинции вызывают три основных момента.

Во-первых, мощность баженовской свиты в среднем составляет порядка 15 метров, а промышленная нефтегазоносность провинции открыта от доюрского основания до сеноманского комплекса.

Во-вторых, трудно представить возможности как латеральной, так и горизонтальной миграции от одного небольшого по мощности горизонта на такие длительные расстояния. Причем миграцию как вверх в меловой комплекс, так и вниз в юрские отложения.

И наконец, в-третьих, на протяжении наращивания всего осадочного чехла провинции формирование единственной нефтегазоматеринской толщи не может не подвергаться сомнению. Этот вопрос также включает в себя вопрос о том, какой генерационный потенциал должен быть у толщи, чтобы называться нефтематеринской.

На сегодняшний день теория об осадочно-миграционном происхождении нефти является ведущей при планировании поисково-разведочного бурения. Концепция хорошо проработана и отвечает на основные вопросы нефтеобразования и миграции УВ.

Основным аргументом в пользу биогенной концепции происхождения нефти является наличие биомаркеров в нефтяном сырье. Биомаркеры – соединения, сохранившие черты строения, свойственные исходным органическим молекулам. Например, изопренан образован из финола (боковая цепочка хлорофила) и явно указывает на растительное органическое происхождение.

Открытие материнских толщ и законов миграции УВ подкрепили биогенную концепцию. В Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции нефтегенерирующей толщей являются бажениты. Средняя мощность баженовской свиты составляет порядка 15 м (до 60 в гипоцентре), что ставит под сомнение ее ведущую роль в генерации УВ.

Однако нехитрый математический подсчет показал, что благодаря широкому распространению, баженовская свиты имеет большие объемы пород. Вероятно, при должном подходе к изучению генерирующего потенциала баженовской толщи, подтвердится ее превалирующая роль в генерации УВ в провинции.

Список литературы

1. Исаев В. П. Геохимия нефти и газа: курс лекций / В. П. Исаев. – Иркутск: Изд-во Иркут. гос. ун-та, 2010. - 35 с.
2. Истратов И.В. Исторические аспекты развития представлений о миграции нефти и природного газа. Научно-технический сборник вести газовой науки. – 2012. – № 1(9) – С. 17-21.
3. Калмыков А.Г., Бычков А.Ю., Калмыков Г.А., Бугаев И.А., Козлова Е.В. Генерационный потенциал керогена баженовской свиты и возможность его реализации. Георесурсы. 2017. Спецвыпуск. Ч. 2. С. 165-172.
4. Калмыков Г.А., Балушкина Н.С. Модель нефтенасыщенности порового пространства пород баженовской свиты Западной Сибири и ее использование для оценки ресурсного потенциала. – М.: ГЕОС, 2017, 247 с.
5. Матусевич В.М., Ковяткина Л.А. Нефтегазовая гидрогеология. Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. – Ч. 1. – 116 с.
6. Скоробогатов В.А., Давыдова Е.С., Кананыхина О.Г. Нефтеносность Западно-Сибирской мегапровинции. Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. – 2017. - № 3(31). – С. 13-28.