Материнская порода

Генетическая типизация нефтей, которую мы начали проводить с 1960 г., позволила в дальнейшем провести генетическую классификацию нефтей в ряде регионов Советского Союза. Под генетическим типом нефти подразумевается такой тип, особенности состава которого унаследованы от ОВ материнской породы, генерировавшей данную нефть. Эти особенности связаны главным образом со структурой УВ высококипящих фракций и являются критериями выделения генотипов нефти. [c.10]

Некоторые глины, а также некоторые сланцевые породы, в составе которых играет значительную роль органический материал, т/ е. те породы, которые мы отнесли к каустобиолитам, при образовании нефтяных месторождений играют особую роль они являются материнской породой, исходным материалом, в процессе изменения которого (в так называемом процессе битуминизации) возникают нефть и углеводородные газы. Нефть в таких битуминозных породах (битуминозных глинах и битуминозных сланцах) находится в рассеянном состоянии, распределенной по всей массе породы она там находится в громадных количествах, но не может быть оттуда извлечена теми методами, которые применяются в добыче нефти из песков и других крупнопористых пород. Только при наличии особых условий (громадного давления, высокой температуры, или же действия сил капиллярного, притяжения) в течение ряда геологических эпох она может перейти в переслаивающиеся с глинами рыхлые породы — пески, песчаники и др. [c.173]

Генетическая классификация нефтей должна включать генетические, "кодовые", признаки, унаследованные от ОВ материнских пород. Есть два подхода к этому вопросу. Один нашел отражение в работах Ал. А. Петрова [20, 21], А.Э. Конторовича и других геохимиков, которые разделили нефти на два типа или категории нефти, образовавшиеся из морских отложений и из органической массы неморского генезиса. Ал. А. Петров подразделяет нефти на категории А и Б. В нефтях категории А, судя по данным газожидкостной хроматографии, имеется определенное количество нормальных и изопреноидных алканов, а в нефтях категории Б — пики н-алканов отсутствуют. В свою очередь, в зависимости от относительной концентрации нормальных и изопреноидных алканов в нефтях категории А и от наличия или отсутствия изопреноидных алканов в нефтях категории Б нефти разделяются на два типа (в каждой категории) А, А , Б , Б. А.Э. Конторович [10] выделяет четыре основных типа нефтей - А, В, С и О. [c.9]

Проблема унаследованности конкретной нефтью черт ОВ материнских пород сложная, и многие вопросы требуют дальнейших исследований. В последние годы этой проблеме уделяется все больше и больше внимания. Ал. А. Петров [20) подробно рассматривает реликтовые УВ нефти, которые тесно связаны с исходными биологическими>молекулами. По его данным, к числу наиболее важных реликтовых УВ относятся нормальные и изопреноидные алканы, циклические изопреноиды — стераны, тритерпаны. По мнению Ал. А. Петрова, около половины УВ ряда метана в нефтях представлено реликтовыми соединениями. Одна часть из них непосредственно наследуется нефтью, другая служит источником образования определенной части глубокопревращенных УВ нефти. [c.30]

Дальнейшее развитие нефтяной геохимии привело к выделению генетических показателей, унаследованных нефтью от ОВ. На этом этапе появляются классификации нефтей по признакам, унаследованным от ОВ материнских пород. Последние подразделяются на породы с сапропелевым, гумусово-сапропелевым и гумусовым типами ОВ и соответственно генерируют нефти трех типов. Однако такую классификацию некоторые исследователи называют геохимической, хотя правильнее ее назвать генетической, так как первое название не отражает в данном случае истинного соподчинения понятий. [c.7]

Различия в составе ОВ нефтематеринских пород предопределяют и многообразие нефтей, наследуемое от генерировавшего их ОВ. Однако наиболее сложен вопрос о том, что непосредственно наследуется нефтями от ОВ пород. Важно также выяснить, как влияют первичная миграция и вторичные процессы преобразования нефтей в залежах на генетические показатели углеводородов нефти и ОВ материнских пород. [c.30]

Все это указывает на то, что генетические различия нефтей Припятского прогиба связаны с первоначальными различиями ОВ материнских пород, которые затем были унаследованы нефтью. [c.77]

С позиции цикличности процессов нефтегазообразования нельзя оценивать всю территорию в целом без оценки потенциальных возможностей нефтематеринских пород каждого отдельного цикла. Представления некоторых исследователей о том, что У В из материнских пород перемещаются на неограниченно далекое расстояние как по горизонтали, так и в особен- [c.110]

Преодоление нефтематеринскими породами определенного энергетического барьера, после чего и начинается усиленная генерация УВ, зависит от конкретных благоприятных условий, которые следует искать на тех участках исследуемого региона, где возникают палеотемператур-ные максимумы, обычно связанные с зонами унаследованного прогибания. На этих участках материнские породы раньше достигают зоны активной генерации УВ и значительно дольше находятся в условиях повышенных температур, что, по мнению многих исследователей, увеличивает продуцирующую способность материнских пород. Следовательно, фактор длительности нахождения материнских пород в зонах, наиболее благоприятных для генерации УВ, играет решающую роль не только для нефтегазообразования, но и для масштабов миграции. [c.115]

Длительное пребывание материнских пород в ГЗН (215—305 млн. лет) и воздействие высоких температур могло повлечь за собой генерацию [c.163]

Каждому циклу нефтегазообразования свойственна своя нефтематеринская порода со специфическим для данного цикла составом ОВ. Эта специфика наследуется нефтью. Каждому циклу соответствует свой генотип нефти. Поэтому в основе прогнозирования качественного состава углеводородных флюидов должен лежать прежде всего генотип нефти, связанный с определенным циклом нефтегазообразования. В зависимости от специфики ОВ (гумусовой или сапропелевой его основы) и термобарических условий материнской породой будет генерироваться преимущественно газ или нефть. С гумусовым типом ОВ даже при относительно низкой температуре могут быть связаны преимущественно чисто газовые скопления УВ в основном сухого метанового газа. Примесь сапропелевого материала (при сапропелево-гумусовом типе ОВ) приведет к генерации не только метана, но и его гомологов. [c.182]

Эволюция органического мира, изменение климатических условий и связанных с ними гидрогеологических условий осадконакопления привели к большому разнообразию как исходной биомассы, так и ОВ материнских пород. [c.186]

Окружающая обстановка. Третьим важным вопросом проблемы является окружающая обстановка физические условия (температура и давление) и химическая обстановка, включающая минералы материнских пород и коллекторов, а также присутствие соленой воды, имеющей нейтральную или слабощелочную реакцию [16]. [c.78]

Время. Четвертым фактором, который должен учитываться наравне с окружающей обстановкой, является фактор времени или возможный возраст материнских пород и коллекторов, в которых находится нефть. Этот фактор должен быть рассмотрен в особенности в связи с температурой. [c.78]

Наиболее распространенным в настоящее время следует считать взгляд, согласно которому нефть первоначально возникла в особых материнских породах, откуда впоследствии мигрировала в пористые пласты, в которых и образовала обособленные залежи. [c.185]

Во второй главе первой части этой книги изложено, как происходит накопление органического материала, который впоследствии подвергается процессу битуминизации, и как вообще образуются органогенные породы, получившие название каустобиолитов. Эти каустобиолиты и считаются за материнскую породу как углей, так и нефти. Далее, в одной из предыдущих глав [c.185]

Химической сути этих изменений мы уже вкратце коснулись в главе о каустобиолитах и подробнее разберем этот вопрос ниже в главе о происхождении нефти, здесь же отметим, что поскольку процесс битуминизации совершался во всех точках породы, где было отложено органическое вещество, конечные продукты процесса — нефть и газ — оказались в материнской породе в рассеянном, или диффузионном, состоянии. [c.186]

По первой теории, нефть и газ из материнской породы оказываются выжатыми или вследствие уплотнения отложенных на дне водоемов осадков, или же вследствие давления при горообразующих процессах. Уплотнение осадков происходит вследствие постепенно увеличивающейся нагрузки вышележащих пород. [c.186]

Изучение во многих регионах нефтей, залегающих в разных стратиграфических комплексах, разделенных непроницаемыми региональными покрышками, показало, что они отличаются друг от друга по ряду параметров, характеризующих структуру парафино-нафтеновых УВ, и по их групповому и индивидуальному составу [1]. Кроме того, стало ясно, что недостаточно классифицировать нефти лишь по составу или по характеру их преобразованности (окисленные, фильтрованные), как это делалось ранее некоторыми геохимиками. Очень важно провести генетическую типизацию нефтей для того, чтобы установить, во-первых, разными ли или одними и теми же породами они были генерированы и, во-вторых, с материнскими породами какого именно стратиграфического комплекса связана генерация данной нефти. В связи с этим мы ввели понятие — генетический тип нефти, которое сейчас стало применятыся многими геохимиками. [c.4]

СНг- и СНз-групп, изотопному составу углерода этой фракции, соотношению бензольных, нафталиновых и фенантреновых У В, по различиям в индивидуальном составе полициклических аренов [1]. Параметры, характеризующие структуру УВ, как показали данные корреляционнорегрессионного анализа [5, 11], имеют наименьшую тесноту связи с геологическими условиями залегания, т. е. они меньше всего подвержены влиянию внешних факторов. Изучение УВ высококипящих фракций нефтей позволило установить сходство между нефтями и ОВ пород в пределах одного и того же стратиграфического комплекса. Так, в ряде регионов (Предкавказье, Волго-Урал) наблюдалась близость между нефтями и ОВ материнских пород по таким показателям, как число нафтеновых циклов в молекуле парафино-нафтеновой фракции, индивидуальный состав полициклических ароматических УВ, и. с. у. нефтей и фракций. Отмечается однонаправленность изменений этих параметров по разрезу как в нефтях, так и в ОВ, что свидетельствует об их унаследованности нефтями от ОВ материнских пород. [c.10]

Но все-таки общее направление движения нефти в конечном счете определяется тектоникой, поэтому, если можно сп-орить о роли тех или иных синклинальных форм на фоне других тектонических структур, то ни в коем случае нельзя отрицать громадного значения и роли больших депрессий регионального характера, названных нами геосинклиналями. Ведь в них-то и происходило накопление первично битуминозного материала — так называемой материнской породы. Здесь под влиянием повышенной температуры и давления и при участии других факторов (анаэробных бактерий) происходило превращение органического материала в диффузно рассеянную в породе нефть, и отсюда началось ее движение вследствие разницы в удельном весе воды и нефти происходит их разделение и подъем последней вверх по восстанию. На своем пути поднимающаяся из геосинклиналей с места своей родины нефть встречала различного рода препятствия тектонического характера в виде литологических особенностей того или иного пласта, и в этих преградах происходило ее накопление и образование нефтяных залежей . Отрицая возможность накопления нефти в некоторых локальных структурных типах синклиналей, нельзя забывать огромного значения и роли геосинклиналей в образовании и аккумуляции нефти. [c.272]

Отношение п/ф является хорошим критерием в том случае, если нефтематеринские породы, генерировавшие разные нефти, имели существенные различия по соотношению гумусового и сапропелевого материала. При близком содержании сапропелевой и гумусовой составляющих ОВ нефти, генерируемые разными материнскими породами, могут иметь близкие значения п/ф. Так, по данным Дж. Молдована и др. [34], в нефтях, генерируемых морскими карбонатными породами, п/ф< 1, а глинистыми морскими - п/ф > 2. Во всех остальных случаях эти значения колеблются от 1 до 2. [c.38]

Нефти II генотипа (нижнемеловые отложения изучены в тех же районах, что и юрские нефти). В каждом районе нефти нижнемеловых отложений существенно отличаются по составу от нефтей, залегающих в других стратиграфических комплексах. Нефти этого генотипа легкие, со значительным содержанием бензинов, в которых преобладают метановые УВ. Ароматических УВ относительно мало, так же как и смолисто-асфальтеновых компонентов. В отбензиненной части нефти много парафино-нафтеновых УВ (77 %), ароматических — 13%. Степень циклизации молекул пёрафино-нафтеновых УВ несколько выше, чем у юрс( их нефтей, но тоже низкая. Для нефтей II генотипа характерен очень высокий коэффициент Ц (16,5). Особенности состава нефтей нижнемеловых отложений позволяют выделить "нижнемеловой" генотип нефтей, генерация которых связана с нижнемеловыми материнскими породами. [c.80]

К началу плиоцена каменноугольные отложения почти на всей территории Прикаспийской впадины находились в благоприятных температурных условиях для генерации нефтяных УВ II генетического типа (при наличии соответствующих нефте материнских пород). Поэтому в любой части Прикаспийской впадины (при прочих благоприятных условиях — наличии нефтематеринских пород, коллекторов, покрышек и т. д.) возможно размещение нефтей II генотипа. На востоке впадины в Кенкияк-Каратюбинской и Енбекской зонах нефтегазонакопления, на юго-восто-ке в Южно-Эмбинской и Биикжальской зонах нефтегазонакопления, на юге в Прорвинско-Азнагупьской зоне нефтегазонакопления имеются нефти II генотипа либо в каменноугольных, либо в вышележащих отложениях. Нефти II генотипа могут присутствовать в каменноугольных отложениях Байчунасского и Гурьевского прогибов на юге. Волгоградского прогиба на западе, северного склона впадины и на восточном борту впадины. [c.162]

Такое распределение ПЦА связано, по всей вероятности, с составом исходного ОВ. Так как ПЦА встречаются в нефтях, залегающих как на малых, так и на больших глубинах (5000 м), нельзя согласиться с мнением некоторых исследователей о вторичном генезисе ПЦА в условиях повышенных температур. В залежах, по-видимому, новообразования ПЦА не происходит, так как не наблюдается увеличения концентрации ПЦА (или частоты встречаемости) с возрастанием глубин залегания нефтей и температуры. Наличие перилена в нефтях чокракских и караганс-ких отложений Терско-Каспийского прогиба свидетельствует о том, что органический материал материнских пород содержал ингредиенты континентального генезиса. Значительно меньше их было в ОВ материнских пород эоцена и палеоцена, и они совсем, по-видимому, отсутствовали в органическом материале мезозойских материнских пород. Более высокое содержание УВ ряда фенантрена в мезозойских нефтях, с одной стороны, и возрастание содержания 3,4-бензпирена и 1,12-бензперилена, с другой, указывает на иную специфику органического материала. Как было показано, предшественниками фенантренов могут быть некоторые стероиды, а 1,12-бензперилена — остатки иглокожих. [c.89]

С первичными различиями в составе биомассы связан разный характер рассеянного ОВ материнских пород. Биолого-геоохимические особенности I этапа каждого цикла не идентичны, даже если эти циклы развиваются в одном регионе. Трудно представить, что в течение десятков и сотен миллионов лет сохранились бы абсолютно одинаковые условия в бассейне седиментации, одинаковые состав (биохимический) биомассы и условия ее накопления. Логичнее предположить, что ОВ разных циклов нефтегазообразования, различающихся по времени на десятки миллионов лет, не одинаково по фациально-генетическому типу, по составу генерируемых УВ. [c.105]

Проведенные исследования показали, что перспективы нефтегазонос-ности той или иной территории с позиций цикличности нефтегазообразования могут быть оценены лишь с учетом нефтегазопродуцирующих свойств материнских пород каждого цикла нефтегазообразования в отдельности. [c.111]

Однако формирование зон генерации УВ обусловливается не только палеотемпературным фактором. Не менее важно, с нашей точки зрения, наличие в этой зоне благоприятных условий длн выноса (эмиграции, миграции) образовавшихся в материнских породах УВ и других легкоподвижных компонентов водами, газами и т. д. Такие условия создаются, как правило, в зонах максимального отжатия седиментационных вод, являющихся транспортирующим агентом для углеводородных флюидов и других легкоподвижных компонентов ОВ. Зоны максимального отжа-тия седиментационных вод приурочиваются обычно к депрессионным участкам. [c.115]

Нефти каждого генотипа имеют свою "геохимическую историю", т.е. претерпевают определенные изменения при региональной миграции, при гипергенных и катагенных процессах в залежах. Если унаследованные от ОВ материнских пород структура УВ, изотопный состав углерода, серы и водорода в процессе нормальной геохимической истории нефти коренной перестройке не подвергаются, то товарные качества нефтей (плотность, вязкость, содержание бензинов и т.д.) могут претерпевать существенные изменения. Поэтому для обоснованного прогнозирования состава нефтей должны быть учтены общие закономерности изменения нефтей при региональной миграции их от зон генерации к зонам нефтенакопления, а также распространение зон гипергенно измененных нефтей и наличие катагенно измененных нефтей. [c.183]

Гипергенные и катагенные изменения нефтей определяются геологическими условиями их залегания. Уравнения регрессии, отражающие зависимости между параметрами, неодинаковы по набору параметров состава нефти и по тесноте связи с разными геологическими показателями для разных циклов. В зависимости от времени нахождения нефтей в зоне гипергенеза или в зоне катагенеза с температурой выше той, действие которой испытали материнские породы в палеотемпературной зоне активной генерации и эмиграции масштаб вторичных изменений нефтей будут разный. Отсюда вытекает необходимость для правильного прогнозирования состава нефти изучения ее палеотемпературной истории и количественно выраженной тесноты связи с геологическими условиями залегания. [c.183]

В основе генетической типизации (классификации) нефтей лежат теоретические представления о том, что нефти наследуют от ОВ материнских пород специфические черты, которые отражены в ряде параметров их структурно-группового и изотопного состава. В нефтях ойнаружены реликтовые структуры, большую часть которых составляют алифатические УВ, наследуемые нефтью от ОВ пород, в некоторых случаях без существенной трансформации или с незначительными изменениями. [c.186]

Интересные данные о различии в составе ОВ современных осадков дна Мирового океана приведены в работе Э.М. Галимова, Л.А. Кодиной [3]. Так, в Марокканской впадине (Атлантический океан) во всех образцах битумоидов современных осадков наблюдалось умеренное преобладание нечетных УВ над четными в интервале i 5 -С31 (нч/ч 2). Длн н-алканов была характерна двухгорбан хроматограмма. Во всех исследованных образцах был обнаружен перилен. Для ОВ осадков Калифорнийского залива (Тихий океан), которое, по мнению авторов, имело как морское (водорослевый планктон), так и наземное (речной сток) происхождение, характерна высокая доля алканов в области С]б — С33 (морские водооосли> в сочетании с высокой распространенностью н-алканов в области С25— Сз1 (высшие растения) отмечались невысокое нч/ч, близкое к единице, наличие никелевых порфиринов. Изучение современных осадков [17] показало, что липиды морских организмов, характеризуются большей длиной цепи, чем липиды наземных растений и животных. Повышенную длину и более высокую насыщенность углеводородной цепи имеют липидные компоненты живого вещества в жарких климатических зонах по сравнению с липидами организмов, обитающих в умеренных и прохладных зонах. Весьма вероятны и более тонкие различия в составе на первый взгляд однотипного (например, сапропелевого) ОВ материнских пород, образовавшегося в разное время или в разных бассейнах. [c.191]

В Европейской части СССР нефть в девоне обнаружена на р. Ухте — в Ухтинском районе, где нефтеносная свита имеет верх-недевонский возраст. Она покрывается свитой горючих сланцев домаников , в некоторых отношениях аналогичных верхнедевонским сланцам Чаттануга в Соединенных Штатах. Эти сланцы Чаттануга некоторыми американскими геологами считаются за материнскую породу, давшую исходный материал для образования девонской нефти в месторождениях восточной нефтяной области и Мид-Континента в Соединенных Штатах. [c.133]

В США в строении ряда нефтяных месторождений внутренней и внешней зоны Калифорнии очень видное участие принимает мощная (до 1000 м) свита Монтерэй, представленная диатомовыми сланцами, местами прослоенными песчаниками. Свита Монтерэй в ряде месторождений содержит нефтяные залежи, кроме того, она считается, вообще говоря, многими американскими геологами за материнскую породу, послужившую исходным материалом для кали-форнских нефтей. [c.139]

В заключение настоящей главы следует отметить в качестве примеров некоторые породы, являющиеся первичными источниками нефти— материнской породой для нее. На происхождении этих пород и на процессах превращения в них органического вещества в битумы мы уже останавливались в главе о каустобиоли-тах и еще раз остановимся в главе о происхождении нефти. Для кавказских нефтяных месторождений такой породой считается майкопская свита, являющаяся первично-битуминозной породой, которая тоже могла при известных условиях быть материнской породой для нефти, залегающей ныне в песчаных пластах упомянутой продуктивной свиты. [c.180]

Для большинства месторождений Мид-Континента материнской породой считаются, как уже упоминалось, девонские темные сланцы Чаттануга, которые, между прочим, считаются источником нефти залегающих ниже слоев нижнесилурийского или ордовикского возраста — знаменитых песков Уилькокс, являю- [c.180]

В Аппалачской нефтеносной области, где в разрезе от карбона до девона включительно широко наблюдается переслаивание нефтеносных песков со сланцами, за материнскую породу обычно считают сланцевые слои, залегаюш ие в более или менее непосредственном контакте с нынешними нефтеносными резервуарами. Так, для залежей, подчиненных девонским отложениям, в частности свитам Чемонг и Кэтскилл, материнской породой считаются черные сланцы свит Гамильтон и Марцэллус того же возраста. [c.181]

В области Лима-Индиана, где главным носителем нефти является уже упомянутый выше трэнтонский известняк ордовичского возраста, за материнскую породу одни считают этот же известняк (первичное залегание), другие — темноокрашенные битуминозные сланцы Утика, залегаюш ие непосредственно в его кровле. [c.181]

В том случае, если с материнской породой будут переслаиваться так называемые сухие пески, из которых вода по тем или иным причинам ушла или же вовсе в них не содержалась (пески континентального происхождения), нефть в них могля переместиться, по-видимому, вследствие выдавливания ее из глин при уплотнении в процессе диагенетического изменения породы. [c.190]

При выяснении условий залегания нефти в земной коре мы стремились с особой силой подчеркнуть, что для того чтобы образовалась нефтяная залежь, необходимо наличие в земных недрах прежде всего пород, содержащих пустоты, т. е. наличие пористых пород, будь то пески, песчаники, известняки и т. п., которые могли бы, как исполинская губка, впитать в себя, в свои пустоты, нефть, собрать ее из первоначального диффузно рассеянного состояния в так называемых материнских породах и сконцентрировать в виде сравнительно ограниченных по площаДи залежей. Там, где нет налицо таких пористых пород, какую бы благоприятную тектоническую структуру они ни представляли, промышленных залежей нефти образоваться не может, поэтому трещины, разломы и прочие формы пустот в изверженнщх или осадочных твердых породах не могут заменить основного требования — наличия пористой породы и являются лишь ее суррогатом, но там, где эти трещины в результате разрешения динамических напряжений в земной коре возникли в более или менее значительном количестве, нри наличии благоприятных тектонических условий в них может образоваться скопление нефти в количествах, имеющих иногда и промышленное значение. Хотя эти залежи в качестве поставщиков нефти играют чрезвычайно ничтожную роль, все-таки для полноты картины следует па некоторых из них остановиться. [c.292]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология