Нефтегазоносность и угленосность бассейнов

и геохимии горючих ископаемых
2020 г.
курс «НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ И УГОЛЬНЫЕ
БАССЕЙНЫ СНГ»
Дмитрий Валентинович

Митронов,
939-37-96

бассейнов: 1 – угольных, 2 – нефтегазоносных.

осадочном разрезе, по Дж. Ханту

Magoon, L.B. and Dow, W.G., Eds., The Petroleum System. From

Source to Trap, American Association of Petroleum Geologists, Tulsa, 93-120

Н.В. Пронина, 2004 НЕФТЬ В УГОЛЬНЫХ БАССЕЙНАХ

процессе углефикации

данным ВНИИГАЗа, В.П. Козлов и В.П. Токарев, В.И. Ермаков и

В.А. Скоробогатов, 1972, 1983, 1992 гг.)

В.А. Скоробогатов и др. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала

ОВ (по В А. Скоробогато ву, 2001 г. Расчеты сугубо

ориентировочные, м3/% массы на 1 т ОВ на данном уровне катагенеза)

В.А. Скоробогатов и др. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала

извлечения
Источник Шлюмберже

Георесурсы, 2 (61) 2015

— нефти с содержанием парафина более 5-7%, S менее 0,2-0,3%.

По нашему мнению, источник таких нефтей — собственно гумусовое ОВ, как РОВ, так и КОВ, обогащенное лейптинитовыми микрокомпонентами. Это нефти тюменской свиты юго-восточных и северных районов, а также неокомские нефти северной области Западно-Сибирской плиты.
II — нефти с содержанием парафина менее 5%, S менее 0,3-0,4%. Нефти подобного состава генерированы смешанным гумусово-сапропелевым и сапропелево-гумусовым ОВ, находящимся в породах континентального и лагунно-континентального генезиса, в частности в озерных и бассейновых отложениях. Пример - нефти Шаимского, Красноленинского и Салымского районов (тюменская свита), отдельные нефти из горизонта верхней юры юго-восточных районов, а также неокомские нефти Вэнгапурского и Таркосалинского районов, переходных от нефтеносной области Среднего Приобья к преимущественно газоносным северным районам.
III — нефти с содержанием парафина менее 5%, S более 0,3—0,4%. Генерированы существенно сапропелевым ОВ, рассеянным в морских и прибрежно-морских толщах. Эти нефти горизонтов Ю1 верхней юры и Ю2 тюменской свиты, а также неокомские нефти центральных районов и отдельных зон на юго-востоке и юге провинции.
IV — область нефтей смешанного генезиса (парафина более 6-7%, S более 0,3—0,4%). Нефтей с подобным соотношением парафина и серы в Западной Сибири не обнаружено.

Нефти Западно-Сибирской плиты

Пронина, 2004 НЕФТЬ В УГОЛЬНЫХ БАССЕЙНАХ
В Кузнецком бассейне нефтепроявления были

впервые обнаружены в 1955 г. На юге бассейна в районе ст.Узунцы в породах ильинской свиты (верхняя пермь) была обнаружена темно-коричневая с зеленоватым оттенком жидкость с удельным весом 0,83 г/см3. В составе дистиллята преобладали алканы (88%), арены (10,3%), цикланы (1,7%). Выход бензиновых фракций составил 1,1%, керосиновых 34,9%, масляных 55,6%, нефть малосернистая ( 0,08%). В 1959 г. также на юге Кузбасса в отложениях ильинской свиты была вскрыта нефть красно-бурого цвета плотностью 0,81 г/см3. Алканы составили 77,8%, цикланы 19,8%, арены 2,64%. В том же году в шх.Абашево 1 (Байдаевский район) в породах ильинской свиты была встречена красноватая маслянистая жидкость плотностью 0,81 г/см3. Нефти иного состава обнаружены в северных районах бассейна. На Сыромолотненской площади из отложений кузнецкой свиты, подстилающей ильинскую, была получена светлая нефть со слабо зеленоватым оттенком плотностью 0,79% г/см3. Количество алканов составило 26,4%, цикланов 50,2%, аренов 19,1%. Бензиновые фракции 70,9%, керосиновые 24,8%, масляные 4,3%. Близкая по составу нефть была получена из пород ильинской свиты на Южно-Борисовской площади (дебит 0,3 т/сут). Алканы составили 40,32%, цикланы 40,85%, арены 18,44%.

Пронина, 2004 НЕФТЬ В УГОЛЬНЫХ БАССЕЙНАХ
(ПО “Макеевуголь”) жидкие углеводороды выделялись

при проходке штреков (60-80 л/час); они содержали 94% алканов, 1% цикланов и 5% аренов. В 1977 году на шх. Комсомолец (ПО “Артемуголь”) было отмечено выделение жидких углеводородов (200 л/час) плотностью 0,8 г/см3. При их разгонке были получены фракции: бензин (до 2000С) - 7,5%, дизельное топливо (200-3000С) - 12,3%, масла (более 3000С) - 80,2%. Большинство углеводородов выделялось из трещиноватых или кавернозных пород, реже из пластов угля. Нефти нижнего и среднего карбона ДДВ близки по составу. Они малосернистые, малосмолистые, парафинистые, метано-нафтеновые и нафтено-метановые. Конденсаты обычно метано-нафтеновые. Нефти верхнего карбона - нижней перми малосернистые, метано-нафтеновые, невысокой плотности (до 0,82 г/см3). Нефти верхней перми и триаса имеют высокую плотность (0,92 г/см3) и нафтено-ароматический и ароматический состав. Они отличаются повышенным количеством смолисто-асфальтеновых компонентов (до 20%).

В каменноугольных отложениях Донецкого бассейна на шх.им ХХ11 съезда КПСС (ПО “Кадиевуголь”) при проходке подготовительных горных выработок и в лавах наблюдались в течение семи лет (1961-1968 г.) выделения 7-12 л/час светло-коричневой нефтеподобной жидкости. В 1962 г. на шх. Чайкино

М.: - 2002. – 250 с.
Угольная база России. Том VI

(Сводный, заключительный). Основные закономерности углеобразования и размещения угленосности на территории России. – М.: ООО «Геоинформмарк», 2004. – 779 с.
Голицын М.В., Пронина Н.В. Нефть в угольных бассейнах //Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал), 2004, вып. 5,. С.13-19
Скоробогатов, В.А. Изучение и освоение углеводородного потенциала недр Западно-Сибирского осадочного мегабассейна: итоги и перспективы // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России. – 2014. – № 3 (19). – С. 8–26.
Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Континентальные угленосные формации и нефтенакопление. / Осадочные бассейны и их нефтегазоносность : [Сб. ст.] / АН СССР, Междувед. литол. ком.; [Редкол.: Н. Б. Вассоевич (отв. ред.) и др.]. - М. : Наука, 1983. - 311 с.
Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Образование углеводородных газов в угленосных и субугленосных формациях. – М.: Недра, 1984. – 205 с.
Скоробогатов В.А. и др. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. – 352 с.
Строганов Л.В., Скоробогатов В.А. Газы и нефти ранней генерации Западной Сибири. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. – 415 с.

и разведке месторождений нефти и газа»

степени преобразования ОВ от торфов до мягких, матовых и блестящих

углей).

Трансформация ОВ в диагенезе происходит с большой потерей первоначальной массы и сопровождается генерацией газов биохимического происхождения: CH4, CO2, N2, микрокомпонентами являются H2, CO2, NH3, H2O, N2O, органические вещества. В морских субаквальных обстановках – еще и Н3 и H2S.

Из УВ образуется преимущественно метан (гомологи метана либо отсутствуют, либо фиксируются в незначительных концентрациях) в количестве до 5 % от общей массы ОВ. Он имеет характерный легкий изотопный состав: δ13С от -50 до -90 ‰.

Для нефтеобразования эта фаза является подготовительной, фазой еще не созревшей микронефти

(зона среднего катагенеза, отвечает этапам длиннопламенных, газовых и жирных углей

градации МК1-МК3).

Содержание микронефти в породах возрастает в несколько раз за счет обогащения ранее почти отсутствующими легкими углеводородами и резко усиливается ее эмиграция.

Происходит существенное преобразование молекулярной структуры ОВ с образованием значительного количества продуктов:
а) газообразных (CO2, CH4, NH3, N2, H2S);
б) жидких (H2O, нефтяные углеводороды)

Торф

Протокатагенез - ПК

Матовый – Б2

Блестящий – Б3

Длинно-
пламенный – Б

Газовый - Г

Коксовый - К

Жирный - Ж

Отощенно-спека-ющийся - ОС

Полуантрацит - ПА

Тощий - Т

Антрацит - А

Мягкий – Б1

М е з о к а т а г е н е з - МК

А п о к а т а г е н е з - АК

0,2

1-3

2-6

3-9

4-12

5-15

Глубина, м

Градация

Стадия
литогенеза

Шкала
углефикации
(Донбасс)

Количество нефти и УВГ,
образуемых ОВ
(% содержания ОВ на ПК2)

0,4

0,5

0,8 %

НЕФТЬ

ТУВ

Главная зона
газообразования
ГЗГ

СН4

Главная зона
нефте-
образования

ГЗН

Диагенез

ДГ

ПК1

ПК2

ПК3

МК1

МК2

МК3

МК4

МК5

АК1

АК2

АК3

АК4

Рождается, отрываясь от материнской породы, собственно нефть. Этому сопутствует широкое развитие процесса газообразования с характерным высоким содержанием тяжелых газообразных УВ с изотопно относительно тяжелым метаном – δ13С от -37 до -45 ‰.

(зона среднего катагенеза, отвечает этапам длиннопламенных, газовых и жирных углей

градации МК1-МК3).

Образование газообразных и жидких продуктов из твердого керогена происходит со значительным увеличением объема вещества (в 2-3 раза в пластовых условиях и в сотни раз – в нормальных). Это приводит в зонах интенсивного нефтегазообразования к временному:
разуплотнению пород,
повышению пористости,
возникновению АВД – до 100-200 атм выше нормального гидростатического.

В дальнейшем при превышении давления выше критического происходят:
флюидоразрыв пород,
раскрытие системы трещин,
выброс сжатых флюидов
уплотнение пород до нормального уровня [2].

характерных для среднего и позднего катагенеза - градации МК4-АК2 -

коксовые, отощенно-спекающиеся, тощие угли и полуантрациты)

Отличается тем, что ОВ генерирует газоконденсат и газ.

В конце этой фазы образуется главным образом метан, но в отличие от ГФН он имеет еще более тяжелый изотопный состав –
δ13С от -30 до -36 ‰.

Для нефтеобразования эта фаза является затухающей