Геохімічні критерії

До числа геохімічних критеріїв, які використовуються в нафтогазопошуковій практиці, відносяться:

– наявність органічної речовини в осадових породах;

– наявність епігенетичних бітумоїдів;

– вміст і склад вуглеводневих та невуглеводневих газів;

– водневі рН-Еh аномалії;

– присутність вільної сірки, закисного заліза і вторинних карбонатів кальцію;

– наявність у породах і підземних водах мікроорганізмів, які використовують вуглеводні тощо.

Прогнозування перспектив нафтогазоносності територій з використанням геохімічних критеріїв є дуже складним і часто не однозначним.

Наявність органічної речовини (ОР) в осадових породах. В осадових породах органічна речовина може бути в двох формах: концентрованій і дисперсній. Багатьма вченими вважається, що найбільший інтерес з точки зору оцінки перспектив нафтогазоносності має дисперсна форма органічної речовини.

За генезисом розрізняють три типи органічної речовини: сапропелевий, гумусовий і змішаний.

ОР сапропелевого типу утворюється переважно із нижчих рослинних і тваринних водних організмів (фіто- і зоопланктону) в анаеробних умовах. ОР цього типу формується в глинистих, глинисто-карбонатних і карбонатних фаціях у відносно глибоководних умовах. Бітумоїди сапропелевої органічної речовини вміщують понад 50 % масел. Згідно з К.Ф. Родіоновою, В.В. Вебером та ін. (1970) із збільшенням глибини занурення сапропелевої органічної речовини загальна кількість бітумінозних компонентів у ній змінюється від 10 до 23 %, хлороформного бітумоїду А – від 2 до 10, вуглеводнів – від 1,2 до 5,5 %. У груповому складі масел переважають метано-нафтенові фракції (до 85 %).

ОР гумусового типу утворюється із рештків вищих рослин і нагромаджується переважно в осадах прибережно-морських фацій і озер поблизу від джерел зносу теригенного матеріалу. Вміст бітумінозних компонентів у гумусовій органічній речовині коливається від 5 до 10 %, переважають кислі фракції, вміст хлороформного бітумоїду А становить 0,5–2,5 %. У груповому вуглеводневому складі масел переважають нафтено-ароматичні фракції або ці фракції знаходяться в рівних кількостях з метано-нафтеновими.

ОР змішаних форм утворюється за рахунок різник груп біопродуцентів. При цьому розізняють гумусово-сапропелевий тип (якщо в ОР більше сапропелевого компоненту) та сапропелево-гумусовий тип (якщо в ОР переважають гумусові складові). Бітумоїди сапропелево-гумусової органічної речовини відрізняються від бітумоїдів гумусової речовини меншим вмістом асфальтенів. Бітумінозні компоненти в балансі органічної речовини становлять 10–14 %, хлороформний бітумоїд – 4,5–6,4, вуглеводні – 0,7–1,5 %. У груповому складі масел частка метаново-нафтенових фракцій досягає 40–60 %.

З позицій осадово-міграційного походження вуглеводнів вважається, що в процесі катагенетичних перетворень гумусова органічна речовина продукує переважно газоподібні вуглеводні, а сапропелева – переважно нафтові. Однак ці твердження можна піддати сумніву, тому що спостерігаються і протилежні приклади. Наприклад, в Паданському басейні, в зоні розповсюдження розсіяної органічної речовини сапропелевого типу, виявлені виключно газові родовища (В.Ф. Раабен, 1978). Крім цього, за даними М.К. Калінка (1987) органічна речовина сапропелевого типу майже завжди генерує газу більше, ніж при всіх інших рівних умовах органічна речовина гумусового типу.

Інтенсивні пошуки кореляції між типом вуглеводнів у покладах і стадією метаморфізму розсіяної органічної речовини в імовірно продуктивних пластах також не привели до однозначних висновків.

Згідно з думкою прихильників органічного генезису нафти нафтовиробними можуть бути відклади будь-якого літологічного складу, які вміщують органічну речовину в яких би палеогеографічних або геохімічних умовах вони не формувалися. Проте, виконана на сьогодні значна кількість досліджень з метою виявлення ознак, які би дозволяли впевнено діагностувати нафтогазовиробні товщі, не дозволила встановити чіткі межі за більшістю параметрів (літологічними особливостями порід, умовами нагромадження осадків, характером геохімічних фацій, кількістю органічної речовини та її типу, термодинамічними умовами надр, стадіями метаморфізму органічної речовини тощо) між нафтовиробними і нафтоневиробними породами.

Геохімічні критерії виділення нафтогазовиробних відкладів розглядалися за останні десятиліття багатьма дослідниками. Найбільш повне відображення вони отримали у працях С.Г. Неручева (1962, 1969), А.М. Акрамходжаєва (1973), А.Е. Конторовича (1976),
М.Б. Вассоєвича і С.Г. Неручева (1977) та інших. Було встановлено, що ні фаціальний характер порід, ні вміст у них органічної речовини не можуть бути критерієм для виділення нафтовиробних формацій. За С.Г. Неручевим (1962) найнадійнішими ознаками нафтовиробних порід є сліди міграції десорбованої мікронафти і залишковий характер зміненого бітумоїду – його окиснення внаслідок еміграції із нього вуглеводнів. З цією метою використовують графіки зміни сучасного вмісту хлороформного бітумоїду (ХБА), вуглеводнів тощо з глибиною залягання відкладів у розрізі того чи іншого нафтогазоносного регіону. Більше того, деякі дослідники (А.Е. Конторович,
Е.Е. Фотиади, В.И. Демин и др., 1981) за допомогою таких графіків визначають кількість генерованих рідких і газоподібних вуглеводнів. Однак, на думку М.К. Калінка (1987) такі твердження є недостатньо обгрунтованими. Він вказує, що немає необхідності доводити, що сучасний вміст бітумоїдів або вуглеводнів у породах, які залягають на різних глибинах не характеризує генерацію цих речовин і, відповідно, по конфігураціях кривих, проведених по точках, не можна встановити межі головної зони нафтоутворення. Найчастіше такі криві будують безпосередньо по розрізах свердловин, тобто порівнюють вміст органічної речовини і вуглеводнів у різних за фаціальним і літологічним складом породах. Такий метод не можна визнавати достатньо обгрунтованим, з одного боку, тому, що сучасний вміст не може бути показником генерації, а з другого – тому, що вказані криві відображають коливання вмісту цих речовин у товщах різного віку і складу, які формувалися у різних окисно-відновних умовах.

Для експресної характеристики органічної речовини з метою виділення нафтоматеринських порід в 70-х роках за кордоном був запропонований метод піролізу керогену (Rok-Eval). Він дозволяє кількісно визначити залишковий генераційний потенціал органічної речовини порід (параметр S₂) на основі аналізу його вуглеводневої складової без попереднього виділення керогену, а також сумарний вміст у породі вільних і сорбованих вуглеводнів ряду С₁–С₇ (параметр S₀) і С₈₊ (параметр S₁). На основі цих досліджень деякі дослідники роблять спроби кількісно оцінити перспективи нафтогазоносності осадових відкладів. Однак, насправді важко прослідкувати реальний генераційний потенціал порід, оскільки на параметр S₂ часто значно впливає наявність у складі органічної речовини породи асфальтено-смолистих компонентів бітумінозної речовини, пов’язаної з більш ранніми фазами нафтогазоутворення.

Таким чином, як вказують наведені вище дані, виділення нафтогазовиробних відкладів у розрізі осадових басейнів, є дуже складним і практично неоднозначним. Детальні відомості про розріз, які є необхідними для виявлення відкладів, що генерують нафту і газ, якщо вони існують, можуть бути доступними тільки після пошукового буріння, коли вже виявляються інші ознаки промислової нафтогазоносності і відпадає необхідність цих досліджень.

Наявність епігенетичних бітумоїдів. На етапі регіональних досліджень з самого початку виникає необхідність порівняльної оцінки перспектив нафтогазоносності земель, направленої на виявлення можливих зон нафтогазонагромадження найперспективніших для постановки нафтогазопошукових робіт. При цьому виявлення нафтогазовиробних товщ стає на другий план, оскільки розташування зон нафтогазонагромадження залежить значною мірою від умов міграції та акумуляції нафти в товщах осадових порід. Поклади вуглеводнів в результаті широкої вертикальної і латеральної міграції можуть формуватися далеко за межами нафтогазоутворення і знаходження нафтогазовиробних світ чи джерел їх неорганічного синтезу.

Наявність вуглеводневих компонентів у тріщинах і вторинних ємностях практично по всьому розрізу нафтогазоносних басейнів, незалежно від стратиграфічного рівня знаходження в них так званих нафтоматеринських бітумінозних товщ, вказує на їх вертикальну міграцію і “наскрізний” розподіл включно з фундаментом до приповерхневих проявів різних форм і масштабів. У різних нафтогазоносних басейнах виявлені “стовпоподібні” зони, що утворились під впливом глибинних флюїдів і перетинають межі стратиграфічних і формаційних комплексів. Приурочені ці зони до ділянок перетину глибинних розломів і контролюють просторово-часові парагенетичні асоціації скупчень різних нафтидів та гідротермальної мінералізації (А.Е. Лукин, 1989; Б.С. Панов, 1993). Дослідження бітумінозності порід фундаменту Дніпровсько-Донецької западини показали наявність у зонах дроблення, катаклазу і мілонітизації широкого спектру вуглецевих речовин – від твердих бітумів до рідких, законсервованих в дуже маленьких
включеннях.

Можливість виявлення найбільш перспективних горизонтів нафтогазонагромадження, навіть при відсутності даних про наявність в розрізі нафтогазовиробних світ, базується на дослідженні закономірностей поширення слідів міграції нафти в розрізі осадового покриву шляхом виявлення особливостей розповсюдження епігенетичних бітумоїдів. Слід зазначити, що універсальної єдиної методики, яка б дозволила впевнено виділяти епігенетичні міграційні бітумоїди у всіх проявах, на сьогодні не існує.

Діагностика розсіяних бітумоїдів безпосередньо у зразках порід проводиться тільки їх візуальним оглядом у денному ультрафіолетовому світлі, а також шляхом перегляду спеціально виготовлених шліфів порід під звичайним поляризаційним і люмінісцентним мікроскопами. При цьому значні примазки міграційного бітумоїду можна визначити при огляді порід візуально, більш дрібні фіксуються часто (але не завжди) в ультрафіолетовому світлі, а невидимі неозброєним оком примазки і включення вторинного бітумоїду нерідко помітні у шліфах порід під звичайним поляризаційним, а ще краще в спеціально виготовлених шліфах під люмінісцентним мікроскопом.

Характерною морфологічною особливістю епігенетичних бітумоїдів є їх приуроченість до різних, в тому числі і дрібних, тріщинних та інших порожнин порід. При цьому в шліфах по каналах міграції звичайно спостерігається фракціювання бітумінозних компонентів з великою гамою кольорових переходів в їх свіченні – від чорного і коричневого до жовтого і голубого кольорів. Асфальто-смолисті компоненти проглядаються виразніше, ніж речовини, які частково або повністю заповнюють тріщини та інші вторинні порожнини породи. Маслянисто-смолисті компоненти вторинних бітумоїдів з жовтими тонами люмінісценції спостерігаються в тих же тріщинах і порах як разом з асфальто-смолистими компонентами, так і при відсутності їх. Крім того, вони заповнюють тонкі “волосні” тріщини всередині окремих зерен породи, тонкі канали в міжзерновому просторі тощо.

На відміну від епігенетичних, сингенетичні або автохтонні бітумоїди, які пов’язані безпосередньо з розсіяною органічною речовиною, розподілені в породі більш менш рівномірно у відповідності з розподілом розсіяної органічної речовини. Згідно з даними М.Б. Вассоєвича (1967) кларк хлороформного бітумоїду для всієї стратисфери змінюється від 0,02 до 0,03 %, а вихід бітумоїдів на дисперсну органічну речовину становить близько 2 %. Звідси можна зробити висновок, що нафтопошукове значення має вміст хлороформного бітумоїду більше 0,03 % і вихід бітумоїдів на дисперсну органічну речовину понад 2 % нафтогазоносності надр.

Ділянки порід з мінімальними значеннями Еh, здебільшого, відповідають зоні найбільшої ефузії і дифузії вуглеводневих газів.

Одночасно необхідно зазначити, що водневі Еh-рН аномалії можуть бути зумовлені також іншими причинами. Наприклад, відомо, що рН вод зростає із збільшенням концентрації іонів Са²⁺, Мg²⁺ і особливо Nа⁺ в сукупності з аніонами і . Понижує рН вод присутність сульфатів і сульфідів, а також гумінових кислот тощо. Тому при використанні замірів рН-Еh вод як критеріїв нафтогазоносності надр необхідно попередньо дослідити всі можливі фактори, які підвищують або понижують рН і Еh підземних вод конкретного району.

Вільна сірка та сульфіди. Вони утворюються при реакціях взаємодії нафтових вуглеводнів з сульфатами підземних вод і порід. Безпосередньо при взаємодії вуглеводнів і сульфатів утворюється сірководень. Він може вступати в реакцію з оксидами заліза, утворюючи при цьому сульфіди заліза.

У покришках над покладами нафти часто cпостерігається підвищений вміст вторинних сульфідів, а за межами покладів вони відсутні або приймають фонові значення. Інколи піритом та іншими сульфідами сильно збагачені також піщані колектори в зоні водонафтового контакту. Так, на західнокубанських родовищах великі кристали піриту особливо часто трапляються в зоні водонафтового контакту.

При надлишках окисного заліза сірководень може окиснятись до вільної сірки:

H₂S + Fe₂O₃ = S + 2FeO + H₂O

Ця реакція призводить до утворення сірки в мінералогічних кількостях. Сірка також може утворюватись при наявності молекулярного кисню згідно з реакцією:

2H₂S + O₂ = 2S + 2H₂O

Утворенням сірководневої сірки цикл перетворення сульфатів підземних вод під дією нафтових вуглеводнів не завершується. Як відзначає О.О. Карцев (1969), при окисненні сірки може утворюватися вторинний гіпс.

Присутність закисного заліза. Мінералогічно це проявляється у вигляді вторинного глауконіту, магнетиту, сидериту та інших мінералів, утворення яких пов’язано з процесами відновлення залізовмісних мінералів під впливом нафтових вуглеводнів. Серед всіх мінералів заліза найбільш показовим є сидерит, оскільки він утворюється при взаємодії закису заліза з вуглекислим газом, який в свою чергу є побічним продуктом процесів окиснення вуглеводнів.

FeO + CO₂ = FeCO₃

Цей процес характеризується зміною кольору порід з бурого або червоно-бурого на світло-сірий, що зумовлено переходом заліза з окисної в закисну форму.

Присутність вторинних карбонатів кальцію. Вони можуть утворюватись як в корінних породах, так і в грунтовому шарі. Ним збагачується і сам нафтоносний пласт, що інколи призводить до ізоляції покладу нафти.

Вміст карбонату кальцію над нафтогазовими структурами може бути в 2 і більше разів більшим в порівнянні з фоновими значеннями. На окремих родовищах спостерігаються так звані карбонатні “стовпи”, коли підвищений вміст карбонату кальцію майже безперервно в осадовому розрізі спостерігається від покладу до грунтового шару включно.

В.А. Ковда (1956) одним із перших відзначив, що в грунтах, які знаходяться над нафтоносними структурами, вміст вуглекислого кальцію збільшується більш ніж удвічі в порівнянні з фоновим середнім його значенням для даного району.

В асоціації з газовиділеннями як на шельфі, так і на континентальному схилі Чорного моря та в його підніжжі, зазвичай, спостерігаються карбонатні утворення різної морфології (Е.А. Логвина и др., 2003). У залежності від глибини ці утворення істотно відрізняються будовою. Дослідження карбонатних утворень потрібне для діагностики джерел розвантаження вуглеводневих флюїдів, що зумовлюють формування скупчень газових гідратів.