О принципиальной возможности использования бактериальной и катагенетической гипотез происхождения нефти при оценке ее ресурсов

   Объект исследования. Оценки ресурсов нефти Западной Сибири в бассейновом моделировании с баженовской свитой в качестве нефтематеринской толщи показали существенный дефицит ее потенциала, вычисленного по пиролитическим исследованиям кинетических параметров катагенеза.

   Целями исследования стали поиск параллельных катагенезу возможных механизмов генерации дополнительных объемов нефти и уточнение концептуальных основ современной теории ее органического происхождения.

   Материалы и методы. На базе литературных источников формулируется гипотеза эволюции органического вещества от флоккул осадочного потока до попадания протонефти в микротрещины автофлюидоразрыва нефтематеринской толщи.

   Результаты. Уже в самых верхних слоях неконсолидированного осадка формируются биопленки, чей полимерный матрикс служит основой будущего керогена. Битумоиды протонефти появляются как побочный продукт метаболизма микробов биопленки. Инкапсуляция и сорбция битумоидов протонефти происходят в анаэробных условиях на стадии диагенеза на поверхности, в камерах и проводящих каналах матриксе биопленок (будущего керогена). Вводится понятие локального сверхвысокого давления как движущей силы экспульсии инкапсулированных в порах зерен керогена битумоидов на заключительной стадии перехода “смектит–иллит” вмещающих глин. На стенках микротрещин битумоиды протонефти подвергаются гидропиролизу, расходуя пленку связной воды и меняя фильность поверхности. Приводятся микрофотографии шлифов и сканирующего электронного микроскопа, иллюстрирующие следы ЛСВД-экспульсии. Нефтематеринские породы по признаку возможности такой экспульсии протонефти делятся на два типа: с пластичным и жестким минеральным каркасом.

   Выводы. Показано наличие в керогене незрелых потенциально нефтематеринских пород пористости, заполненной битумоидами. Масса инкапсулированных битумоидов выступает дополнительным источником “генерации” нефти. Их экспульсия может быть оценена по объему и привязана к определенному температурному интервалу. Намечаются направления дальнейших исследований.

1. Афанасьева М. С. Фоссилизация скелетов радиолярий. Становление скелета у различных групп организмов и биоминерализация в истории Земли. Сер.: Геобиологические системы в прошлом / М. С. Афанасьева, Э. О. Амоню. – М.: Палеонтол. ин-т РАН, 2014. – 104-131.

2. Багаева Т. В. Сульфатредуцирущце бактерии–продуценты углеводородов : Дис. … докт. биол. наук / Т. В. Багаева. – Казань: КГУ, 1998. – 320 с.

3. Баженова О. К. Геология и геохимия нефти и газа / О. К. Баженова [и др.] ; Ред. Б. А. Соколов. – М.: МГУ, 2000. – 384 с. URL: https://www.geokniga.org/books/4543

4. Баталин О. Ю. Формы захвата свободных углеводородов керогеном / О. Ю. Баталин, Н. Г. Вафина // Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований. – 2013. – (10). – 418-425. URL: https://applied-research.ru/ru/article/view?id=4221

5. Вассоевич Н. Б. Избранные труды. Геохимия органического вещества и происхождение нефти / Н. Б. Вассоевич ; Ред. В. В. Меннер, В. Е. Хаин. – М.: Наука, 1986. – 367 с. URL: https://www.geokniga.org/books/16562

6. Гаврилов В. П. Геодинамический анализ нефтегазоносных бассейнов (бассейновое моделирование) / В. П. Гаврилов, Ю. И. Галушкин. – М.: Недра, 2010. – 227 с. URL: https://www.geokniga.org/bookfiles/geokniga-geodinamicheskiy-analiz-neftegazonosnyh-basseynov-basseynovoe-modelirovanie.pdf

7. Гришкевич В. Ф. Баженовский горизонт Западной Сибири: поиски новой гармонии / В. Ф. Гришкевич. – Тюмень: ТИУ, 2022. – 279 с.

8. Здобин Д. Ю. Морские органо-минеральные грунты. Условия образования, состав, строение, физико-химические свойства : Дис. … докт. геол.-мин. наук / Д. Ю. Здобин. – СПб.: СПбГУ, 2016. – 584 с.

9. Зхус И. Д.Литологические преобразования глин в зонах аномально высоких пластовых давлений И. Д. Зхус, В. В. Бахтин ; Ред. М. М. Алиев. – М.: Наука, 1979. – 133 с. URL: https://www.geokniga.org/bookfiles/geokniga-litogeneticheskie-preobrazovaniya-glin-vzonah-avpd.pdf

10. Калмыков Г. А. Строение баженовского нефтегазоносного комплекса как основа прогноза дифференцированной нефтепродуктивности : Дис. … докт. геол.-мин. наук / Г. А. Калмыков. – М.: МГУ, 2016. – 391 с.

11. Калмыков Г. А. Модель нефтенасыщенности порового пространства пород баженовской свиты Западной Сибири и ее использование для оценки ресурсного потенциала / Г. А. Калмыков, Н. С. Балушкина. – М.: ГЕОС, 2017. – 247 с. URL: https://www.rfbr.ru/rffi/ru/books/o_2052694

12. Кашапов Р. С. Определение кинетических параметров пиролитической деструкции органического вещества нефтегазоматеринских пород / Р. С. Кашапов [и др.] // Нефтегаз. геология. Теория и практика. – 2019. – 14 (1). – 1-20. https://doi.org/10.17353/2070-5379/6_2019

13. Козлова Е. В. Технология исследования геохимических параметров органического вещества керогенонасыщенных отложений (на примере баженовской свиты, Западная Сибирь) / Е. В. Козлова [и др.] // Вестн. Московского ун-та. – 2015. – 4 (5). – 44-53.

14. Конторович А. Э. Теория нафтидогенеза: количественная модель эволюции аквагенного органического вещества в катагенезе / А. Э. Конторович, Л. М. Бурштейн, В. Р. Лившиц // Геология и геофизика. – 2021. – 62 (8). – 1026-1047. https://doi.org/10.15372/gig2021119

15. Конторович А. Э. Катагенез органического вещества в кровле и подошве юрского комплекса Западно-Сибирского мегабассейна / А. Э. Конторович, Л. М. Бурштейн, В. Р. Лившиц // Геология и геофизика. – 2009. – 50 (11). – 1191-1200.

16. Конторович А. Э. Классификация пород баженовской свиты / А. Э. Конторович [и др.] // Геология и геофизика. – 2016. – 57 (11). – 2034-2043.

17. Лисицын А. П. Маргинальный фильтр океанов / А. П. Лисицын // Океанология. – 1994. – 34 (5). – 735-747.

18. Меленевский В. Н. Трансформация органического вещества в голоценовых осадках озера Очки (Южное Прибайкалье) по данным пиролиза / В. Н. Меленевский [и др.] // Геохимия. – 2015 – 10. – 925-944. https://doi.org/10.7868/S0016752515080051

19. Немова В. Д. Литология и коллекторские свойства отложений баженовского горизонта на западе Широтного Приобья : Дис. … докт. геол.-мин. наук / В. Д. Немова – М.: МГУ, 2012. – 171 с.

20. Плакунов В. К. Основы динамической биохимии / В. К. Плакунов, Ю. А. Николаев. – М.: Логос, 2016. – 214 с.

21. Рязанова Т. А. Морфологическое разнообразие планктона и битуминозного вещества в верхнемеловых породах березовской и ганькинской свит юга Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна / Т. А. Рязанова [и др.] // Нефтяная провинция. – 2020. – 24 (4). – 21-45. https://doi.org/10.25689/NP.2020.4.21-45

22. Сюняев З. И. Нефтяные дисперсные системы / З. И. Сюняев, Р. З. Сафиева, Р. З. Сюняев. – М.: Химия, 1990. – 226 с. https://www.twirpx.com/file/1038891

23. Тиссо Б. Образование и распространение нефти / Б. Тиссо, Д. Вельте. – М.: Мир, 1981. – 504 с. URL: https://www.geokniga.org/books/163

24. Шайхутдинова Г. Х. Петрографическое изучение миграции нефти на примере Имилорского месторождения (Когалымский нефтегазоносный район, Западная Сибирь) // Литосфера. – 2020. – 20 (4). – 592-600. https://doi.org/10.24930/1681-9004-2020-20-4-592-600

25. Al Duhailan M. (2014) Petroleum-expulsion fracturing in organic-rich shales: genesis and impact on unconventional pervasive petroleum systems. Colorado School of Mines; Arthur Lakes Library, 206 p. URL: https://mountainscholar.org/handle/11124/17003

26. Buongiorno J. (2018) Microbial Communities and Biogeochemistry in Marine Sediments of the Baltic Sea and the High Arctic, Svalbard. Knoxville, University of Tennessee, 299 p. https://www.academia.edu/67216075/Microbial_Communities_and_Biogeochemistry_in_Marine_Sediments_of_the_Baltic_Sea_and_the_High_Arctic_Svalbard

27. Kietzmann D. A., Palma R. M., Riccardi A. C., Martín-Chivelet J., López-Gómez J. (2014) Sedimentology and sequence stratigraphy of a Tithonian-Valanginian carbonate ramp (Vaca Muerta Formation): A misunderstood exceptional source rock in the Southern Mendoza area of the Neuquén Basin, Argentina. Sedimentary Geol. J., 302, 64-86. https://doi.org/10.1016/j.sedgeo.2014.01.002

28. Lewan M. D. (1985) Evaluation of petroleum generation by hydrous phrolysis experimentation. Philosophical Transactions of the Royal Society of London. Series A, Math. Phys. Sci., A315(1531), 123-134. https://doi.org/10.1098/rsta.1985.0033

29. Löhr S. C., Baruch E. T., Hall P. A., Kennedy M. J. (2015) Is organic pore development in gas shales influenced by the primary porosity and structure of thermally immature organic matter? Organic Geochem., 87, 119-132. https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2015.07.010

30. Parnell J., Carey P. F. (1995) Emplacement of bitumen (asphaltite) veins in the Neuquen Basin, Argentina. AAPG Bull., 79 (12), 1798-1816. https://doi.org/10.1306/7834DF08-1721-11D7-8645000102C1865D

31. Peters K. E. (1986) Guidelines for Evaluating Petroleum Source Rock Using Programmed Pyrolysis. AAPG Bull., 70 (3), 318-329. https://doi.org/10.1306/94885688-1704-11D7-8645000102C1865D

32. Reyes J., Jiang C., Lavoie D., Milovic M., Robinson R., Zhang S., Armstrong D., Mort A. (2016) Determination of hydrocarbon generation and expulsion temperature of organic-rich Upper Ordovician shales from Hudson Bay and Foxe basins using modified hydrous pyrolysis, organic petrography, Rock-Eval analysis and organic solvent extraction. Geol. Surv. Canada, open file 8049, 1-60. https://doi.org/10.4095/299254

33. Vandenbroucke M., Largeau C. (2007) Kerogen origin, evolution and structure. Org. Geochem., 38, 719-833. https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2007.01.001

34. Zobell C. E. (1952) Part played by bacteria in petroleum formation 1. J. Sediment. Petrol., 22(1), 42-49. https://doi.org/10.1306/D42694B3-2B26-11D7-8648000102C1865D

35. Zonneveld K. A. F., Versteegh G. J. M., Kasten S., Eglinton T. I., Emeis K.-C., Huguet C., Koch B.P., de Lan ge G. J., de Leeuw J. W., Middelburg J. J., Mollenhau er G. F. Prahl G., Rethemeyer J., Wakeham S. G. (2010) Selective preservation of organic matter in marine environments; Processes and impact on the sedimentary record. Biogeosciences, 7 (2), 483-511. https://doi.org/10.5194/bg-7-483-2010