Нефть и газ – горючие полезные ископаемые, формирование которых, согласно осадочно-миграционной теории образования нефти (Вассоевич, 1986), связывают с преобразованием органического вещества осадочных горных пород. Породы, которые генерируют нефть и газ, формирующие затем скопления, называют нефтегазоматеринскими. Нефтегазоматеринская толща (НГМТ) является важнейшим объектом при изучении углеводородных систем нефтегазоносных бассейнов и оценке их перспектив. Данный базовый статический критерий (Ступакова и др., 2023a) формирования нефтегазоносности определяет само существование нефтегазоносности и максимально возможное количество углеводородных флюидов в осадочном бассейна (в соответствии с осадочно-миграционной теорией происхождения нефти).

Термин нефтегазоматеринские породы (НГМП) существует с конца ХIХ века, но в широкий научный обиход был введен Н.Б. Васоевичем (Конюхов и др., 2020).

Целью данной работы было предложить читателю современную классификацию нефтегазоматеринских пород, в которой будут приняты во внимание накопленные современными исследователями знания о геолого-геохимических характеристиках пород, обогащенных органическим веществом.

На пути к цели необходимо рассмотреть определения НГМП, используемые в нефтегазовой геологии; систематизировать имеющиеся классификации НГМП; выбрать классификационные критерии, достаточные и необходимые для создания актуальной классификации НГМП; предложить классификацию, которая сделает более удобным прогноз нефтегазоносности.

Рассмотрим, как определяют понятие «нефтегазоматеринская порода» исследователи.

Чаще всего используют такое определение: нефтегазоматеринские толщи – тонкозернистые осадочные породы, содержащие органическое вещество (ОВ), способные генерировать и выделять жидкие и газообразные углеводороды в количествах, достаточных для формирования промышленных скоплений (БРЭ, определение дано Н.П. Фадеевой).

Но есть и другие определения. Ниже приведены некоторые из них.

Как видно из приведённых определений – характеристика и свойства НГМТ складываются из двух основных частей: минеральной (мелко-тонкодисперсной – глинистого, карбонатного, или кремнистого состава, или их комбинаций) и органического вещества (свойства которого зависят от состава исходной биомассы, условий седименто-, диа- и катагенеза).

На сегодняшний день предложено множество классификаций НГМП. Общим для большинства из них является то, что основное внимание при ранжировании пород уделяется органическому веществу – его количеству, типу, потенциалу и катагенетической зрелости – и это понятно, т.к. именно характеристики ОВ в первую очередь контролируют генерацию.

Иногда предварительное разделение на классы по свойствам ОВ уже включено прямо в определение понятия НГМТ.

Классификаций, в которых в качестве классификационного критерия выступает литология пород, условия осадконакопления – не так много.

Хорошим примером комплексного подхода к НГМ свойствам пород является классификация органофаций Пеппера и Корви (Pepper, Corvi, 1995) (табл. 1). Авторы учитывают обстановки осадконакопления, литологию пород, геологический возраст, состав исходной для ОВ биоты. Но поскольку исследователи классифицировали не НГМТ, а органофации, то есть органическое вещество и условия в которых накапливаются его повышенные концентрации, то информации о генерационных возможностях (потенциале) пород, относящихся к той или иной органофации, в их классификации нет.

Чтобы отнести породу к нефтегазоматеринским, степень обогащения породы ОВ должна быть такой, чтобы она могла рождать и отдавать УВ, в том числе, и жидкие (микронефть).

Концентрация ОВ, необходимая для этого в разных породах, может существенно отличаться. Это зависит от условий накопления, возраста горных пород, состава (как пород, так и органического вещества), особенностей их изменения в седименто-, диагенезе, а затем преобразования в катагенезе и др.

Обычно выделяют два типа органического вещества: гумусовое ОВ (его предшественниками была биомасса высших растений) и сапропелевое (сформировавшееся из биомассы водорослей, бактерий, фито- и зоопланктона). Разница в происхождении ОВ отражается на его составе и поведении ОВ в катагенезе. Считается, что породы, обогащенные гумусовым ОВ, в катагенезе генерируют преимущественно газ; породы, которые богаты сапропелевым ОВ, генерируют в основном нефть (Баженова и др., 2000).

Средние (кларковые) значения содержания Сорг в осадочных породах составляют порядка 0,55–0,6% (Баженова и др., 2000). Средние значения содержания органического вещества в отдельных литологических разностях пород (субкларки) составляют по Н.Б. Вассоевичу (1986): для глинистых пород континентального сектора – 0,9%, для алевритовых пород – 0,45%, а для песчаных и карбонатных – 0,2%.

Реализация генерационного потенциала НГМТ происходит преимущественно в катагенезе. Под катагенезом понимают направленный по действию комплекс постдиагенетических процессов, протекающих в осадочных породах вплоть до их превращения в метаморфические.

Главными действующими факторами катагенеза являются температура, давление и время.

Обзор классификаций нефтегазоматеринских пород. Самой простой классификацией можно считать классификацию по содержанию ОВ в породе. Мерой содержания ОВ является содержание органического (не карбонатного) углерода в породе (Сорг, или ТОС, или Снк, масс.%). Если в породе содержится до 2,5 масс.%, то такое ОВ называют рассеянным, если в породе 2,5–40%, то это породы с концентрированным ОВ (Баженова и др., 2000).

Наиболее высокие концентрации Сорг характерны для пород, обогащенных гумусовым ОВ.

Породы, обогащенные сапропелевым ОВ подразделяют на:

С появлением и внедрением в геохимическую рутину пиролитического метода исследования нефтематеринских пород в зарубежной литературе появились новые классификации, в которых классификационными критериями выступает не только содержание органического углерода, но и другие пиролитические параметры, например, площади пиков S1 (сгенерированные УВ соединения) и S2 (остаточный генерационный потенциал породы) (Тиссо, Вельте, 1981) (табл. 2, рис. 1).

Минимальные концентрации органического углерода, необходимые, для того чтобы рассматривать породу как НГМ, по мнению разных исследователей различаются. Но большинство авторов сходятся на значениях исходных концентраций Сорг в породах около 0,5–0,6% (Справочник…, 1998; Баженова и др., 2000; Ермолкин, Керимов, 2012; Peters, Cassa, 1994) (табл. 3).

В современных работах (Sorkhabi, 2017) при классификации нефтегазоматеринских пород кроме содержания ОВ учитывается его генезис, например, через исходный (на катагенетически непреобразованное состояние) водородный индекс (HI – Hydrogen Index) (табл. 4).

В породах бескарбонатных и низкокарбонатных (в глинистых и глинисто-алевритовых) за нижний концентрационный предел Сорг необходимо принимать величину несколько большую, чем в карбонатных. Это связанно с тем, что в глинистых силикатных породах значительно выше изначальное содержание минеральных окислителей, прежде всего окисного Fe, поэтому и ОВ в них более окислено в анаэробном диагенезе и при прочих равных условиях нефтематеринский потенциал его ниже.

Количество выделившихся из объемной единицы НГМТ нефтегазовых флюидов определяется типом, количеством, составом, глубиной и направленностью преобразования, заключенного в них OB.

Качественный состав ОВ (сапропелевое, смешанное, гумусовое) определяется типом исходной биомассы и зависит от палеогеографии и условий осадконакопления (Тиссо, Вельте, 1981).

По степени реализованности генерационного потенциала выделяют (Баженова, 2000; Справочник…, 1998):

Не будет лишним привести общепринятую классификацию керогена (Тиссо, Вельте, 1981).

Кероген по элементному составу подразделяют на три типа (Тиссо, Вельте, 1981): I – «сапропелевый», II – «смешанный», III – «гумусовый». Для определения типа керогена используют диаграмму Ван Кревелена или ее модификации (рис. 2–4), модификации диаграммы используются сегодня гораздо чаще, т.к. пиролиз по методу Rock-Eval – наиболее рутинный из всех исследований в геохимии НГМП.

I тип – высокие атомные отношения Н/C ≥ 1,45 и низкие значения отношения О/C ≤ 0,1.

Кероген I типа характерен для глинисто-карбонатных комплексов осадочных горных пород, накопление которых происходит в озерных обстановках.

Кероген обогащен алифатическими структурами, и, следовательно, содержание полиароматических ядер и гетероатомных связей невелико, молекулы кислорода О находится главным образом в С-О-С (мостиковых) связях.

Источник ОВ – все группы водорослей и бактерии (от архей, сине-зеленых, диатомей).

II тип – относительно высокие, но ниже, чем для I типа, значения Н/C (1,15–1,35) и низкие О/C (0,1–0,2).

Кероген II типа связан с ОВ морского генезиса и является производным от смеси остатков фито- и зоопланктона, бактерий и восков высших растений, накапливающихся в восстановительной обстановке. В приводимой нами классификации указанный тип подразделен на два подтипа: II-глубоководный и II-мелководный. Предполагается, что накопление первого происходило в морских бассейнах, глубиной от 200 до 500 метров, второго – до 200 метров.

Большее значение приобретают полиароматические ядра, карбоксильные и карбонильные группы, насыщенные соединения – алкановые цепочки средней длины и нафтеновые циклы.

Кероген II типа характерен для большинства нефтематеринских пород.

Согласно (Orr, 1986), при повышенном содержании серы выделяется дополнительный тип керогена – типа IIS. Характеризуется высоким содержанием органической серы (8–14% по массе, атомное соотношение S/C ≥ 0,04) H/С > 0,1, О/С = 0,1–0,2. Он начинает генерировать нефть при более низком тепловом воздействии, чем типичный кероген II типа.

III тип ОВ – для него характерны низкие значения отношения Н/C = 0,7–0,95 и высокие О/C ≥ 0,2.

Накопление органического вещества III типа может быть связано с 2 типами угленакопления: лимническим (в замкнутых водоемах без доступа к морскому бассейну) – IIIлимн. (H/Cат = 0,75–0,95; О/Сат = 0,2–0,3) и паралическим (в открытых морских бассейнах) – IIIпарал. (H/ Cат = 0,7–0,75; О/Сат ≥ 0,3).

В значительной степени сложен полиароматическими ядрами с кислородными кетонными и карбоксильными группами, но не содержит сложноэфирных групп. Алифатические структуры играют незначительную роль и представлены небольшим количеством длинных цепочек, унаследованных от восков высших растений.

Кероген III типа происходит от наземных растений и включает многочисленные растительные остатки.

IV тип ОВ – обеднен водородом. По составу близок к фюзиниту, (Н/C < 0,6; О/С > 0,3). Органическое вещество накапливается в прибрежно-морских обстановках, является окисленным. Данный тип является инертным, то есть может генерировать лишь незначительные количества газа.

Помимо основных типов органического вещества, выделены также смешанные, характеризующиеся различным вкладом того или иного типа исходного органического вещества в состав ОВ НГМТ. Так выделяют следующие виды ОВ: II/III и III/IV.

II/III тип – характеризуется отношениями H/C = 0,95–1,15 и C/O = 0,1–0,3.

Кероген указанного типа образуется преимущественно из органического вещества, накопленного в морских и прибрежно-морских (лагуны) обстановках, при поступлении достаточного количества гумусового ОВ (как правило, за счет повышенного содержания мацералов группы липтинита (смолы, кутикулы растений, спор и пыльцы)).

III/IV тип – характеризуется отношениями H/C = 0,6–0,75 и C/O ≥ 0,3.

Органическое вещество этого типа накапливается преимущественно в дельтовых условиях (прибрежно-морские обстановки), где присутствует достаточно большее количество гумусовой органики, а также есть условия для его быстрого окисления.

Преобразование органического вещества в катагенезе. Процесс преобразования ОВ в катагенезе длительный и стадийный. В катагенезе выделяют следующие подстадии: протокатагенез, мезокатагенез и апокатагенез. Каждая из подстадий характеризуется определенными процессами, которые находят свое отражение в изменении различных численных характеристик пород/ОВ: показателя отражения витринита (или других мацералов), Tmax пиролиза и др. На рис. 5 обобщены знания о положении главных зон нефте-, конденсато- и газообразования по мнению исследователей разных лет и школ.

Для целей предлагаемой классификации здесь важно, что разные типы ОВ вступают в главную фазу нефте- и/или газообразования при разных термобарических условиях.

Важнейшими свойствами НГМТ являются их литологические характеристики (отражающие обстановки накопления пород) и свойства органического вещества (его количество, тип и катагенетическая преобразованность).

Опираясь на результаты предыдущих исследователей и собственные наработки, авторы настоящей работы предлагают свой подход к ранжированию НГМТ (табл. 5).

Предлагаемая классификация НГМП. Критерием для выделения классов НГМТ выбраны обстановки осадконакопления, так как именно они контролируют и литологию пород, и состав ОВ (Ступакова и др., 2023a; Ступакова и др., 2023b).

Предлагаемая обобщающая таблица 5 развивает идеи, предложенные в предыдущих публикациях (Ступакова и др., 2023a; Ступакова и др., 2023b) и организована следующим образом: по вертикали в левой части таблицы расставлены обстановки (от континентальных к морским) осадконакопления, в которых возможно формирование НГМП в седименто- и диагенезе. В средней части таблицы обозначена литология наиболее типичных НГМП, основная правая часть таблицы отведена характеристикам органического вещества пород: составу, типу, концентрации, поведению в катагенезе.

Рассмотрим столбцы характеризующие ОВ (слева направо).

Тип ОВ – здесь обозначен тип ОВ по своему химическому (элементному) составу в соответствии с традиционными классификациями керогена по типу (Тиссо, Вельте, 1981). Отметим, что для обозначения типа ОВ пород, накопленных в некоторых обстановках предлагается, кроме римской цифры использовать индекс, указывающий на обстановки. Это представляется целесообразным, так как при схожем элементном составе (водородном и кислородном индексах) преобразование ОВ в катагенезе видимо в большей степени контролируется генезисом ОВ (сапропелевое оно или гумусовое) (Большакова и др., 2025; Большакова и др., 2024). Следующие столбцы отданы собственно численным характеристикам ОВ, получаемым по результатам наиболее типичных методов определения типа керогена: открытый пиролиз (водородный индекс) и элементный состав керогена (атомные соотношения водорода и углерода, а также кислорода и углерода). Видно, что «поля» химических характеристик ОВ для разных типов пород порой пересекаются, но на наш взгляд это оправдано, т.к. разные типы ОВ описываются различными комбинациями характеристик ОВ.

Следующая группа характеристик ОВ – это его «поведение» в катагенезе, на каких градациях (в соответствии со шкалой катагенеза Н.Б.Вассоевича) катагенеза ОВ, накопленное в тех или иных обстановках ОВ вступает в фазу генерации УВ флюидов. Начало той или иной градации катагенеза чаще всего определяется по показателю отражения витринита (RV, %) (или пересчитывается на показатель отражения эквивалента витринита (RVeq, %)по показателям отражения других мацералов – референсные значения этих индикаторов зрелости ОВ приведены в таблице 5. ОВ разного происхождения (типа) вступает в главную фазу нефтегазообразования на разных градациях катагенеза, определенных по ПОВ (табл. 5). Это существенно отличает предлагаемый подход к ранжированию ОВ. Ведь, например, сапропелевое ОВ докембрийских пород по элементному составу, относящееся к типу III (Ситар и др., 2022; Кожанов и др., 2021; Сивкова и др., 2021; Jarrett et al., 2019) (оксисорбосапропелиты в классификации Т.К.Баженовой (2020) ведет себя в катагенезе иначе, чем гумусовое ОВ типа III углей (Большакова и др., 2025; Большакова и др., 2024). Это же справедливо для ОВ с высоким углеводородным потенциалом: в зависимости от того, каков его генезис, потенциал в катагенезе будет реализовываться по-разному (Большакова и др., 2024, Большакова и др., 2025). Также к набору характеристик «преобразование ОВ в катагенезе» отнесена информация о том, какой фазовый состав флюида доминирует при генерации тем или иным ОВ.

Самый правый блок по вертикали – характеристики, позволяющие численно оценить масштабы генерации нефти и газа в нефтегазоносном бассейне, опираясь на количество органического вещества в осадочных горных породах – это концентрации ОВ и собственно количество пород, показанное через их толщины. Оба этих фактора контролируются в первую очередь условиями осадконакопления, а для органического вещества – и условия диагенеза зачастую не менее важны.

То есть в предлагаемой классификации основным классификационным критерием предлагается рассматривать обстановки осадконакопления и генезис ОВ, а от комбинации этих факторов будет зависеть преобразование ОВ пород в нефть и газ, а значит и точность прогноза нефтегазоносности.

Таким образом, предложен комплексный подход к классификации НГМП, для которых характерны различия в содержании органического вещества, его потенциале и закономерностях катагенетического преобразования ОВ. В предлагаемой классификации учтены классические и современные взгляды на характеристику органического вещества различных типов, учтены особенности мацерального состава ОВ и условий осадконакопления пород, содержащих ОВ.

Исследование выполнено в рамках государственного задания МГУ имени М.В. Ломоносова.

Авторы выражают благодарность рецензентам за ценные замечания и предложения, которые способствовали улучшению работы.