При миграции нефтей с большим содержанием парафинов, в том числе и фильтрованных нефтей, происходит физическое высаживание твердых парафинов с образованием озокерита и гатгетита.

Быстрое перемещение парафинистой нефти вверх приводит к ее дегазации и понижению температуры, при этом твердые парафины кристализуются и отделяются от смолисто-асфальтеновых компонентов нефти. Вдоль трещин и в прилегающей части порового пространства коллекторов могут создаваться очаги озокеритообразования. При наличии густой сети трещин они сливаются и образуют скопления пластового типа. Дальнейшее гипергенное изменение и выветривание озокерита и гатгетитов ведет к формированию альгарита и битумов хорсанов.

Миграционные процессы несомненно влияют на изменение химического и физического состава первичных залежей нефти. Однако наиболее серьезное влияние оказывают гипергенез и катагенез.

Гипергенные процессы действуют в пределах воздымающихся территорий. Происходит химическое бактериальное окисление нефтей как за счет свободного кислорода, т.е. аэробное окисление, так и за счет связанного кислорода сульфатов. Процессы окисления дополняются осернением, а также физическим улетучиванием легких фракций. На первой стадии гипергенного превращения нефти непосредственно в залежи --- абиогенное восстановление сульфатов, связанное с окислением нефти в первую очередь в зоне ВНК, в водах появляется сероводород. Наиболее активно микроорганизмы потребляют метановые УВ. В результате анаэробного окисления происходит остаточное накопление ароматических и нафтеновых УВ, возрастание количества смол. Метановая нефть преобразуется в тяжелую, высокосмолистую вязкую нефть. Этап гипергенеза без доступа свободного кислорода назван криптогипергенной фазой.

Идеогипергенный аэробный этап - в условиях максимальной гидрогеологической раскрытости, а завершается на открытой земной поверхности. Процессам окисления сопутствует физико-химическая дифференциация: уход (улетучивание) легких фракций нефти, образование вязких полутвердых и твердых продуктов---мальты, асфальтиты и продукты их выветривания окси- и гуминокериты. как в разрушающихся залежах, так и при излиянии нефтей по трещинам и жилам.

Интенсивное излияние мальт на поверхность может приводить к появлению кировых покровов---- асфальтовые озера (например, в Венесуэле, на Сахалине, на о. Тринидат), с постепенными переходами от мальт к асфальтам и асфальтитам.

При срезании кирового покрова в породах остаются его жильные корни, связанные с маточной нормальной парафинистой нефтью. При этом поверхность жильных корней также закируется. Закирование ----- субэральное окисление в условиях воздействия всех факторов земной поверхности.

В жильных залежах битумов происходит замедленное преобразование нефти под действием мигрирующих по трещинам газов и вод. Поэтому при диагностике погребенных асфальтоподобных битумов закирования и кировые покровы можно отличить от жильных битумов по более высокому содержанию кислорода и наличию остатков фауны и флоры. Проявление природных битумов следует рассматривать как прямые признаки нефтеносности.

По мере погружения залежей в катагенетической зоне ---изменение нефтей: нефти метанизируются, облегчаются. В позднем апокатагенезе при температуре >200°С ---деструкция легких нефтей и одновременная карбонизация выпавших и сорбированных в породах асфальто-смолистых компонентов. Крупные молекулы в легких нефтях разрушаются и дают начало углеводородным и неуглеводородным газам. Дальнейший рост давления и температуры ведет в конце концов к наиболее устойчивым формам - метану и твердым минералам углеводорода (графиту).

Аналогичные процессы происходят с тяжелыми нефтями и оторочками, потерявшими легкие фракции. Все эти высокомолекулярные пиробитумы проходят единый путь от мальт до антраксолитов и графита.

Нафтоиды и нафтидонафтоиды, образующиеся при контактном метаморфизме, также не отличаются от продуктов катагенного превращения нефтей. Критерием идентификации нафтоидов является ассоциация с интрузиями и подвижными зонами. Нафтоиды встречаются редко и представляют, так же как и альгариты, гуминокериты и оксикериты, только минералогический интерес. При этом нафтоиды и все другие пиробитумы, так же как и диагенетические УВ, следует рассматривать как ложные признаки нефтеносности. Таким образом, главными причинами вторичного изменения нефтей являются гипергенез и катагенез. Эти два диаметрально противоположных процесса ведут к региональному однонаправленному изменению нефтей. В результате гипергенеза первичные нефти утяжеляются вплоть до твердых битумов, а в катагенезе идет созревание нефтей в сторону облегчения. В результате в осадочном разрезе фиксируется закономерное облегчение и метанизация нефтей сверху вниз. Такое распределение нефтей установлено практически во всех регионах и названо Крейчи-Графом закономерностью “асфальтовой шляпы” или законом глубины.

Первичный тип нефти определяется типом исходного РОВ, а процессы гипергенеза и катагенеза взаимно дополняют друг друга. При этом тяжелые гипергенные нефти могут погружаться в зону катагенеза и метанизироваться, либо легкие метановые нефти из зоны глубокого катагенеза могут претерпеть воздымание и соответствующее окисление и утяжеление.

На поздних этапах катагенеза при температурах 150-200°С (МК4-АК2) реализуется главная фаза газообразования как для гумусового, так и сапропелевого типов РОВ. В зависимости от строения бассейна и его геотермического режима ГФГ фиксируется на последнем этапе погружения осадков на глубинах 3-5 км на платформах и до 6-9 км в глубоких впадинах.

ГФГ характеризуется преобладанием сухих газовых залежей, особенно в нижней части. Метановые газы генерируются на протяжении всех стадий созревания ОВ, однако максимум их образования, по сравнению с максимумами для нефти и жирных газов, смещается в зону более высоких температур. Проявление ГЗГ обязательно для любого типа ОВ, попадающего в жесткие термобарические условия. Сапропелевое РОВ в результате потери жидких УВ и жирных газов приобретает компактную конденсированную газогенерирующую структуру, которая изначально сформирована в гумусовом РОВ. В условиях высоких температур от этой структуры отщепляются единичные метильные группы в виде метана. В породах остается еще более конденсированный графитоподобный остаток.

О проявлении ГФГ можно судить по целому ряду геохимических показателей. Так, в газовой фазе РОВ первый этап проявления ГФГ фиксируется резкой сменой компонентного состава газа с преобладанием СН4. Количество метана в закрытых порах пород возрастает в несколько раз. В пластовых водах отмечается максимальная концентрация растворенного метана. Наряду с генерацией метана в ГЗГ начинается деструкция генерированных ранее и погруженных в эту зону нефтяных УВ. При высокотемпературном крекинге первичных нефтяных УВ и битумов происходит формирование легких нефтей и тяжелых нефтяных остатков.

Дальнейшая эволюция этих нафтоидов в позднем апокатегенезе (АК3-АК4) при температурах 200-300°С приводит к разложению легкой нефти. В результате этих реакций высвобождаются большие массы метана. В связи с этим масштабы образования метана в главной зоне газообразования из сапропелевого вещества возрастают по данным Ханта в 1.5-2 раза, по сравнению с гумусовым РОВ, так как в сапропелевом типе источником генерации метана является как рассеянное ОВ, так и ранее образовавшаяся нефть, а в гумусовом типе метан образуется только из ОВ. Между главными зонами нефтеобразования и газообразования формируются первичные газоконденсатные системы с небольшим содержанием низкомолекулярных ароматических конденсатов. В этой зоне генерируется небольшое количество жидких УВ, поскольку генерация нефтяных УВ затухает. Эти углеводороды при значительных давлениях и температурах растворяются в больших массах метанового газа, которые мигрируют из более глубоких горизонтов. В низкоконцентрированных карбонатных породах первичные газоконденсатные системы могут формироваться непосредственно на месте генерации, с образованием гиганских месторождений в наиболее приподнятых частях карбонатных массивов.

При температурах 200-300°С в позднем апокатагенезе (АК3-АК4) образование метана прекращается, остаточное ОВ и нефтяные остатки, погрузившиеся в эту зону, превращаются в антрацит и графит. Следовательно, бурение на глубинах, где температуры превышают 200°С (на глубинах более 9 км в глубоких осадочных депрессиях), является бесперспективным. Зональность процессов генерации нефти и газа подтверждается во многих НГБ.

Кроме углеводородных газов в процессе созревания и углефикации РОВ происходит формирование значительных количеств неуглеводородных газов: СО2, Н2S, N2, Не, Ar, Н2, входящих в состав газовой фазы нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Некоторые природные газы состоят преимущественно из углекислого газа, сероводорода или азота.

Углекислый газ сопровождает генерацию нефти и выделяется РОВ на градациях МК1-МК3 с максимумом на МК2. Главным источником СО2 является гумусовое РОВ. Высокие концентрации СО2 могут быть связаны с неорганическим источником. Этим источником могут являться карбонатные породы, которые разлагаются при высоких давлениях и температурах.

Азотистые соединения начинают разлагаться при температурах более 100°С, начиная со стадии катагенеза МК3. Масштабы генерации азота на этих стадиях углефикации гораздо ниже по сравнению с углекислым газом и метаном. Отношение генерирующихся объемов СН4, СО2 и N2 составляет 10:4:1. На этапе катагенеза от МК2 до МК4 происходит отрыв боковых азотистых соединений от парафиновых и циклопарафиновых структур. Однако азот содержится также в конденсированных прочных гетероциклических структурах. Разрыв этих связей может осуществляться только при высоких температурах (более 200°С) в зоне метаморфизма.

Сероводород при созревании РОВ образуется последним из числа других компонентов природного газа. Образование H2S начинается со стадии МК3 при температурах более 100°С и постепенно увеличивается в позднем апокатагенезе при температуре около 200°С. Часть Н2S может образоваться при деструкции нефти, а также при взаимодействии элементарной серы с метаном.

В наиболее подвижных зонах в составе газов могут фиксироваться гелий и азот, которые диффундируют из магматических и метаморфических пород через весь осадочный чехол. Таким образом, образование УВ в результате термического изменения ОВ осадочных пород обусловливает температурную вертикальную зональность распределения нефти и газа в земной коре. Эта зональность отражается в глубинном разрезе большинства осадочных бассейнов и включает четыре основные зоны:

• метановый и азотный газ и небольшое количество нефти на стадии диагенеза и протокатагенеза;

• нефть в начальном и среднем катагенезе (МК1-МК2), газы, содержащие большое количество гомологов СН4. Часто встречаются двухфазные системы с вторичными ГК шапками с большим содержанием конденсата;

• газоконденсаты в среднем и позднем катагенезе (МК3-МК4). Эти первичные системы характеризуются небольшим содержанием конден-• сухой и неуглеводородный кислый газ в позднем катагенезе и апокатагенезе (МК5-АК2).