24905 (654521), страница 2
Текст из файла (страница 2)
4. Сходство химических соединений в битумоидах, микронефти и нефти (по данным хроматографических и спектральных анализов, а также экстрагирования).
5. Серьезным аргументом в пользу органического происхождения нефти является нахождение в ее составе молекулярных структур, свойственных тканям живым организмов: растениям и животным. Причем содержание некоторых из них (пристан, фитан и др.) в нефтях достаточно велико, "чтобы считать их примесями, попавшими извне путем захвата или экстрагированием "глубинной" нефтью из пород, по которым она мигрировала".
6. Вопрос о начальной миграции нефти из нефтематеринских пород и поступлении ее в коллектора был решен после установления того факта, что растворение битумоидов и микронефти осуществляется сжатыми газами СО2, СН4, и его гомологами, а также водами различной солености. Опыты проводились в термодинамических условиях, близких к пластовым. Растворение и вынос микронефти осуществлялись как в раздробленных образцах, так и в керне пород. При этом одним из аргументов возможности миграции из глин считается то обстоятельство, что в глинистых породах поровое давление выше гидростатического, а иногда приближается к геостатическому (последнее утверждение голословно, не подтверждается никакими расчетами и в принципе неверно). Это, с одной стороны, создает условия для миграции микронефти в смежные коллектора, а с другой, препятствует поступлению абиогенной нефти, в соответствии с теорией ее неорганического происхождения, т.е. "микронефть эмигрирует из нефтематеринских пород в виде растворов в газах и воде. Вероятно, на разных стадиях литогенеза роль этих двух способов миграции различна" (Н.Б. Вассоевич, 1982 г.).
7. Как одно из доказательств органического происхождения нефти рассматривается соотношение изотопов, и прежде всего углерода и гелия. Э.М. Прасоловым (1990 г.) установлены соотношения изотопов гелия (3Не/4Не) для различных геологических сред. Эти соотношения широко используются представителями органической гипотезы происхождения нефти для ее доказательства [3 и др.]. По их мнению, изотопный состав газов (гелий и др.) на подавляющем числе месторождений УВ характерен для осадочных отложений. Вместе с тем признается, что УВ-газы на месторождениях нефти и газа могут иметь "хотя бы частично различный генезис", что связано с широким распространением метана в природе [4]. Так, в работе [3] утверждается, что существенным доказательством в пользу осадочно-миграционной гипотезы является соотношение изотопов углерода и гелия. Изотопы гелия являются едва ли не единственным газом, свидетельствующим о мантийном его происхождении. Доля ювенильного гелия позволяет оценить долю УВ мантийного происхождения. Изотопные исследования фумарольных газов срединно-океанических систем установили, что соотношение СН4/3Не для газов мантийного происхождения составляет 106. В газах нефтяных месторождений и в эманациях грязевых вулканов это соотношение составляет 1011-12, что показывает незначительную долю газов мантийного происхождения в месторождениях УВ [3].
Этот аргумент в пользу осадочно-миграционной теории достаточно весомый и заслуживает более детального рассмотрения (см. ниже).
8. В 1985 году Б.А. Соколовым была разработана флюидодинамическая концепция, которая объясняет ряд фактов, прежде не вписывавшихся в осадочно-миграционную "теорию". Эта концепция, с моей точки зрения, в определенной мере является сдачей позиций органической гипотезы (увеличение температур и глубин главной фазы нефтегазообразования) и ее сближением с минеральной гипотезой происхождения нефти и формирования месторождений УВ. Она получила широкое распространение, так как объясняет многие наблюдаемые геологические факты.
Под флюидодинамикой большинство исследователей понимают пульсирующую (периодическую), восходящую миграцию растворов, нефтей, газов (СН4, СО2, Н2SH2, N2 и др.), имеющих различную температуру, состав и давление и формирующих различные аномалии в физических и геологических полях (в частности в поле пластовых давлений) [1, 5, 6, 7 и др.]. Это, как правило, восходящая, сосредоточенная (локальная) разгрузка, осуществляющаяся по глубинным разломам (или их пересечениям), нередко в виде грязевых вулканов, субаквальной разгрузки и т.п., связана с современными активными геодинамическими зонами земной коры.
Осадочно-миграционная "теория", дополненная флюидодинамической концепцией пользуется популярностью среди научных работников и геологов-практиков и широко применяется для оценки перспектив нефтегазоносности отдельных территорий. Приведу лишь некоторые результаты последних исследований по этой проблеме (для Сибирской платформы, Днепровско-Донецкой и Припятской впадин и Западной Сибири).
На примере месторождений УВ Байкитской антеклизы и Катангской седловины Сибирской платформы доказывается возможность их формирования с флюидодинамических позиций [8]. Обоснованием для этого служит следующее.
С точки зрения классической осадочно-миграционной теории, предполагающей цикличность процессов нефтегазообразования, возможно существование докембрийских скоплений нефти в указанных районах[8]. Эта точка зрения противоречит представлениям о тектоническом звитии Сибирского осадочного бассейна, так как послекембрийский апповый магматизм и гидротермальные процессы привели к существенной метасоматической переработке карбонатных отложений рифея. Эти процессы "неминуемо разрушили бы залежи УВ, превратив жидкую нефть в графиты… если бы внедрение интрузий, магматических пород и термальных растворов в осадочные комплексы осуществлялось после формирования скоплений углеводородных масс, то есть в то время, когда нефть газ уже были локализованы в осадочной толще". Следовательно, возраст месторождений УВ ограничивается временем формирования неотектонических структур и "аномальных поверхностных газо- и литохимических полей, возникших в результате неоген-четвертичных флюидодинамических процессов" [8].
С флюидодинамических позиций объясняется и формирование месторождений УВ Днепровско-Донецкого авлакогена [9]. В работе делаются выводы о широких масштабах вертикальной миграции УВ, что сопровождается дополнительным конвективным прогревом осадочных толщ и активизацией вследствие этого генерации УВ из нефтематеринских свит. Вертикальная миграция осуществляется как сквозь коллектора, так и аргиллиты, покрышками служат только образования соли. Отводя преобладающую роль осадочно-миграционной теории образования нефти и формирования месторождений УВ, авторы считают необходимым признать глубинные источники генерации нефти, что объясняет закономерности размещения месторождений нефти в изучаемом ими регионе и открывает большие возможности для решения прогнозных задач поисков УВ-сырья.
В работе Н.Ф. Чистякова проводится районирование территории Западно-Сибирского НГБ по величине температурного градиента, который изменяется от 1,8 до 6,1˚С/100 м [10]. Установлен рост температур от сводов к крыльям структур и ВНК. Эти аномалии автор связывает со следующими различными стадиями формирования месторождений УВ: формирующиеся, закончившие формирование, молодые залежи (прекращение поступления УВ из омывающих залежь нагретых седиментогенных(элизионных) вод из нефтематеринских пород) и зрелая залежь. По мнению автора, элизионные воды на различных стадиях катагенеза более прогреты, чем те же воды на стадии диагенеза, т.е. на процессы формирования геотермических аномалий по площади и разрезу оказывают влияние процессы преобразования рассеянного органического вещества – генерация УВ. Чем ближе зона формирования месторождений УВ к нефтематеринским породам, тем выше температура в залежи и большее значение геотермического градиента. Новизной, по мнению автора, является то, что геотермические аномалии являются следствием химического преобразования керогена, битумоидов и глинистых минералов пород, а не наоборот, как это принято считать. Автор полагает, что вся система в разрезе мезозойских отложений Западно-Сибирского НГБ является неравновесной – переходная стадия от диагенеза к катагенезу, т.е. "изменение химических полей на стадии катагенеза вызывает изменение физических полей (температур и давлений)" [10]. Построенные карты приведённых пластовых давлений отражают сложное разнонаправленное распределение латеральных градиентов (Федоровское месторождение, пласт БС10, Сургутский район), что свидетельствует, по мнению автора, о поступлении вод элизионного происхождения с пониженной минерализацией с юго-западной стороны месторождения в направлении глинизации разреза при увеличении пластовых давлений от крыльев к сводовой части (перепад давлений 1 МПа). Это свидетельствует о молодости залежи. Поступающие, возрожденные из глинистых одновозрастных пород, воды соответствуют стадии катагенеза. В пределах одного месторождения одновременно имеются воды хлор-кальциевого типа (элизионные воды зоны протогенеза) и гидрокарбонатные натриевые воды (элизионные воды зоны катагенеза). Минерализация в этом случае меняется от 12 до 20 г/л. Аналогичное распределение приведенных давлений наблюдается на Холмогорском месторождении (от крыльев к своду – перепад давлений 1,4-2,4 МПа) при преобладающем направлении потенциального движения со стороны Юганской впадины. Минерализация подземных вод в пределах месторождения меняется от 12 до 22 г/л. Пониженная минерализация связана с гидрокарбонатными натриевыми водами, а повышенная – с хлоридными кальциевыми водами. На Салымском месторождении (недоформировавшаяся залежь) поток направлен со стороны Юганской впадины. Воды гидрокарбонатные натриевые, соответствующие зоне катагенеза, мало меняются в пределах месторождения. Воды хлоридно-кальциевого типа зоны протокатагенеза, "пришедшие в ловушку с первыми порциями УВ, уже вытеснены" [10]. Также описывается и объясняется гидрогеологическая ситуация на Северо-Хохряковском, Ем-Еговском, Уренгойском месторождениях.
Катагенетические процессы преобразования пород носят "прерывисто-непрерывный характер". Масштабы этих процессов "огромны". Неравновесное состояние взаимодействия "химических и физических полей" установлено на различных стадиях катагенеза, что "требует пересмотра устоявшихся положений о флюидодинамической системе нефтегазоносных бассейнов, формирующихся в недрах НГБ на стадии катагенеза" [10].
С флюидодинамических позиций также рассматривается нефтеносность Припятского палеорифта [11], который сформировался в герцинский этап (верхнефаменское время). В его пределах выделяется 5 мантийных разломов, по которым осуществлялся кондуктивный и конвективный теплоперенос, сопровождающийся внедрением основной и ультраосновной магмы в кору и осадочный чехол. что привело к активизации процессов генерации УВ из нефтематеринских свит. При этом на различных уровнях геологического разреза формировались главные фазы нефтегазообразования. Главный очаг нефтегазообразования тяготеет к восточной части Припятсюй впадины, где расположены основные месторождения нефти (более 60), т.е. процессы нефтегазообразования из ОВ связываются с рифтогенезом, вертикальным движением магмы, обладающей высокой температурой и активными потоками тепла, интенсифицирующими процессы образования УВ из рассеянного ОВ в нефтематеринских породах [11].
Таким образом, осадочно-миграционная гипотеза, дополненная сведениями о флюидодинамических процессах, широко используется для объяснения процессов нефтегазообразования в различных регионах. Такие примеры многочисленны.
1.2 Критика осадочно-миграционной "теории" происхождения нефти
Соображения общего характера (геологические). Наиболее обстоятельная критика осадочно-миграционной "теории" приведена в работах Ю.И. Пиковского (1986, 2002 гг.). В настоящее время как основные доказательства осадочно-миграционной, так и критика минеральной гипотезы базируется на геохимических аргументах. Но и на этом "поле битвы" появляются факты, которые интерпретируются по-разному.
Ю.И. Пиковский в своей работе 1986 г. формулирует следующие воп- росы, не имеющие ответа в рамках осадочно-миграционной теории:
1) стадии литогененеза, с которыми связано нефтеобразование; 2) источники энергии для синтеза УВ из керогена;
3) механизм образования месторождений из рассеянной микронефти;
4) формы и движущие силы миграции нефти в осадочных породах;
5) происхождение различных геохимических типов нефтей, порой в пределах одного месторождения;
6) неравномерность распределения месторождений УВ по площади распространения ОБ при повсеместном распространении нефтематеринских пород;
7) наличие залежей УВ в нижних частях осадочного чехла и в кристаллических породах фундамента, сложенного, как правило, разновозрастными породами различного генезиса, и наличие там же рассеянных УВ и углеродистых минералов, нередко заключенных в кристаллы минералов (газовожидкие включения и включение капелек нефти);
8) очевидная связь месторождений УВ с глубинными разломами;
9) невозможность объяснить наличие средних, крупных и гигантских месторождений УВ;
10) отсутствие четких критериев выделения нефтематеринских пород, за исключением рассеянной нефти, близкой по составу к обычной нефти.
Все вышеперечисленные вопросы требуют ответов, которые не найдены на протяжении десятков лет.
Анализируя две основные теории происхождения нефти и их подтверждение на практике, Ю.И. Пиковский [2] приводит интересную таблицу (табл. 1) отношений следствий, вытекающих из альтернативных теорий нефтегазообразования (органическая и минеральная), к установленным особенностям нефтегазонакопления на Земле.
В заключение автор отмечает, что существующие доказательства "торжества осадочно-минеральной теории происхождения нефти" [2] не однозначны, не решены (и, возможно, не будут решены), так же как проблемы миграции УВ и их концентрации в месторождения.
Минеральная теория лучше справляется с этими проблемами. Осадочные отложения играют главенствующую роль лишь в накоплении и сохранении месторождений УВ, сформировавшихся за счет глубинной дегазации Земли, из-за наличия в их составе покрышек различного происхождения.
Таблица 1
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
