Глава 11 Происхождение нефти и газа

Граничные условия. Неорганическое происхождение нефти и газа. Органическое происхождение: природа органического материнского вещества; современное органическое вещество. Превращение органического вещества в нефть и газ: действие бактерий; теплота и давление; изменения нефти и газа.

Теории происхождения нефти и газа¹ могут быть подразделены на две основные группы - органические и неорганические - по их отношению к исходному генерирующему веществу. В первых гипотезах предполагалось неорганическое происхождение нефти. Современные гипотезы, за немногими исключениями, развивают представления об органическом исходном веществе. Теории неорганического происхождения нефти вызывают все большее количество возражений. Однако полностью исключать возможность участия неорганических веществ, в особенности водорода, в образовании нефти и газа нельзя, поэтому такие гипотезы иногда находят приверженцев.

Хотя теория органического происхождения нефти и газа общепризнана, существует много различий в представлениях некоторых исследователей относительно тех или иных сторон и деталей этого процесса и значения различных исходных [для углеводородов] веществ. Какие отложения являются преимущественно материнскими - морские или континентальные? В какой мере нефть образуется за счет углеводородов живых организмов и в какой ‑ в результате изменения асфальтово-смолистых компонентов [битумов]? Какова природа энергии, обусловливающей эту трансформацию? В качестве возможных источников энергии назывались бактериальная деятельность, температура и давление, радиация и каталитические явления, действующие отдельно или в той или иной комбинации.

Теории аккумуляции нефти и газа непосредственно связаны с представлениями о их происхождении. Некоторые геологи полагают, что нефть и газ образовались на месте своего нынешнего залегания или в непосредственной близости от современных залежей. Другие допускают миграцию УВ из областей образования в области накопления, при этом они считают, что области образования совсем не обязательно должны находиться по соседству с областями накопления. Одни теории развивают представления о миграции нефти вместе с действующей водой, другие - независимо от этого движения. Одни геологи утверждают, что исходный материал отлагался в глинистых осадках или трансформировался с ними в нефть, а позже мигрировал в коллекторы; другие полагают, что исходный материал, скорее всего в виде

¹Интересующийся читатель может ознакомиться с детальной сводкой по этим проблемам, составленной X.Д. Гедбергом (Н. D. Hedberg, Geologic Aspects of Origin of Petroleum, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 48, № 11, pp. 1755-1803, 1964), содержащей обширную библиографию. [Эта статья в русском переводе М.Ф. Двали пол редакцией В.А. Соколова.выпущена в 1966 г. издательством «Недра» в виде отдельной брошюры: X.Д. Гедберг, «Геологические аспекты происхождения нефти». Работы советских ученых по самым различным вопросам проблемы нефтегазообразовашш, опубликованные до июля 1965 г., приведены в библиографическом указателе «Происхождение нефти и газа», «Наука», М., 1966. Более поздние советские и иностранные работы по той же проблеме можно найти в сб. «Генезис нефти и газа», «Недра», М., 1967, и в сборнике с тем же названием, выпущенном в 1966 г. издательством «Наука».]

коллоидального раствора или воднорастворенного органического вещества, концентрировался в самих коллекторах или даже непосредственно в ловушках и уже там превращался в нефть и газ. Каждая теория располагает существенными аргументами в свою пользу, но встречает и не менее существенные возражения. [В настоящее время проблема нефтеобразования в принципе решена, и многие гипотезы потеряли свою силу. Дискутиро­ваться могут лишь частные, но достаточно важные стороны проблемы в рамках осадочно-миграционной теории генезиса нефти.]

Принимаемая теория нередко предопределяет и методику поисково-разведочных работ. Если, например, геолог придерживается представления об образовании нефти in situ, он будет искать районы, где были условия, благоприятные для нефтеобразования. Сторонник миграции нефти и газа на некоторое расстояние от областей нефтегазообразования будет основное внимание уделять поискам благоприятных ловушек и барьеров на путях миграции УВ. Тот, кто стоит на точке зрения преимущественной роли в нефтегазообразовании морских осадков, будет ориентировать поиски на морские отложения, в то время как геолог, придерживающийся противоположной точки зрения, ‑ на районы, сложенные пресноводными или континентальными отложениями. Если признается возможность миграции нефти и газа, то вопрос о преимущественной роли морских или неморских отложений в образовании углеводородов теряет свое значение, поскольку в этом случае на первый план выступают условия концентрации нефти и газа в ловушках на пути миграции УВ.

Граничные условия

Асфальтово-смолистые компоненты¹, аналогичные встречающимся в нефтях, могут быть синтезированы в лабораторных условиях из различных исходных веществ. Лабораторные условия, конечно, значительно отличаются от реальных условий в недрах нефтяных и газовых месторождений. В связи с этим целесообразно указать на некоторые из этих условий, чтобы убедиться, увязываются ли данная теория или результаты лабораторных экспериментов с реальной геологической обстановкой, господствующей в известных нефтяных и газовых месторождениях, т.е. не выходят ли они за пределы разумного геологического барьера [3]. Основными граничными условиями являются следующие:

1. Почти все нафтиды (petroleum) находятся в осадочных отложениях. Эти отложения преимущественно морские, а следовательно, и нафтиды, приуроченные к ним, также морского или близкого к нему происхождения. В то же время значительное количество нефти и газа обнаружено в континентальных отложениях, в которых они, видимо, и образовались. Но учитывая значительную окисленность континентальных осадков, а также то обстоятельство, что они обычно залегают несогласно на морских отложениях, скорее всего следует допускать образование нефти и газа именно в морских отложениях и последующую их миграцию в вышележащие континентальные породы.

2. Нефть, газ и другие нафтиды представляют собой очень сложные смеси различных гомологических рядов углеводородов. Нет двух нефтей, имеющих совершенно одинаковый состав. Главной причиной этих различий, по-видимому, является разный состав первичного исходного вещества, но определенным образом могли сказываться

¹Hydrocarbon compound [буквально ‑ «углеводородное соединение»] ‑ производное углеводорода, содержащее, кроме водорода и углерода, в небольшом количестве также другие элементы, такие, как сера, азот и кислород. [Термин неудачный. Соединения, содержащие, помимо С и Н, еще и гетероэлементы, не являются углеводородными. В данном случае правильнее было бы говорить об асфальтово-смолистых компонентах.]

также и последующие изменения окружающей обстановки, в особенности условия миграции и, кроме того, катализация, полимеризация, колебания температуры и давления, метаморфизм. В то же время элементарный химический состав углеводородных смесей в общем достаточно одинаков, несмотря на существенные различия физических свойств разных нефтей. Большая их часть состоит на 82-87 вес. % из углерода и 11-15 вес.% из водорода.

3. Нефти, газы и другие нафтиды распространены в очень широком стратиграфическом диапазоне ‑ от докембрия до плейстоцена включительно, хотя и в докембрийских, и в плейстоценовых породах находки нафтидов в общем редки и их можно считать аномальными. Тем не менее в докембрийских породах обнаружен органический углерод, генетически связанный с нефтью или нефтеподобными веществами [4]. В некоторых нефтеносных горизонтах ордовика и карбона в конгломератах встречается нефтенасыщенная галька, включенная в общую массу ненефтеносных вмещающих пород. Выветрелые нефтеносные отложения, залегающие несогласно под пенсильванскими породами в Оклахоме, во всяком случае, моложе пенсильванского времени. Асфальтовые песчаники и грэемиты в зоне несогласия в ордовикских отложениях месторождения Люсьен в Оклахоме сформировались, видимо, в ордовикское время [5]. [Эти и другие факты опровергают странное утверждение В.Б. Порфирьева, что образование нефтеносных пород (и вообще залежей) произошло лишь в неогене.] Все это свидетельствует о том, что нефть способна сохраняться, несмотря на ряд неблагоприятных условий, существующих в течение длительного геологического времени [6].

4. До появления метода хроматографии и других аналогичных методов
исследования в глинистых и карбонатных породах, составляющих значительную часть осадочной оболочки, не удавалось обнаружить растворимые (в органических растворителях) жидкие нефтяные УВ. Было установлено, что нерастворимое органическое вещество распространено в осадочных отложениях почти повсеместно, но растворимые нефтяные углеводороды найдены не были. Современная методика исследований позволила выявить и растворимые УВ [7], содержание которых достигает 50 баррелей или более на 1 акрфут (65 м ³/ га-м), но обычно менее 10 баррель / акрфут (13 м ³/³ га-м). [По данным Н.Б. Вассоевича, кларковое содержание УВ в породах континентального сектора стратисферы составляет около 3 м ³/ га-м. ] Многие углеводороды найдены также в живых организмах.

5. Температура в продуктивных пластах редко превышает 225°F (~400°С), однако в глубоко погруженных залежах в отдельных случаях температуры поднимаются до 300°F (141°C). В некоторых неглубоких залежах пластовые температуры иногда очень невысоки и даже близки к поверхностным. Присутствие в нефтях порфиринов свидетельствует о том. что температура в этих нефтях никогда не превышала 392°F (200°С). поскольку при такой температуре порфирины разрушаются. Иными словами, этот факт служит аргументом в пользу предположения о низкотемпературных условиях нефтегазообразования.

6. Нефтеобразование происходит в анаэробной и восстановительной среде. Наличие порфиринов указывает на то, что анаэробные условия воз-никавзт на самых ранних этапах образования нефти, так как порфирины. будучи производными хлорофилла, быстро и легко окисляются и в аэробной среде долго существовать не могут. О восстановительной обстановка нефтеобразования свидетельствует и низкое содержание в нефтях и газах кислорода, обычно не более 2 вес. %.

7. Колебания давления и температуры в нефтеносных пластах могут быть очень существенными в зависимости от масштабов эрозии, степени дислоцированности, амплитуды вертикальных тектонических движений разного знака. В известных залежах величина пластового давления колеблется от атмосферного до 8-10 тыс. фунт./кв.дюйм (550-700 атм), температуры - от близкой к поверхностной до 250°F (120°С). Однако физические свойства нефтей, несмотря на столь резкие изменения пластовых условий, остаются постоянными. В то же время химический состав их может существенно раз­личаться в зависимости как от условия образования, так и от глубины последующего погружения [8].

8. Анализ геологической истории нефтяных залежей позволяет говорить о том, что в одних случаях не наблюдается никаких следов латеральной или вертикальной миграции, тогда как в других случаях наличие таких миграций не вызывает сомнений. Но каких-либо определенных различий между нефтями, которые можно считать мигрировавшими и образовавшимися на месте своего залегания, не обнаруживается. Следовательно, каждая обоснованная теория происхождения нефти должна быть независимой от явлений, вызванных миграцией. [Заключение более чем спорное.]

9. Время, необходимое для образования нефти и газа и их концентрации в залежах, составляет, по-видимому, менее 1 млн. лет. Наиболее высокая величина отношения количества нефтяных залежей к общему объему пород характерна для плиоцена, закончившегося примерно 1 млн. (?) лет назад [9]. Промышленная нефть обнаружена в самых молодых отложениях позднего плиоцена и даже плейстоцена, например на месторояадении Кирикире в восточной Венесуэле. Залежи нефти выявлены в бакинском [постплиоцен] и апшеронском [верхний плиоцен] ярусах в Азербайджане и Туркмении, СССР. Из плио-плейстоценовых отложений добывается нефть также на месторождении Саммерленд в Калифорнии. В плейстоценовые отложения нефть могла попасть из более древних пород, но в равной степени могла образоваться и в морских аналогах самих плиоценовых отложений, и в этом случае она свидетельствует о минимальном времени, необходимом для ее образования и аккумуляции в крупные залежи. Однако время, необходимое для образования отдельных УВ, может быть и значительно меньше указанного. В современных осадках Мексиканского залива на глубине 3-103 фута (0,9-31 м) обнаружены заметные количества парафиновых, нафтеновых и ароматических УВ - от 9-10^-4 % до 1,17 % от сухого веса осадка [10]. Определение возраста этих углеводородов по изотопу С14 показало, что они образовались примерно 11 800-14 600 ± 1400 лет назад, как и исходное органическое вещество (ОВ) и вмещающие его осадки.

На месторождении Педерналес в восточной Венесуэле 6-метровый пласт песка, заключенный в 60-метровой глинистой толще формации Пария, характеризуется высокой концентрацией УВ - здесь она примерно в четыре раза выше, чем во вмещающих глинах или песках, обнажающихся на поверхности [11]. Определение возраста по С¹⁴ указывает на образование формации Пария в целом менее чем 10 тыс. лет назад, а названного пласта песка ‑ около 5 тыс. лет. Среднее содержание УВ в песке составляет примерно 150 ч. на млн. (0,015%). Вычитая среднее содержание УВ в формаппп Пария, равное 25 ч. на млн. (0,0025%), получим количество УВ, аккумулировавшееся в песке после его отложения, т.е. 125 ч. на млн. (0,0125%) от его веса. Это составляет примерно 0,025 ч. на млн. (0,025×10^-4%) в год, а за миллион лет в этом песке сможет накопиться около 500 баррель/акр.фут и образуется богатое месторождение.