Движение флюидов: происхождение нефти и формирование месторождений углеводородов

Тип работы:
Реферат
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Кафедра общей и прикладной геофизики

Реферат

по гидрогеологии

на тему:

«Движение флюидов: происхождение нефти и формирование месторождений углеводородов»

Выполнил: студент группы 3152

Черников М. А.

Проверил: Джамалов Р. Г.

Дубна, 2004

Оглавление

ВВЕДЕНИЕ

1. СУЩЕСТВУЮЩИЕ ГИПОТЕЗЫ (ТЕОРИИ) ПРОИСХОЖДЕНИЯ НЕФТИ

1.1. Осадочно-миграционная гипотеза

1.2. Критика осадочно-миграционной «теории» происхождения нефти

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Реферат посвящен одной из сложнейших проблем современной геологии — флюидодинамике осадочных бассейнов (ОБ), происхождению нефти и формированию месторождений углеводородов (УВ), обсуждаемой в научной литературе более 100 лет и не нашедшей к настоящему времени однозначного решения. В докладе сделана попытка обобщения накопившейся к настоящему времени информации, включающей огромный и разнообразный теоретический, экспериментальный и эмпирический материал о нефтегазоносных структурах, геохимических исследованиях, геодинамике, гидрогеодинамике и др.

Проблема происхождения нефти и формирования месторождений УВ рассматривается исключительно с гидрогеологических позиций, включая региональные закономерности формирования глубоких подземных вод в пределах артезианских бассейнов, и в первую очередь положение в пространстве областей питания, разгрузки и транзита.

При работе над рефератом автор пытался не обойти ни одного факта, свидетельствующего в пользу той или иной «теории» происхождения нефти: органической (осадочно-миграционной, биогенной, флюидодинамической и других разновидностей органической теории), минеральной (неорганической, эманационной), базирующейся на представлениях о широких масштабах дегазации Земли и других гипотезах. Реферат сделан главным образом на публикациях последних лет, данных ряда совещаний и конференций, посвященных этой проблеме и собравших крупных специалистов, разрабатывающих различные направления исследований в области происхождения нефти и формирования месторождений УВ. Это:

1. Международная научно-практическая конференция «Генезис нефти и газа и формирование их месторождений как научная основа прогноза и поисков новых скоплений», Чернигов, февраль 2002 г.; 2. Научно-практическая конференция «Перспективы нефтегазоносности кристаллического фундамента на территории Татарстана и Волго-Камского региона», Казань, декабрь 1998 г.; 3. Международная конференция «Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть и газ», Москва, май 2002 г.; 4. Шестая международная конференция «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр», Москва, май — июнь 2002 г.

Несколько вводных замечаний.

— Под флюидами понимается газ, вода, нефть, расплавленные горные породы (магма), движущиеся под действием градиента давления.

— Под флюидодинамикой понимается не только восходящая субвертикальная миграция флюидов (газоводяная смесь различного состава и температуры), но также движение по напластованию пород инфильтрационных, элизионных вод и флюидов различного генезиса, т. е. пространственное трёхмерное движение.

— Представляется преждевременным называть теорией ту или иную концепцию (взгляды) о происхождении нефти и формировании месторождений УВ. Любая теория должна не только объяснять всю совокупность фактов, наблюдаемых на природных объектах, но и являться основой прогнозирования с высокой степенью достоверности перспектив нефтегазоносности и поисков промышленных месторождений УВ в том или ином регионе. Пока ни та, ни другая «теории» и их модификации этого сделать не в состоянии. Поэтому в настоящее время следует говорить лишь о концепциях, или гипотезах происхождения нефти.

Сейчас проблема формирования глубоких флюидов далека от своего решения. Связано это с рядом причин, главными из которых являются:

1. Сложность объекта исследования, заключающаяся в том, что:

а) глубокие флюиды обладают переменной плотностью в пространстве, в связи с чем возникает ряд методических сложностей при оценке направлений и скоростей их движения. На практике это приводит к тому, что для одного и того же региона (участка разведки) на одном и том же фактическом материале различными исследователями строятся карты с разнонаправленными, нередко противоположными направлениями движения флюидов;

б) формирование глубоких флюидов осуществляется в упруго-деформируемых средах. Следовательно, при любых построениях необходимо учитывать внешнее воздействие, т. е. влияние естественных геодинамических процессов, а в нарушенных хозяйственной деятельностью человека условиях — антропогенное воздействие. Необходимость учета внешнего воздействия на систему флюид — горная порода приводят к значительному усложнению уравнений, описывающих движение флюидов;

в) формирование глубоких флюидов практически всегда сопровождается фазовыми переходами в системе флюид — порода. Эти взаимосвязанные процессы при переменных во времени термодинамических условиях приводят к существенному изменению емкостных и фильтрационных свойств пород, изменению химического и газового состава флюидов и их температуры, новоминералообразованию, т. е. к частичному или полному преобразованию как пород, так и флюида.

В силу многообразия и неоднородности минералого-литологического состава пород, неоднородности теплового и флюидодинамического полей, неоднородности поля напряженности эти процессы протекают с разной интенсивностью и с разными последствиями в каждой точке пространства, что формирует существенную неоднородность многих геологических и физических полей.

2. Отсутствие единой методологии изучения нефтегазоносных горизонтов. В настоящее время преобладает, к сожалению, односторонний подход. Прежде всего это проявляется в том, что изучаются отдельные аспекты этой проблемы в отрыве от других. Например, все выводы о направлениях движения основаны на анализе карт пластовых давлений без изучения емкостных и фильтрационных свойств вмещающих пород. Нередко при изучении формирования глубоких флюидов выдвигается какая-либо гипотеза, которой отводится доминирующая роль, и забывается при этом о многофакторности их формирования, т. е. отсутствует комплексный подход и всесторонний анализ с количественной оценкой (хотя бы в факторно-диапазонной постановке) всех возможных процессов, совместно или порознь определяющих формирование глубоких флюидов. В большом объеме фактического материала ищется подтверждение этой гипотезы и, как правило, находится.

Ярким примером некоторой однобокости является представление о компрессионном движении глубоких флюидов на элизионных этапах развития ОБ. В основу этих представлений положен реальный физический процесс — уплотнение горных пород вообще и глинистых в частности на протяжении всей геологической истории развития нефтегазоносных бассейнов, в процессе которого в свободное состояние переходят все виды вод (поровая, связанная, кристаллизационная) и поступающие затем в хорошо проницаемые породы и создающие там повышенные пластовые давления. При этом пластовые давления там больше, где больше мощность и глубина погружения глинистых пород. Если это так, то движение глубоких флюидов направлено из наиболее погруженных частей ОБ к их периферии. При этом не принимаются во внимание ни скорости приращения горной нагрузки и их соотношение со скоростями релаксации пластовых давлений, ни соотношение фильтрационных сопротивлений хорошо и слабопроницаемых пород, ни соотношение инфильтрационного и элизионного питания, отнесенных к единице времени и площади и др. Такой упрощенный подход создает иллюзорные представления о направлениях движения глубоких флюидов, основанные, тем не менее, на реальном физическом процессе.

Не менее показательна в односторонности подхода к формированию глубоких флюидов теория файлюации А. Г. Арье (1987 г.). В этой теории обосновывается движение флюидов на молекулярном уровне в тонкодисперсных породах при градиентах давления менее начального градиента. Однако исследования показывают, что фактические величины горизонтальных и вертикальных градиентов пластовых давлений значительно выше (на 1 — 2 порядка) и достигают единицы. При этом игнорируется факт, что на больших глубинах породы обладают преимущественно трещинной проницаемостью, глинистые отложения превращаются в породы с жесткими структурно-кристаллическими связями и также обладают трещинной емкостью и проницаемостью.

3. Неравномерность степени изученности НГБ как в плане, так и в разрезе. Это обстоятельство необходимо учитывать при решении практических задач, отдавать отчет в достоверности получаемых результатов и осторожно относиться к получаемым выводам [1].

1. СУЩЕСТВУЮЩИЕ ГИПОТЕЗЫ (ТЕОРИИ) ПРОИСХОЖДЕНИЯ НЕФТИ

Более 150 лет осуществляется промышленная добыча нефти и газа. Тем не менее до сих пор ученые не достигли согласия по вопросам генезиса нефти. Проблема происхождения нефти и газа, как проблема генезиса любого полезного ископаемого, сложна из-за многофакторности причинно-следственных связей и явлений, существующих в природе. В настоящее время практически существуют две основные теории: органическая (осадочно-миграционная гипотеза и др.) и неорганическая (минеральная, эманационная гипотезы и т. д.). Наряду с давно существующими осадочно-миграционной и абиогенной гипотезами происхождения нефти и газа в последние годы по этой проблеме опубликовано несколько новых представлений, претендующих на роль обобщающих теорий нафтидогенеза: флюидодинамическая (Б.А. Соколов и др.); геосинергическая (А.Е. Лукин); осадочно-неорганическая (И.И. Чебаненко, Н. И. Евдошук и др.); осадочно-флюидодинамическая (Б.П. Кабышев, Ю.Б. Кабышев) и др.

1.1 Осадочно-миграционная гипотеза

Осадочно-миграционная гипотеза происхождения нефти впервые появилась в США и получила широкое распространение на территории бывшего СССР. В силу своей простоты она пользовалась и пользуется широкой популярностью как в научной среде, так у большинства геологов — практиков во всем мире [2]. Глубоко и детально она получила развитие в многочисленных работах Н. Б. Вассоевича, по праву считающегося основоположником эволюционно-генетического направления в нефтегазовой геологии, а также в работах его учеников и последователей.

В основе органической теории лежат представления о том, что захороненное вместе с осадками органическое углеродистое вещество, которое на протяжении длительной истории геологического развития проходит все стадии диагенеза и катагенеза, в результате абиогенного синтеза превращается в нефть. Под нефтью понимаются выделившиеся в отдельную фазу наиболее стойкие жидкие гидрофобные продукты обычного процесса фоссилизации ОВ, захороненного в субаквальных отложениях.

Аргументы в пользу осадочно-миграционной гипотезы происхождения нефти приводят следующие:

1. Все осадочные породы, от рифейских до современных, содержат углеродистое биоорганическое вещество, среднее содержание которого в пределах континентов составляет в пересчете на Сорг 12−15 кг на 1 м3 породы. Рассеянное углистое вещество по своему составу близко к керогену горючих сланцев и углям. Для осадочных пород характерно преобладание сапропелевого или гумусо-сапропелевого ОВ. Во всех случаях определенную часть органики составляют битумоиды — углеродистые соединения, растворяющиеся в органических растворителях типа ССL4, СНСL3, CS2, С6Н6 и др. В их состав входит масляная и смолисто-асфальтовая части. Среднее содержание УВ, по данным Н. Б. Вассоевича, составляет в осадочных породах 250 — 300 г/м3. Присутствие битумоидов считается проявлением одного из законов фоссилизации живого вещества в пределах биосферы, в которой осуществляются седиментация осадков во всех без исключения водоемах. ОВ находится во всех типах осадков: в глинах органического углерода в два раза больше, чем в алевритах, а в алевритах — в среднем в два раза больше, чем в песках. Таким образом, «нефть — детище литогенеза» (Н.Б. Вассоевич, 1982 г., с. 14). Это положение объединяет всех сторонников биогенной теории происхождения нефти. «Присутствие биомаркеров в углеводородных экстрактах древнейших архейских пород и рудах спрединговых зон океана является доказательством того, что процессы миграции УВ имели место на нашей планете с момента возникновения жизни» [3].

2. Наличие зависимости между количеством и типом битумоидов и составом УВ, с одной стороны, и нерастворимой его частью в породах — с другой стороны, установленное многочисленными исследованиями в нашей стране и за рубежом. Это, по мнению сторонников органической гипотезы происхождения нефти, не оставляет никаких сомнений в том, что в осадочных породах существует свой автохтонный битумоид с присущими только ему УВ, составляющими основу микронефти. В битумоидах и в нефтях главную роль играет углерод, но присутствуют также водород, кислород, азот, сера и нередко металлы, в частности никель и ванадий.

3. Микронефть, могущая иметь несколько этапов генерации — это наиболее восстановленная, наиболее миграционная и нейтральная часть автохтонных битумоидов (в основном их масляной фракции), состоящая преимущественно из смеси УВ и растворенных в ней низкомолекулярных смол (определение Н.Б. Вассоевича). Установлены стадии и этапы литогенеза, каждой из которых свойственны свои генерации УВ и свои пред-УВ. С одним из этапов, который протекает при мощности перекрывающих отложений 2−4 км и при температурах 80 — 150? С, связана главная фаза нефтеобразования. В течение этой стадии значительно активизируются процессы формирования микронефти и увеличивается ее содержание, осуществляются процессы десорбции микронефти, ее отрыв от материнской органики. Иногда микронефть выделяется в отдельную фазу и образует уже собственно нефть, которая классифицируется как аллохтонный битумоид. Породы, в которых протекают эти процессы, называются нефтематеринскими, или нефтепроизводящими. В качестве доказательства возможности этого процесса в природе приводятся результаты моделирования процессов термолиза сапропелевого вещества, горючих сланцев, бурых углей, битуминозных глин и др., при нагревании которых получали битумоиды. При этом время нагрева имеет существенное значение, т. е. при образовании микронефти — чем длительнее температурное воздействие, тем ниже порог критической температуры главной фазы нефтеобразования, требуемой для созревания микронефти. Микронефть и нефть являются звеньями одной цепи. Микронефти в десятки раз больше, чем всех запасов нефтей. По мнению Н. Б. Вассоевича, «нельзя, будучи объективным, оставлять без ответа вопрос о возможных соотношениях микро- и макронефти, т. е. рассеянных и концентрированных форм нахождения в природе нефтяных углеводородов и их спутников.

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 У В 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

Особенности нефтегазообразования (по Ю. И. Пиковскому, 2002 г. с дополнениями В. И. Дюнина)

Особенности нефтегазонакопления

Следует ли без дополнительных допущений данное явление из концепции нефтегазоообразования в её общем виде

Приуроченность к осадочным бассейнам

Следует

Следует

Наличие в горных породах нефтегазоносных районов рассеянной нефти, близкой по составу к нефти в скоплениях

Следует

Следует

Вторичность скоплений нефти и газа в природных резервуарах

Следует

Следует

Возможность образования крупных скоплений углеводородов по всему разрезу осадочного бассейна, включая кристаллический фундамент, независимо от литологического состава горных пород, содержания и типа в них органического вещества

Не следует

Следует

Неравномерность нефтегазонакопления. Высокая плотность гигантских и сверхгигантских месторождений нефти и газа в отдельно относительно небольших районах

Не следует

Следует

Аномально-высокие давления в скоплениях углеводородов

Не следует

Следует

Относительно узкий диапазон геологического времени, близкий к современной эпохе, в котором образовались все крупные месторождения мира

Не следует

Следует

Связь месторождений нефти и газа с новейшими движениями земной коры, продолжение процесса нефтегазонакопления в настоящее время

Не следует

Следует

Приуроченность скоплений нефти и газа к крупным активизированным разломам глубинного заложения

Не следует

Следует

Восполняемость эксплуатационных запасов месторождений УВ

Не следует

Следует

Приведу еще доказательства, ставящие под сомнение органическую теорию формирования нефти. «Слабость» осадочно-миграционной теории, по данным И. И. Чебаненко и др. [12], заключается в следующем: 1) в лабораторных условиях не доказана возможность преобразования органических остатков в нефтяное вещество; 2) отсутствие в нефтематеринских породах остатков ОВ, полностью не преобразованных в нефть (целлюлоза, хитин, кости и др.), а также остатков микронефти или следов ее присутствия (физическая невозможность полного завершения процессов миграции микронефти без присутствия следов ее миграции), а также месторождений нефти и газа.

Также не ясно, чем объяснить наличие непреобразованных остатков растений и микрофлоры, мигрировавших и мигрирующих в вертикальном направлении в чистом виде и имеющих возраст от протерозойского до современного. Что мешает микрофоссилиям преобразоваться в микронефть? Например, наличие палеозойских форм в отложениях баженовской свиты, содержание которых в процессе эксплуатации возрастает с 24 до 85 — 100%. Эти растительные остатки находятся в более благоприятных термодинамических условиях, чем отложения баженовской свиты, и за время с палеозоя до ныне должны были бы преобразоваться в микронефть. Однако этого не произошло. Аналогичная ситуация существует и в других регионах, где проводились палинологические исследования.

Геохимические свойства рассеянного органического вещества и нефтей. Совершенствование геохимических методов исследования нефтей, ОВ и их использование на практике приводит к результатам, ставящим под серьезное сомнение осадочно-миграционную гипотезу происхождения нефти. Так, в работах Г. Н. Гордадзе [13, 14] приводятся результаты детального изучения состава рассеянного ОВ и нефтей (методы корреляции нафтидов, основанные на сопоставительном анализе широкого спектра УВ-показателей нефтей и рассеянного органического вещества в системах нефть — нефть и нефть — органическое вещество) и установлены несоответствия с осадочно-миграционной «теорией». Эти несоответствия (противоречия) заключаются в следующем (приведены дословно, чтобы исключить непонимание):

— «Во многих случаях в составе ОВ материнских пород имеются соединения, отсутствующие в нефтях (например фталаты). Фталаты не найдены нами не только в органическом веществе пород, но и в продуктах термолиза керогена… Замечательным свойством этих соединений является полное отсутствие их в нефтях, что открывает возможности отделения нефтегенерирующих толщ от толщ, не производящих нефть и газ;

— Часто встречаются образцы пород, где степени созревания ОВ одновозрастных толщ отличаются между собой даже в нескольких сантиметрах;

— На масс-хроматограммах с m/z 217 битумоидов пород часто встречаются неидентифицированные УВ (скорее всего, гомологический ряд), которые не встречаются в нефтях;

— Стерановые коэффициенты зрелостей нефтей, как правило, выше таковых материнского ОВ. Более того, аналогичная картина наблюдается и в продуктах термолиза керогена и асфальтенов пород и нефтей;

— Степень зрелости ОВ, оцениваемая по величине стеранового параметра термолизатов, увеличивается в ряду: смола — кероген — асфальтены — битумоид-нефть" [13].

По мнению авторов, стоящих на позициях органического происхождения нефти, приведенные факты не носят систематического характера и не отвергают осадочно-миграционную гипотезу происхождения УВ, а ставят вопрос о том, все ли нефтематеринские породы способны генерировать нефть.

Для Салымского (баженовская свита) и Самотлорского (пласт БС8,) месторождений по результатам мягкого термолиза в числе других выводов [14] установлено, что в термолизаторах смол и асфальтенов (компоненты рассеянного органического вещества) присутствует олеанан, который отсутствует в нефтях и продуктах термолиза асфальтенов, что вызывает удивление авторов. Нет причин удивляться этому факту, если принять во внимание предыдущую работу одного из авторов [13], основным выводом которой является несоответствие рассеянного ОВ в породах ОВ нефти.

Другими словами, нефть имеет неорганическое происхождение или смешанное.

Изотопия газов. Отдельным вопросом в проблеме происхождения углеводородов стоит изотопный состав газов. В работе Э. М. Прасолова (1990 г.), являющейся крупным обобщением по изотопам газов, приведена таблица (табл. 2), позволяющая, с точки зрения автора и его последователей, оценивать генезис изотопов гелия.

Таблица 2

Отношение 3Не/4Не для разных геологических сред

Геологическая среда

Отношение іНе/Не

Мантия

(1,2−0,3)10

Районы вулканической деятельности

n·10

Залежи нефти и газа (в основная масса)

n·10

Земная кора, граниты

(0,8−1,2) 10-8

Осадочные породы

(0,5−3,5) 10-8

Как видно из приведенной таблицы, соотношение изотопов гелия в залежах нефти и газа на 2 — 3 порядка меньше, чем в мантии, что на первый взгляд является главным аргументом в пользу «торжествующей» осадочно-миграционной теории. Содержание мантийного газа «не превышает нескольких процентов, в действительности (за редким исключением) оно еще меньше», т. е. месторождения УВ имеют исключительно органическое происхождение [4].

По мнению Э. М. Прасолова, изначально «первичное распределение изотопов определило изотопный состав земной коры. Однако при различных геохимических процессах…, происходящих в земной коре, особенно при низких температурах, осуществляется перераспределение изотопов между различными веществами и их фракциями» (Прасолов, 1990 г. с. 27). Разделение изотопов осуществляется при их миграции, связанной с их летучестью, а их соотношение определяется многими процессами, учесть которые в полной мере не представляется возможным.

Автор предлагает геохимическую классификацию, определяющую не только их происхождение, но и соотношения, которая включает различные эффекты: 1) генетические, 2) миграционные; 3) взаимодействия.

Генетические эффекты. Образование изотопа 4Н связано с естественным радиоактивным распадом 238U, 235U и 232Th. Периоды полураспада соответственно равны 1,5369·10/год, 9,72·10/год и 4,88·10/год. В среднем в коре и мантии гелия (Не) образуется (3 — 4) 10 мі/год. Содержание радиоактивных элементов в породах различно, что приводит к разным скоростям и количествам образования Не. Свинец, так часто наблюдаемый в глубоких флюидах и практически во всех месторождениях УВ, является конечным продуктом распада не только урана (РЬ) и тория (РЬ), но и актиния (РЬ). Скорости генерации гелия в различных породах различны (в смі/г/год):

* кислые изверженные породы — 10,

* изверженные ультраосновные — (2 — 3) 10,

* черные сланцы — б 10,

* глины — 2 10

* карбонаты — б 10.

Из приведенных выше скоростей генерации Не следует, что количество образовавшегося изотопа при прочих равных условиях зависит от генезиса пород, их объема, состава и соотношений в геологических разрезах конкретных территорий.

Образование іНе связано с наведенным (индуцированным) радиоактивным распадом лития. Эти процессы связаны с бомбардировкой ядер лития тепловыми нейтронами при естественном радиоактивном распаде. В этом процессе 4Не образуется несоизмеримо меньше. Вместе с тем соотношение 3Не/4Не должно быть вполне определенным, отражающим процессы естественного и наведенного радиоактивного распада (нейтроны космического происхождения не могут проникнуть на сколь-нибудь значимую глубину) и определяется следующим соотношением (там же, с. 32):

3Не/4Не = Ш (Ьn) РthfLi, где Ш (Ьn) — выход нейтронов на одну Ь-частицу, Рth— вероятность достижения нейтронами тепловых скоростей, необходимых для бомбардировки ядер лития, fLi — доля нейтронов, захваченных ядрами лития. Значение 3Не/4Не должно составлять в обычных гранитных породах — 10, т.е. это отношение существенно зависит от состава пород, и прежде всего от содержания в них лития, продолжительности радиоактивных процессов (т.е. от возраста пород) и вероятности достижения нейтронами тепловых скоростей, необходимых для образования іНе.

Перераспределение изотопов — «вызывается неравноценностью изотопов одного и того же элемента в химических реакциях и физических процессах» (там же, с. 34). Перераспределение изотопов между реагентами осуществляется в соответствии с энергетической выгодностью. «Изотопные соотношения если и не сохраняются в течение их жизни, являются отправной точкой, от кoтopoй отсчитываются все nоследующие изменения. « (там же, с. 34).

Автор вводит понятие коэффициента разделения для оценки фракционирования изотопов. Разделение изотопов определяется обменными процессами при образовании веществ. Кинетический эффект разделения изотопов проявляется в открытых (незамкнутых) системах, в необратимых реакциях (все реакции в геологических процессах необратимы) и «обусловлен скоростью реакций разных изотопных форм. Фракционирование изотопов в ходе однонаправленных реакций заключается в предпочтительном накоплении легкого изотопа в продуктах реакции» (там же, с. 38). Коэффициент фракционирования определяется через соотношение скоростей реакций изотопных форм. Кинематический эффект, так же как и термодинамический, зависит от температуры и с ее ростом уменьшается.

При больших массах веществ коэффициент разделения изотопов определяется из следующего соотношения. Здесь м = m — приведенные массы молекул. Поскольку м*, всегда больше м, то а всегда больше единицы. Точные расчеты, а в большинстве случаев оценить или затруднительно, или невозможно.

В однонаправленных реакциях изотопно-легкий продукт в начале реакции довольно быстро становится тяжелее исходного вещества, из чего следует, что при постоянном удалении изотопно-тяжелых порций изотопно-легкого продукта будет больше относительно исходного. При этом количество продукта в каждой последующей порции будет меньше.

Многие соотношения изотопов сильно изменяются во времени, что связано с содержанием радиоактивных и некоторых стабильных элементов. «Поэтому нельзя исключить, что разным типам пород будут свойственны свои изотопные соотношения» (там же, с. 40), которые зависят от вещественного состава и возраста пород (что очень важно), но и от других причин.

Миграционные эффекты. К миграционным эффектам относятся: диффузия, растворение в жидких и твердых средах, их дегазация, сорбция и десорбция, испарение и конденсация и др. Все это многообразие процессов и их сочетаний в различных термодинамических условиях определяет сложность прогноза в соотношении изотопов. «Появление газов в термодинамической обстановке, отличной от той, в которой формировался их изотопный облик, смешение газов генетически чуждых генераций могут приводить к кажущимся „миграционным“ изотопным эффектам» (там же, с. 47).

Эффекты взаимодействия. Смешение и изотопный обмен различающихся изотопных форм различного генезиса способны приводить к вариациям изотопного состава. Эти процессы имеют широкое распространение из-за высокой подвижности природных газов.

«Инертные газы мантии также должны составлять смесь первичных и радиогенных газов, соотношение между которыми изменяется во времени из-за радиоактивных процессов и дегазации мантии» (там же, с. 47). В осадочной толще тоже идет активное образование газов и их миграция в вертикальном направлении к поверхности Земли. Диагностика смешанных газов чрезвычайно сложна. Следует исходить из того, что в любой момент прошлого и в настоящее время содержание изотопов и их отношения не равновесны и меняются во времени с изменением термодинамических условий.

На неоднозначность заключений о генезисе УВ, получаемых на основании изучения соотношения изотопов, указывает Э. М. Прасолов в приведенной выше работе, а также последующих [15, 16].

Широкий диапазон изменения изотопного состава углерода установлен для карбонатов подводных грязевых вулканов Черного моря. Здесь значения дС меняются от -43,3 до -10,5%о, авторы (включая Э. М. Прасолова [15]) не могут однозначно интерпретировать этот факт и приводят «временное» его объяснение. Аналогичная ситуация складывается для природных карбонатных труб в районах подводной разгрузки флюидов в Кадисском заливе Атлантического океана [16]. И здесь так же объяснение носит предположительный характер.

М.В. Родкина в своей работе [17] оспаривает вывод Э. М. Прасолова о пренебрежимо малом вкладе мантийных газов по данным изучения изотопного состава углерода и гелия и выделяет два вида погрешностей.

Первая погрешность связана с выбором характерных значений соотношений (погрешность, как в сторону завышения, так и в сторону занижения).

Обычно используется отношение СН/іНе10, характерное для высокотемпературных фумарольных и вулканических газов, и даже «для наиболее обогащенных мантийной компонентой месторождений Тихоокеанского кольца получаем величину вклада мантийных УВ не более 0,1 — 0,5%» [17, с. 131]. В низкотемпературных зонах (амагматические области) ситуация иная.

Так, в тыловом бассейне Окинава характерная величина отношения СН/іНе близка к 10 и, как правило, меньше значения отношения іНе/He, характерен также более легкий состав углерода. Кроме того, по геологическим данным нет оснований полагать обогащение этих газов газовыми компонентами осадочных пород. С удалением от вулканической области отношение іНе/He уменьшается. Одновременно уменьшаются концентрации и утяжеляется изотопный состав СО, растет относительная концентрация Н и СН4. Аналогичная ситуация наблюдается в Калифорнии, где отношение концентраций СН/іНе еще выше и составляет около 1010, а также наблюдается повышенное соотношение изотопов гелия. В этом районе несомненно обогащение метаном осадочных пород.

Вторая погрешность связана «с неучетом потока субдуцированного вещества, предположительно поступающего из зон субдукции в мантию тыловых областей» [72, с. 132]. Эти потоки могут быть двойного генезиса: мантийного и биогенного, что неизбежно приводит к занижению мантийной составляющей.

В континентальной коре по данным петрологических исследований эпизодически (квазипериодически) возникает восстановление флюида из зон субдукции, что приводит к формированию флюидного режима. Это подтверждается результатами моделирования этого процесса и данными сейсмотомографии. Вместе с тем имеются доказательства существенного вклада мантийных газов в формирование месторождений УВ: во-первых — изотопия сопутствующих компонентов (Nd, Pb, Sr) в большинстве месторождений бывшего СССР и Китая подтверждает их коровое или мантийное происхождение; во-вторых — высокие значения іНе/He свидетельствуют об их мантийном генезисе. Для месторождений, приуроченных к активным границам плит, это соотношение повышено. Тем не менее, это повышение незначительно, что интерпретируется не в пользу участия мантийных флюидов в формировании месторождений УВ.

По утверждению М. В. Родкиной, интерес представляет не только средняя величина этого соотношения, но и характер вариаций изотопов для близко расположенных месторождений. На примере месторождений Калифорнии, Западной Сибири и района Green Tuff (Япония) показано, что при значительном разбросе точек для каждого района наблюдается высокая корреляция (выше 99%) величин отношения іНе/He и изотопного состава УВ. Кроме того, эмпирические прямые для отношений lg (іНе/He)/13С для всех районов субпараллельны. Рост іНе/He приводит к утяжелению изотопного состава метана (до 20 — 30%), что соответствует увеличению вклада мантийной составляющей. Представленная на рисунках в работе [17] закономерность изменения отношения lg (іНе/He)/13С, по мнению автора, не является универсальной. Например, она не выполняется для центральных частей Америки, широтного Приобья. Приведённые данные свидетельствуют о значительном обогащении континентальных окраин рециклированным флюидом и стирании мантийных изотопных меток со временем вверх по разрезу.

В качестве аргументов в пользу неорганического происхождения УВ в работе В. А. Краюшкина [18] приводится информация о содержании д13С в различных природных объектах (табл. 3).

Таблица 3

Содержание б13С в природных объектах

Объект

Содержании б13С, ‰

Природные нефти

От -20 до -30

Попутный нефтяной газ

От 30 до -55

Природный газ

От 20 до -62

Метан от ферментативного брожения в желудке животных

От 62

Морские метаногидраты

От 36,1 до 94

Фишер-Тропшевая нефть

От 14 до -65

Графит хондроидов

-20

Кероген углистых метеоритов

От 17 до -27

Некарбонатный углерод ультрамафитов и первичных флюидных включений мантийных перидотитовых ксенолитов

От 22 до -29

Природные алмазы

От 0,5 до -33

Современная морская биота тропиков и умеренных широт

От 8 до -34

Различное содержание изотопов углерода свидетельствуют о «неодинаковом нефтенасыщении коры и мантии по площади, разрезу и наличии там гигантских одинарных или кластерных очагов естественного небиотического синтеза нефти и природного газа» [18].

Биогенным признаком происхождение нефти считается изотопный состав углерода с д13С -25 — -28%о. Ранее содержание этого изотопа мантийного происхождения (в частности в алмазах) считалось значительно выше — д13С -2 — -7,2%o. Однако в настоящее время обнаружены алмазы с д13С -33%о и меньше, т.е. диапазон мантийного углерода значительно расширился, в связи с чем однозначность биогенного происхождения углерода в нефтяных и газовых месторождениях вызывает определённые сомнения. Образование месторождений УВ, несомненно, сопровождаемое процессами их преобразования, миграции и массобмена приводит к изменению изотопного состава углерода, который изначально может быть продуктом как биогенного, так и абиогенного происхождения [19]. В этой работе также показано, что при окислительном гидратодиспропорционировании полиуглеродных веществ из-за различия скоростей элементарных процессов разрыва связей в системе различных сочетаний 12С- 13С,12С — Н, 13С — Н и образования СО2, содержащего преимущественно 13С, формируются УВ-молекулы, обогащенные легким изотопом углерода.

По данным М. И. Кучера [20], содержание и изменение изотопа 13С зависит от новейшей тектономагматической активности (в том числе измеренной инструментальными методами), когда отдельным участкам соответствует более облегченный состав углерода (до -20 — -21‰), а его утяжеление (до -8 — -10‰) наблюдается на участках со снижением относительной активности. В первом случае работает более глубинный очаг магматической активности, во втором — приповерхностный, на стадии затухания магматической активности.

По мнению В. А. Кривошея «ведущим процессом образования всего спектра УВ-соединений нефти и газа является высокотемпературный минеральный синтез, обеспечивающий термодинамически равномерное распределение изотопов углерода во всех компонентах УВ-систем. Глубинные источники выступают как генераторы волновой направленной эволюции процессов синтеза УВ» [21]. Исследованиями изотопного состава углерода в газово-жидких включениях (газ, нефть, битумоиды) установлено не известное ранее явление квантового распределения изотопного сдвига д13С. Поступление глубинного УВ-вещества является импульсным. Особенности его фазового состояния, широкий спектр физико-химических показателей и свойств отражает несколько циклов миграции во времени. Это также находит подтверждение в работах [1, 22, 23].

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой