Происхождение нефти

Курковый эффект температуры

Рассматривая нефтегазообразование в трактовке Н. Б. Вассоевича, О. Г. Сорохтина, А. А. Трофимука или других геологов-нефтяников, можно подметить один общий факт, который используют ученые, — необходимость сравнительно высоких температурных условий для начала и активного протекания процессов-образования углеводородов из рассеянного органического вещества. Н. Б. Вассоевич, как говорилось, ввел даже специальный термин «главная зона нефтеобразования», подчеркивая тем самым, что, только попав в определенные (прежде всего температурные) условия, рассеянная органика способна трансформироваться в нефть. Как отмечают А. А. Геодекян и др. [1980, с. 16], «не вызывает сомнения, что главным фактором преобразования ОВ является температура. Как установлено на разнообразных примерах при прочих равных условиях в областях с геотермическим градиентом 2 °C/100 м, катагенез ОВ происходит примерно в два раза медленнее (на вдвое больших глубинах), чем в областях с геотермическим градиентом 4 °C/100 м». Эта же мысль находит отражение и в трудах многих, других геологов-нефтяников. Так, А. А. и Э. А. Бакировы, пишут, что «во многих нефтегазоносных областях геотермические условия являются одним из решающих факторов формирования вертикальной (глубинной) и площадной регионально-геоструктурной зональности размещения скоплений углеводородов, а также изменения их физических свойств в пространстве и разрезе» [Бакиров и др., 1982, с. 227]. Причем для образования нефтяных углеводородов требуются более высокие температуры и давления, чем для образования газообразных углеводородов. Для подтверждения этого можно привести много примеров. Вот один из них.

Продуктивные битуминозные отложения неогенового возраста (мэотис), залегающие в северо-западной части Болгарии на глубине 200–400 м, производят газ, а на территории Румынии этот же комплекс, но погруженный на глубину более 1000 м, генерирует уже нефть [Калинко, 1977].

В то же время целый ряд фактов свидетельствует о том, что нефтеобразование может начинаться чуть ли не в приповерхностном слое осадков. Впервые это обнаружили советские геохимики в 1948 г. при изучении современных осадков в лагунах, лиманах и морских заливах Таманского полуострова. В 1952 г. аналогичные сведения о наличии нефтяных углеводородов в современных осадках Мексиканского залива были опубликованы американскими специалистами. С развитием морского бурения эти факты стали более многочисленны. В Норвежском море миграционно-активные нефтяные битумы обнаружены в интервале глубин 200–420 м. В Красном море в алеврито-карбонатном иле в интервале глубин от 52 до 65 км от поверхности дна (при глубине моря 1550 м) были выявлены пленки нефтеподобного вещества. В экстракте этого вещества содержалось (в %): С — 82,7; Н — 10,1; O + N + S — 7,2 [Вебер, 1983]. По мнению ученых, эти пленки образовались в результате превращения органического вещества вмещающих осадков. На поднятии Шатского в Тихом океане на глубине 4 м от поверхности дна в осадках обнаружено 0,01 % жидких углеводородов при общем содержании битума около 0,02 %; в Средиземном море около острова Сардиния на глубине 362 м от поверхности дна (при глубине моря 2870 м) установлено 0,003 % жидких углеводородов [Калинко, 1977]. Во всех случаях осадки морского дна находились в зоне сравнительно высокого теплового потока. Значит, для начала процесса нефтеобразования главное не глубина погружения осадка, а достаточная прогретость недр, что хорошо иллюстрируется выведенной Е. Н. Тиратсу зависимостью между глубиной расположения зон нефте- и газообразования и геотермическим градиентом (рис. 13). На приведенного графика видно, что при температурах до 65 °C из органического вещества генерируется лишь углеводородный газ, в интервале температур 65– 149 °C — нефть, а при более высоких температурах — опять-таки газ (термический газ по Е. Н. Тиратсу). При этом зона нефтеобразования может залегать на различной глубине от нескольких метров (при геотермическом градиенте 7–9 °C/100 м) до многих сотен метров при уменьшении градиента до 1–2 °C/100 м. С чем же это связано? Почему такую важную роль в процессе нефтеобразования играет температура?

Рис. 13. Глубины расположения зон нефте- и газообразования в зависимости от величины геотермического градиента [Калинко, 1977]

Дело в том, что преобразование органического вещества — это процессы диссоциации различных соединений; кислот, восков, спиртов, эфиров, стеаринов, терпенов, меланоидов и т. д. Все эти процессы протекают с разрывом химических связей, в первую очередь между углеродом и гетероатомами (кислородом, азотом, серой). В то же время разрывы химических связей могут происходить при значительных затратах энергии. М. К. Калинко приводит такие данные по энергии разрыва в газообразных молекулах и радикалах органических веществ: для разрыва связи С — С необходимо затратить 70–100 ккал/моль; С — Н — также 70—100; С — О — 70—200; C — N — 60—200; C— S — 70–100 ккал/моль. Для протекания таких процессов, но в жидкостях энергия разрыва существенно увеличивается. Правда, она может снижаться при участии катализаторов. Приведенные факты свидетельствуют о чрезвычайной важности температурного фактора в процессе нефтеобразования.

Развивая эту мысль, М. К. Калинко показал, что процесс преобразования органического вещества контролируется «не только и не столько температурой, сколько тепловым режимом — количеством тепла, поступающего в единицу времени. В условиях недр это и есть плотность теплового потока, которая, следовательно, и должна контролировать процессы преобразования ОВ» [Калинко, 1977, с. 174]. По данным ученого, процесс преобразования органического вещества становится еще более энергоемким, если он протекает не в рыхлом осадке на дне водоема, а в уплотненной, литофицированной породе. В последнем случае при недостаточности теплового воздействия материнская порода будет характеризоваться лишь «точечной битуминозностью».

По мнению М. К. Калинко, наиболее благоприятная ситуация для нефтеобразования возникает тогда, когда уже на ранних стадиях диагенеза осадки с рассеянным органическим веществом попадают в зону температур, достаточных для развития явлений деструкции органики. В такой ситуации процессы нефтегазообразования развиваются быстро и сравнительно полно. При этом за относительно короткий отрезок геологического времени (несколько миллионов лет) могут сформироваться крупные залежи нефти и газа, как это имело место в Яванском, Мексиканском и других нефтегазоносных регионах.

На примере же Красного моря имеется возможность проследить степень созревания органики в зависимости от величины геотермического градиента. Ученые Института океанологии АН СССР провели исследования содержания углеводородных газов в придонном слое воды в трех впадинах морского дна: Атлантис-2, Дискавери и Сагар, различающихся своими геотермическими режимами.

Во впадине Атлантис-2, где температура придонной воды 62 °C, в придонном рассоле обнаружены углеводородные газы на уровне максимальном для морской воды (в 10^-4 мл/л): СН₄ — 2005; С₂Н₆— 40,8, С₃Н₈ — 0,91. Во впадине Дискавери температура придонных вод составляет 45 °C, здесь также были выявлены газы, но в значительно меньшем количестве: СН₄ — 219; С₂Н₈ — 2,11; С₃Н₈ — 0. Впадина Сагар характеризуется температурой придонных вод 22 °C, соответственно уменьшается и концентрация газов: СН₄ — 28,6; С₂Н₈ — слабые признаки; С₃Н₈ — 0. Приведенные факты как нельзя лучше свидетельствуют о тесной зависимости степени созревания органики и отгонки из нее углеводородных соединений от изменения температурного режима земных недр.

К интересным выводам пришли ученые ИГиРГИ И. И. Амосов, Н. П. Гречишников и В. И. Горшков — специалисты в области исследования палеотемпературных условий нефтегазоносных толщ. Но вначале несколько слов о том, как установить температуру пород в прошедшие геологические эпохи. Для этого используют углистое вещество — витринит, содержащееся практически во всех осадочных породах типа песчаника, глины. В зависимости от максимального значения температуры, которую испытывал витринит, он приобретает различную отражательную способность. Чем выше температура, в которую попал витринит, тем больше его отражательная способность. Разработана специальная шкала, увязывающая эти два параметра.

Анализ размещения начальных промышленных геологических запасов нефти в неогеновых отложениях Северного Сахалина, в мезозойских пластах Западной Сибири, Восточного Предкавказья и Мангышлака, в породах палеозоя Волго-Уральской области, юго-востока Восточно-Европейской платформы, Днепрово-Донецкой и Припятской впадин позволил указанным ученым установить палеотемпературный интервал распределения запасов. Оказалось, что главные запасы нефти размещаются в областях, характеризующихся палеотемпературами от 75 до 175 °C; максимуму запасов соответствует отражательная способность витринита в 75 ед., или палеотемпература 120 °C (рис. 14).

Рис. 14. Палеотемпературная зональность распределения запасов нефти

Максимум запасов приходится на интервал палеотемператур от 100 до 150 °C

Имеющийся опыт нефтегазопоисковых работ свидетельствует, что для формирования зон максимальных концентраций запасов нефти или газа при прочих равных условиях наиболее благоприятны те области нефтегазоносной провинции, которые в течение рассматриваемого геологического отрезка времени обладали сравнительно более высокими параметрами палеогеотермического градиента и повышенным тепловым потоком Земли.

Температурные условия недр, таким образом, выполняют роль своеобразного механизма — курка, запускающего и активизирующего процесс преобразования рассеянного органического вещества в нефть. Температура, утверждают А. А. Трофимук и его коллеги [1984], является важнейшим фактором образования и последовательного превращения углеводородов. Поэтому глубинная зональность нефтегазообразования и пространственное положение главных зон нефте- и газообразования в бассейне определяются в первую очередь температурным режимом. Наблюдаемые различия в глубинной зональности нефтегазообразования ученые связывают с резкими колебаниями значений геотермического градиента, т. е. с различной степенью прогретости недр. По современным наблюдениям, даже без учета вулканических областей геотермический градиент меняется от 0,6 до 10 °C/100 м, т. е. в 17 раз. Подобные различия существовали, очевидно, и в прошедшие эпохи, что и сказалось на глубинной зональности нефтегазообразования.

По мнению большинства ученых, необходимые термобарические условия могут возникать только при погружении осадков на определенную глубину. В противном случае потенциально нефтегазоносные комплексы могут не использовать своих нефтегазопроизводящих возможностей, вследствие чего в таких областях скопление углеводородов будет практически отсутствовать. Так, А. А. Трофимук и др. [1984] приводят такие данные. Главная фаза нефтеобразования осуществлялась на древних платформах в зоне глубин 1,5–2,5 км, на молодых — 2–3, в краевых сильно погруженных системах платформ — 2–4, в наиболее погруженных краевых впадинах платформ с мощными соленакоплениями — 2,5–6, в молодых (альпийских) передовых прогибах — 3–6 км. Главная (глубинная) фаза газообразования в том же ряду бассейнов происходила на глубинах 4–6, 4–8 и 6–9 км. Это означает, что, чем моложе структура, тем на большую глубину надо погрузиться материнским породам, чтобы продуцировать углеводороды. На древних платформах этому помогало время, поэтому там глубина погружения была гораздо меньше, чем на более молодых платформах. Согласно же механизму образования нефти в зонах поддвига литосферных плит и зонах рифтов, реализация нефтегазового потенциала осадочных толщ может начаться там значительно раньше, при гораздо меньших глубинах их погружения в недра Земли. Что касается зон столкновения литосферных плит, то там механизм прогрева осадочных толщ достаточно хорошо обоснован О. Г. Сорохтиным, о чем говорилось выше Почему же такой эффект возникает в рифтах?

По мнению профессора МГУ Б. А. Соколова, аномально высокий прогрев осадочных толщ с рассеянной органикой, которые заполняют рифтовые прогибы земной коры, происходит вследствие двух причин. Первая выражается в проявлении зон тектонических нарушений, ограничивающих рифт и возникающих в результате растяжения коры. Вторая причина — поднимающиеся из мантии и нижних частей осадочных толщ сильно нагретые потоки, состоящие из воды, водорода, гелия, углекислого газа, метана и некоторых других компонентов. Этот поток с температурой в несколько сот градусов, перемещаясь по зонам тектонического дробления коры (разломам), и прогревает осадочные породы, способствуя более быстрому и полному «созреванию» органического вещества. «Одновременно, — как отмечает в своей статье исследователь, — он растворяет образующиеся в толще жидкие и газовые углеводороды, извлекая их из материнских пород, и перемещает в коллекторские горизонты и ловушки». По мнению ученого, для образования нефти необходимо сочетание трех основных условий («генетический код»): накопление осадочных пород в условиях растяжения коры, значительная мощность осадков и интенсивный прогрев их восходящим газожидким потоком. Такие условия возникают только в рифтах и зонах глубинных разломов, с которыми он и связывает основные нефтегазоносные регионы нашей планеты [Соколов, 1985].

Мысль, высказываемая Б. А. Соколовым, весьма интересна и перспективна. Однако не следует забывать и тот мощный механизм образования углеводородов в зонах столкновения литосферных плит, который обосновывается О. Г. Сорохтиным и другими советскими и зарубежными специалистами. В противном случае подход к проблеме происхождения нефти будет однобоким и не отразит многообразия природных геологических ситуаций.

Завершая рассмотрение роли высоких температур в процессе нефтегазообразования, необходимо отметить значительность этого фактора еще и потому, что он резко активизирует переход органических соединений, в том числе и битумоидов, в растворенное состояние.

Активизация особенно повышается при температурах более 150 °C. По расчетам ученых, в подошве земной коры (на глубине порядка 35 км) вода может растворять в себе до 8–10 об.% нефти. При температурах 320–340 °C и давлениях 2–2,5 МПа, что соответствует термобарическим условиям верхней мантии, растворяющая способность воды по отношению к нефти возрастает вдвое. Она резко повышается при увеличении минерализации и двуокиси углерода. Это означает, что в областях аномально высоких температур вода приобретает свойства растворителя нефти, существенно ускоряя и облегчая вымывание нефти из пласта и перенос ее на значительные расстояния.