Эволюция теоретических основ генерации, аккумуляции углеводородов и раздельного прогнозирования нефтегазоносности

Теоретические основы образования углеводородов и раздельного прогноза нефтегазоносности включают группу показателей, контролирующих оптимальные условия формирования и концентрации крупных скоплений нефти и газа. В середине прошлого века единственным прогнозным критерием наличия месторождения являлся выход УВ на дневную поверхность. Причем повсеместно в качестве важнейшей теоретической предпосылки использовалось образование нефти из органических остатков вмещающих осадочных пород (Г.В. Абих, Гернгросс 1-ый и Гернгросс 2-ой). Во второй половине XIX века широкое практическое применение в качестве теоретической основы для обоснования поисков нефтегазовых месторождений использовалась приуроченность их к положительным структурным формам антиклинального типа. Антиклинальная теория как научная основа поисково-разведочного процесса, являясь важнейшим условием нефтегазонакопления, сохраняет свою актуальность и в настоящее время. Ведущую роль ее в образовании залежей углеводородов, наряду с отмеченными генетическими факторами, показали такие выдающиеся геологи-нефтяники, как В.И. Мушкетов (1886), A.M. Коншин (1896), Г.П. Михайловский (1906), Н.И. Андрусов (1906, 1908) и Д.В. Голубятников (1904, 1912). Постепенно обретала доказательность, укрепляла свои позиции в геологии и геохимии нефти и газа органическая (биогенная) гипотеза происхождения углеводородов.

За рубежом аналогичные взгляды на проблемы формирования нефтегазовых залежей развивались одновременно Г. Роджерсом, Г. Уайтом в США, Т. Хантом в Канаде, Л. Мразеком и Г. Гёфером в Европе.

Однако наиболее глубокую и всестороннюю проработку важнейшие положения органической гипотезы и научные основы прогнозирования нефтегазоносности получили во второй четверти XX века благодаря работам И.М. Губкина в нашей стране и А.И. Леворсена – в США. На базе этого в России возникли крупные научные школы И.О. Брода, Н.Б. Вассоевича, А.А. Бакирова, А.А. Трофимука, С.Г. Неручева и др. Были разработаны главные положения геологической науки о нефти и газе, в том числе установлены закономерности нефтегазо-накопления в земной коре, определены условия максимальной концентрации углеводородов и формирования ресурсов углеводородного сырья. Важнейшим здесь является закон Губкина-Брода (основной закон нефтегазонакопления), представляющий наиболее полное практическое воплощение биогенной сущности и генетической связи процессов генерации углеводородов, этапности нефтегазообразования и нефтегазонакопления с крупными областями устойчивого прогибания земной коры в качестве теоретической основы прогнозирования нефтегазоносности (в виде учения о нефтегазоносных бассейнах).

Развитие И.М. Губкиным теоретических основ образования углеводородов и прогнозирования нефтегазоносности недр. Академик И.М. Губкин является основоположником учения о происхождении и научных основах поиска горючих полезных ископаемых ? каустобиолитов. В своей монографии «Учение о нефти» (первое издание, 1934; второе издание, 1937) он впервые в мировой нефтегазогеологической науке показал, что нефтегазообразование и нефтегазонакопление представляют собой единый, многоступенчатый естественно-исторический процесс, генетически связанный с общим направленным развитием литогенеза и тектогенеза в земной коре. Газообразные и жидкие углеводороды, по его мнению, представляют «члены единого генетического ряда каустобиолитов».

Это позволило сделать важные выводы, положившие начало раздельному прогнозированию месторождений нефти и газа и заложившие теоретические основы прогнозирования нефтегазоносности недр, и прежде всего того, что в определенных геологических условиях угленосные фации, обычно характерные для континентальных и прибрежно-континентальных условий, в направлении моря обычно переходят в нефтеносные фации. Используя подобную аналогию в смене угленосных отложений Западных Аппалачей в сторону Предаппалачского краевого прогиба нефтеносными с богатейшими скоплениями нефти и газа, И.М. Губкин пришел к выводу о высокой перспективности Волго-Уральской и Западно-Сибирской провинций, разделенных Уральским кряжем. Угленосные формации соответственно палеозойского и мезозойского возраста образуют внешние обрамления горноскладчатого Урала и погружаются в качестве нефтеносных во внутренние зоны обоих провинций.

Научные прогнозы И.М. Губкина, как известно, блестяще подтвердились выявлением уникальной нефтегазоносности Волго-Уральской провинции в 30-е годы и Западно-Сибирской ? в 60-е. В его работах дальнейшее творческое развитие получили взгляды предшественников ? Г.П. Михайловского и академика Н.И. Андрусова, впервые обосновавших возможность растительно-животного образования нефти. По их мнению, накопление исходного нефтегазоматеринского органического вещества происходит вместе с минеральной частью осадка в диффузнорассеянной форме, а преобразование его в углеводороды осуществляется в водной среде без доступа кислорода воздуха в два этапа, что наглядно видно на соответствующей генетической схеме образования жидких и газообразных УВ, залежей, их перераспределения и разрушения.

Первоначально органическое вещество в этих условиях распадается под воздействием микроорганизмов на первично углеводородные компоненты и их соединения. Вслед за этапом биохимической переработки органического вещества наступает геологически более длительный период геохимических превращений в процессе регионального метаморфизма, протекающего одновременно с метаморфизмом вмещающих пород. Определяющими факторами последнего являются давление вышележащих масс горных пород и газов, температура и геологическое время. При совокупном влиянии их на исходное органическое вещество усиливаются процессы полимеризации простейших молекул углеводородов и образуются более сложные компоненты и соединения, отвечающие нефтям. Окончательно первичный состав нефти и сложных соединений природных газов и газоконденсатных смесей формируется в пласте-коллекторе, куда поступают углеводороды из вмещающих нефтегазоматеринских глин и в процессе дальнейшей миграции углеводородов.

Уже в первом издании монографии «Учения о нефти» (1934) И.М. Губкиным дается четкое представление о двухфазности нефтегазообразования и формирования залежей нефти. Первоначально в процессе погружения и уплотнения нефтегазоматеринских глинистых пород образовавшиеся в них диффузионнорассеянные нефтяные и газовые углеводороды отжимаются вместе с седиментационными поровыми водами в пласты-коллекторы. Далее происходит миграция углеводородов: латеральная ? в коллекторе вверх по восстанию пласта к ловушкам и вертикальная ? по разрывам и трещинам, пересекающим пластыколлекторы и вмещающие их нефтегазопроизводящие толщи; благодаря сочетанию обоих типов миграции формируются залежи и месторождения нефти и природного газа. Процесс нефтегазообразования наглядно показан ниже на схеме (рис. 7), составленной по данным И.М. Губкина.

Генетическая схема образования жидких и газообразных УВ, залежей, их перераспределения и разрушения (по И.М. Губкину)

И.М. Губкиным раскрыта ведущая роль тектонических процессов в нефтегазонакоплении. В основу этого им были положены разработки выдающегося тектониста того времени М.М. Тетяева (1934), впервые указавшего на значение тектонических движений для образования нефтяных и газовых месторождений. Видные последователи И.М. Губкина и М.М. Тетяева – М.В. Абрамович (1956), В.Е. Хаин (1954), Ю.А. Косыгин (1952) – в своих монографиях всесторонне уделяли главное внимание тектоническому анализу нефтегазонакопления, положив в основу этих исследований дальнейшее развитие идей И.М. Губкина о ведущей роли тектонических процессов в генерации и аккумуляции углеводородов. Особенно четко это прозвучало в его высказывании (1937, С. 147): «…последующая стадия миграции образовавшейся нефти и природного газа по пласту-коллектору всецело связана с тектоническими движениями, которыми в конечном счете контролируются как общая направленность миграции, так и масштабы нефтегазонакопления…».

В своем классическом труде значительное место И.М. Губкин уделил классификационным признакам, т.е. первичности (сингенетичности) и вторичности (эпигенетичности) залежей и их классификации. Залежи, образование которых происходило за счет генерации, миграции и аккумуляции углеводородов в пределах единой стратиграфической толщи, классифицируются как сингенетичные. В случае формирования залежей в данном стратиграфическом подразделении путем миграции углеводородов из нефтегазоматеринских свит другого стратиграфического возраста они являются эпигенетичными.

Одновременно И.М. Губкин творчески развил антиклинальную теорию, придав ей структурно-прогнозный характер. Он обосновал необходимость выделения двух важнейших генетических типов залежей: структурных и литологических. Первые приурочены к положительным структурным формам как конседиментационного, так и постседиментационного развития. Тем самым, значение важнейшего классификационного признака в трактовке И.М. Губкина впервые приобрел фактор тектонического развития. Наряду с седиментационным, он имеет решающее значение в образовании литологически ограниченных или фациально замещающихся пластов на моноклиналях, представляющих основу для образования залежей литологического типа. Таким образом, автором в данную классификационную категорию вкладывается более широкий генетический смысл: к ней относятся не только литологически ограниченные, но и эрозионные стратиграфически экранированные, а также рифогенные залежи.

И.М. Губкиным впервые в мировой практике на Северном Кавказе в Хадыженском районе у ст. Нефтяной южнее Апшеронска открыта «рукавообразная» залежь нефти, генетически приуроченная к эрозионному врезу, заполненному русловыми глинисто-алевритистыми, песчано-гравелитовыми и галечными осадками олигоценового возраста (рис. 8). В последних сформировалась крупная сингенетичная литологическая залежь легкой нефти, надежно запечатанная глинами майкопской серии. Далее к западу в синхроничных и более молодых прибрежных литофациях были обнаружены многочисленные заливообразные литологически ограниченные скопления нефти, давшие более 20 млн. т высококачественных жидких углеводородов.

Схема руковообразной залежи нефти, открытой И.М. Губкиным в 1912 г.

Основной заслугой академика И.М. Губкина является разработка принципиально новых сравнительно-методических подходов в теории прогнозирования нефтегазоносности и совершенствования теоретических основ прогноза. Так, используя методы сравнительной тектоники и аналогий, творчески совершенствуя их на примере регионов близкого тектонического строения и развития, им предложены сравнительно-аналитические критерии, позволившие в комплексе с литологофациальными и генетическими осуществить достоверный региональный и зональный прогноз нефтегазоносности. По аналогии с Предаппалачским палеозойским бассейном, где к 1930 г. были открыты многие нефтяные и газовые залежи, И.М. Губкиным выполнен научный прогноз перспектив палеозойских формаций Волго-Уральской провинции, а с использованием установленных им же фациальных закономерностей – мезозойских формаций Западно-Сибирской провинции.

Одновременно со своим американским коллегой и выдающимся геологомнефтяником А.И. Леворсеном он указал на необходимость комплексного изучения и использования основных геолого-геохимических факторов, которые в совокупности обусловливают возникновение и развитие процессов генерации и аккумуляции углеводородов. В числе их: структурные, тектонического развития, литолого-стратиграфические, палеогеографические и палеофациальные, гидрогеологические, флюидогенетические и др. Сделанные им прогнозы были научно обоснованными, теоретически убедительными, практически аргументированными и охватывали регионы, различные по специфике своего строения и возрасту осадочных формаций.

Особенно показательны прогнозные рекомендации И.М. Губкина, полностью подтвердившиеся выявлением промышленной нефтегазоносности в мезозойско-кайнозойских отложениях на Северном Кавказе, мезозойских – Западной Сибири, в палеозойских формациях – Волго-Уральского и Тимано-Печорского регионов. На Северном Кавказе, благодаря им, доказана региональная газоносность меловых и юрских отложений и преимущественная нефтеносность кайнозойских. В Западной Сибири открыта уникальная по потенциалу нефтегазоносная провинция с крупнейшими нефтяными и газовыми месторождениями в юрских и меловых формациях. Прогнозы открытия гигантских месторождений нефти и газа в девоне, карбоне и перми Волго-Уральской и Тимано-
Печорской провинций также блестяще подтвердились поисково-разведочными работами 30-60-х гг.

Таким образом, учение о нефти И.М. Губкина (1934, 1937) явилось той фундаментально-прикладной основой, на которой решались проблемы происхождения нефти и успешно развивалась нефтегазовая наука и отечественная практика поисковых и разведочных работ на нефть и газ, совершенствовалась теоретическая основа прогнозирования нефтегазоносности.

Последующее развитие и совершенствование теоретических основ нефтегазообразования и прогнозирования нефтегазоносности. Неоценимым вкладом в отечественную и мировую науку о нефти и газе явилось установление в 70-е годы определяющей роли в нефтегазогенерации термобарических и катагенетических факторов. Тем самым изучение проблемы происхождения нефти и природного газа стало более глубоким и достоверным, а ранее существовавшая органическая гипотеза приобрела реальную научную базу, соответствующую уровню биогенной теории. На представленной геохимической схемемодели генетической взаимосвязи между соединениями углерода и живым веществом биосферы (рис. 9) В.И. Вернадский показал тесную генетическую связь соединений углерода, принимающих участие в молекулярном строении каустобиолитов (природных газов и нефтей). Они представляют неотъемлемую часть геохимической системы круговорота углерода в литосфере, гидросфере и биосфере, где живому веществу биосферы принадлежит ведущая роль. Отмеченную генетическую связь между соединениями органического углерода и живым веществом биосферы В.И. Вернадский назвал «жизненным циклом». В составе жизненного цикла автором выделены три важнейшие составные части-подцикла (рис. 9): начальный (I) – геосферный, основной (II) – литосферно-генерационный и заключительный (III) – углеродный.

Схема геохимической взаимосвязи между соединениями углерода и живым веществом биосферы (по В.И. Вернадскому)

Для подцикла I характерны углеводороды метанового ряда – CnН2п+2 в количестве до 90% в биосфере и до 10% – в нижней части земной коры. Наиболее существенным здесь является преобладание Сорг и биогенных углеводородов в литосфере с появлением абиогенных (ювенильных) в низах литосферы, имеющих карбидный и другой генезис.

В подцикле II максимальная активность и дееспособность к образованию углеродных соединений типа CnН2п+2 принадлежит органическому углероду живого вещества, из которого под воздействием геостатического и других источников тепла протекающего «жизненного» цикла (по В.И. Вернадскому) в литосфере образуется огромная масса жидких и газообразных углеводородов, эквивалентная количеству ОВ. При этом большая часть генерированных соединений углерода прочно удерживается в подцикле II и лишь небольшая отделяется в составе новообразований – карбонатов, СО, СО2 и различных углеродных биогенных соединений. В этом, и особенно заключительном III, подцикле В.И. Вернадский допускал возможность ювенильного происхождения некоторых простейших углеводородных систем типа CnН2п+2 (СН4, С2Н6, С3Н8 и др.), но решительно возражал против гипотез образования нефти за счет «углеводородов лишь глубинного происхождения…» [1]. Содержащиеся в нефтях и природном газе азотистые и кислородные соединения связаны, по его мнению, непосредственно с образованием самих углеводородов и в «…своем строении несут явный отпечаток биогенного генезиса…».

Детальное химическое изучение нефтей и органического вещества вмещающих нефтегазоматеринских пород позволило В.И. Вернадскому сделать вывод о биогенном происхождении жидких углеводородов, присутствие же ювенильных УВ возможно лишь в малых количествах, не имеющих практического значения.

Для III углеводородного подцикла характерна главная стадия наиболее активного преобразования органического вещества в нефть, природный газ и конечные продукты, катагенетического преобразования керогена на более поздних и заключительных стадиях в высокометаморфизованные угли, вплоть до антрацитов. Как видно из схемы, большая часть соединений углерода в данном подцикле прочно удерживается в границах «жизненного цикла» (самородный углерод, самородный графит, алмаз). Другая же часть их (в условиях прямой-обратной связи) периодически отделяется от подцикла в виде различных углеродных, в том числе биогенных, минералов (карбиды, карбонаты, карбоно-силикаты и др.).

Таким образом, В.И. Вернадским была создана биогеохимическая основа учения о нефти, подготовившая научную базу для биогенной осадочномиграционной теории стадийного нефтегазообразования. В соответствии с учением И.М. Губкина (1937 г.) в теории нефтегазообразования выделяются следующие стадии генерации и аккумуляции углеводородов и формирования месторождений, сохраняющие определяющее значение до наших дней (см. рис. 7):

  • накопление исходного нефтегазоматеринского органического вещества, фоссилизируемого в осадочных породах, и генерация нефтяных и газовых углеводородов в ходе его последующего термобарического преобразования;
  • перемещение нефтяных и газовых углеводородов из нефтегазоматеринских толщ в породы-коллекторы и последующая миграция их по пластуколлектору (боковая миграция) или по разрывным нарушениям и трещинам (вертикальная миграция);
  • аккумуляция нефти и газа при наличии благоприятных структурных и литологических условий на пути их миграции и образование залежей и месторождений;
  • перераспределение или разрушение залежей при наступлении определенных геолого-геохимических условий.

В течение первой половины текущего столетия конкретизировались нефтегазопроизводящие свойства нефтегазоматеринских отложений и их генерационный потенциал (A.M. Акрамходжаев, Д.В. Жабрев, А.Н. Гусева, С.Г. Неручев, Е.А. Рогозина, В.А. Успенский, О.А. Радченко и др.); во второй половине века усилились исследования по условиям и масштабам нефтегазонакопления, формированию месторождений и реализации нефтегазопроизводящего потенциала (Н.Б. Вассоевич, В.В. Вебер, Н.А. Еременко, С.Г. Неручев, Н.В. Лопатин, Ю.И. Корчагина, Т.А. Ботнева, А.Э. Конторович, Л.А. Польстер и др.).

Одновременно с использованием накопленной научной информации совершенствовалась теоретическая основа количественного прогноза нефтегазоносности и обоснования направленного поиска месторождений нефти и газа. Определился комплекс наиболее эффективных критериев и методы перспективной оценки недр, регионального, зонального и локального прогноза нефтегазоносности, нефтегазогеологического районирования и обоснования геологоразведочных работ (А.А. Бакиров, Э.А. Бакиров, И.О. Брод, Н.Б. Вассоевич, И.В. Высоцкий, А.И. Дьяконов, Б.А. Соколов, С.П. Максимов, А.Я. Кремс, И.И. Нестеров, А.Э. Конторович, М.Я. Рудкевич и др.).

В последние годы решались наиболее актуальные задачи разработки теоретической основы и создания высокоэффективных методов раздельного количественного прогноза нефтегазоносности, обеспечивающие повышение эффективности геологоразведочных работ и направленного поиска крупных месторождений. Общей теоретической базой при этом являлось получившее мировое признание учение о нефтегазоносных бассейнах, основоположником которого был видный ученый-нефтяник И.О. Брод, впервые представивший учение И.М. Губкина в целостном виде в форме естественно-исторического закона, названного позднее законом Губкина-Брода.

Историко-геологогеохимическое направление формирования углеводородного потенциала осадочного нефтегазоносного бассейна (НГБ) успешно развивали Н.Б. Вассоевич, И.В. Высоцкий, Б.А. Соколов, В.Е. Хаин, С.Г. Неручев, И.И. Нестеров, А.Э. Конторович и др. На кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ Н.Б. Вассоевичем, И.В. Высоцким, Б.А. Соколовым, Ю.И. Корчагиной, Н.В. Лопатиным разработан историко-геологогеохимический метод оценки перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов, позволяющий достаточно надежно устанавливать главные моменты в истории образования нефти и газа и формирования залежей.

Представления об историко-геологогеохимических параметрах нефтегазообразования получили широкое распространение как в нашей стране, так и за рубежом. Фундаментом этой научной концепции является представление о нефти и природном газе как о новой форме существования в осадочной оболочке биологической энергии, утраченной в процессе эволюции Земли. Нефть и углеводородный газ образуются из захороненного в рассеянном состоянии в породах органического вещества под влиянием биохимического, термического и термокаталитического процессов, протекающих в недрах.

Генерация нефти и газа, а также формирование их залежей происходят в областях мощного накопления осадочных пород, получивших название осадочных нефтегазоносных бассейнов. Понятие о нефтегазоносном бассейне впервые было сформулировано И.О. Бродом в 1947 г. и в его посмертном труде «Учение о нефтегазоносных бассейнах» (1964). Как и в вышедшей одновременно коллективной монографии «Нефтегазоносные бассейны земного шара» (1965), нефтегазоносные бассейны рассматривались как главный объект нефтегазогеологического районирования осадочной оболочки Земли.

Бассейны первоначально диагностировались по структурно-геоморфологическим признакам, что позволило впервые произвести выделение бассейнов на всех материках и на шельфе. Позднее была разработана классификация бассейнов по морфогенетическим признакам в соответствии с представлением о бассейне как о геологическом теле, сложенном осадочными породами, при эволюции которого происходит генерация нефти и газа, их эмиграция, миграция и формирование скоплений. В основу типизации бассейнов были положены особенности генерации, эмиграции, миграции и аккумуляции нефти и газа в бассейнах с различной историей развития и соответственно с различным онтогенезом нефти и газа. Была установлена генетическая связь между развитием осадочных бассейнов и их нефтегазоносностью. На основе новых генетических классификаций нефтегазоносных бассейнов было произведено районирование материков и Мирового океана (В.Е. Хаин, Б.А. Соколов, 1994).

Изучение онтогенеза нефти и газа с учетом особенностей развития нефтегазоносных бассейнов позволило создать новые представления о генезисе углеводородов. Были разработаны геологические и геохимические критерии диагностики нефтематеринских свит на различных стадиях литогенеза, приемы определения нефтегазоматеринского потенциала осадочных пород, на основании которых в разрезе бассейнов представилась возможность уверенно выделять толщи, в различной степени реализовавшие свой углеводородный потенциал.

Наиболее существенным в учении о бассейнах явилось установление стадийности превращения рассеянного органического вещества пород с образованием углеводородов различного фазового состава. На ранней стадии литогенеза органическое вещество генерирует углеводородный газ, на средней ? преимущественно жидкие углеводороды, а более поздней стадии литогенеза ? лишь углеводородный газ. Эта первичная вертикальная зональность генерации углеводородов в разрезе осадочных бассейнов получила фактическое подтверждение на обширном материале. В последующем эта модель нефтегазообразования была дополнена генерацией в небольшом количестве протонефти уже на ранней стадии литогенеза.

Принципиально важным явилось выделение в процессе превращения органического вещества нефтегазоматеринских пород «Главной фазы нефтеобразования» ? ГФН. Место проявления ГФН в разрезе осадочного бассейна получило название главной зоны нефтеобразования ? ГЗН, или зоны генерации жидких углеводородов. Конкретное выражение получило также понятие об очаге генерации углеводородов ? наиболее погруженной части бассейна, характеризующейся активной генерацией углеводородов.

Многочисленные геохимические исследования нефтегазоматеринских (НГМ) осадочных пород по отечественным и зарубежным бассейнам позволили определить геолого-геохимические условия и границы проявления ГФН и ГЗН и выработать на их основе диагностические параметры. Установлено влияние на развитие ГФН литологического состава нефтегазоматеринских пород, типа исходного органического вещества, термобарических характеристик бассейна. Понятия о ГФН и ГЗН широко признаны во всем мире и непременно используются при оценке перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов. В американской литературе условия ГФН получили название «нефтяного окна».

Ниже глубинной зоны ГФН в условиях позднего литогенеза пород выделена зона генерации углеводородных газов. Она нашла подтверждение в последующих исследованиях и названа С.Г. Неручевым «Главной фазой или зоной газообразования» (ГФГ, ГЗГ).

Анализ фактического распределения нефтяных и газовых залежей в разрезе многих бассейнов подтвердил вертикальную геохимическую зональность в образовании УВ разного фазового состава. Вертикальная геохимическая зональность в образовании нефти и газа, термобарические условия проявления НФГ, ГФН, ГФГ, особенности развития бассейнов различных генетических типов позволили разработать современную концепцию формирования нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, включающую новые представления о механизме эмиграции и миграции УВ. Расчетным путем показана смена механизмов эмиграции углеводородов из нефтематеринских пород в соответствии со сменой термобарокаталитических и гидродинамических условий (элизионный и послеэлизионный этапы, закрытые и открытые системы водообмена); показана ведущая роль миграции жидких УВ в ГЗН в свободном состоянии в форме микроструй и лишь незначительно ? в водорастворенном состоянии. В условиях главной зоны газообразования жидкие углеводороды эмигрируют из нефтематеринских толщ в газорастворенном состоянии (более 77%); газ же эмигрирует преимущественно в свободном состоянии (до 80%).

Многочисленные комплексные геохимические исследования ОВ в различных НГБ мира позволили количественно оценить нефтегазообразование на разных этапах литогенеза, дать формулу расчета удельной продуктивности пород. Все это позволило ввести в практику научно обоснованного прогноза нефтепоисковых работ понятие «масштабы генерации» УВ и определить на генетической основе масштабы нефтегазообразования, эмиграции и миграции углеводородов в НГБ.

Знание законов трансформации ОВ разного исходного генетического типа в условиях устойчивого прогибания в седиментационном бассейне дало возможность разработать метод оценки выхода жидких и газообразных УВ (в % от содержания ОВ в породе), что явилось основой для определения удельной продуктивности пород. С учетом мощности НГМ пород и площади их распространения определяется объем УВ, образованных в очаге генерации к определенному этапу его нефтегазогеологической эволюции. Этот метод предусматривает использование минимальной геолого-геохимической информации с необходимыми палеогеографическими реконструкциями, метода расчета «СИТ», определение содержания Сорг в породе. Все это позволило ввести в практику понятие «масштабы генерации» и выразить количественно масштабы нефтегазообразования, эмиграции углеводородов и нефтегазонакопления в осадочном бассейне.

Ведущая роль в формировании скоплений нефти и газа региональных очагов генерации углеводородов и времени образования ловушек до или позднее начала генерации углеводородов определяет принципиальные различия во времени формирования залежей в осадочных бассейнах платформенных и геосинклинальных областей, эпиплатформенных орогенов и окраин материков. Разработанный механизм образования нефтяных и газовых залежей позволил доказать высокую скорость формирования скоплений нефти и особенно газа. Создание историко-геологогеохимической концепции нефтегазообразования позволило показать роль экзогенных и эндогенных факторов эволюции осадочного бассейна в нефтегазоносный, что явилось основой создания общей теории нефтегазоносности недр. В результате реализации историко-генетических принципов нефтегазообразования был разработан историко-геологогеохимический метод оценки перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов, опубликованный в 1971 г. (Н.Б. Вассоевич, И.В. Высоцкий, Ю.И. Корчагина, Б.А. Соколов).

Сущность предложенного метода заключается в выделении в разрезе бассейна нефтегазоматеринских свит, определении степени катагенетического преобразования ОВ, установлении в разрезе места проявления ГФН (ГЗН), а также ГФН и зон газообразования. Объемы нефтегазоматеринских пород, находящихся в условиях ГФН, выделяются как генераторы нефти, а в зоне ГФГ – как генераторы газа. Контуры этих зон определяют основную площадь нефте- и газонакопления.

Расчет удельной продуктивности нефтематеринских пород, плотности эмиграции углеводородов дает возможность оценить масштабы нефтегазообразования и нефтегазонакопления в конкретных очагах. Углеводороды будут концентрироваться в ловушках, формирование которых предшествовало или совпадало с ГФН. Соответственно все выявленные в контуре зон генерации ловушки, и прежде всего, антиклинальные, дифференцируются по времени их образования относительно этапа генерации углеводородов. Определяется количество локальных поднятий или ловушек, образование которых совпадает с активной генерацией углеводородов. Далее выполняется расчет ожидаемого количества углеводородов (раздельно для нефти и газа) на одно поднятие, исходя из возможного коэффициента успешности поисковых работ. Тем самым устанавливаются перспективы нефтегазоносности бассейна и выполняется нефтегазогеологическое районирование региона с наиболее вероятным размещением месторождений нефти и газа.

Разработанный метод впервые в мировой практике был применен для оценки перспектив нефтегазоносности протерозойских, палеозойских и мезозойских формаций Московской синеклизы и Восточной Сибири. Метод позволил оценить перспективы нефтегазоносности Степного Крыма, а также других регионов Тимано-Североуральского, Мезенского, Предгорного Дагестана, Восточной Сибири, Дальнего Востока.

Таким образом, современные представления о нефтегазообразовании опираются на учение о НГБ и историко-генетическую концепцию с эволюцией осадочного бассейна в нефтегазоносный, являющегося основой нефтегеологического районирования. Осадочное выполнение его, вмещающее исходное ОВ, проходя эволюцию по стадиям литогенеза и катагенеза в ряду седиментогенез – диагенез – катагенез, и в разной степени реализовавшее свои нефтематеринские свойства, включает органическое вещество нового качественного состава, создавая тем самым предпосылки для последующей активной генерации УВ и формирования их скоплений. В различных условиях катагенеза в среднем до 20% нефтегазоматеринского ОВ образует жидкие УВ, 50-60% количества их, участвующего в генерации, эмигрирует в коллектор в свободном состоянии.

Минимальная мощность нефтегазоматеринских пород, участвующих не только в генерации, но и эмиграции УВ в условиях ГЗН, составляет для жидких УВ 20-30 м. При формировании промышленных скоплений нефти в очаге генерации находятся, как правило, несколько нефтегазоматеринских толщ, непосредственно контактирующих с коллекторами, что создает предпосылки для максимальной аккумуляции УВ (Как = 0,95). В случае разобщенности нефтегазоматеринских толщ и коллекторов коэффициент аккумуляции снижается.

Историко-генетические критерии нефтегазоносности НГБ представляют важнейший элемент оценки перспектив нефтегазоносности недр. В последнее время все большую доказательность и признание получают флюидодинамические аспекты нефтегазообразования и прогнозирования нефтегазоносности в виде новой теоретической концепции, связанной с формированием нефтегазоносности в осадочной оболочке Земли. Ведущую роль в этом играют использование
теплоэнергетического потенциала глубинных недр осадочных бассейнов, в т.ч. зон разуплотнения в земной коре, и оформление этих и других энергетических факторов в форме новой флюидодинамической модели нефтегазообразования (В.Е. Хаин, Б.А. Соколов, 1989; Б.А. Соколов, В.Н. Холодов, 1993; В.Е. Хаин, Б.А. Соколов, 1994; Б.А. Соколов, 1995; 1996).

Флюидодинамическая модель нефтегазообразования. Анализ размещения скоплений нефти и газа в осадочной оболочке Земли свидетельствует, с одной стороны, о практически повсеместном их распространении, а с другой ? избирательной концентрации УВ. Это две характерные черты размещения месторождений нефти и природного газа, объяснение чему находится в условиях образования этих полезных ископаемых. Исходным веществом для них служат, как упоминалось ранее, захороненные остатки жизнедеятельности различных элементов биосферы, определяющие повсеместность процесса. Преобразование исходного органического материала связано с тепловыми источниками, приуроченными, в первую очередь, к мощным осадочным бассейнам и рифтогенным впадинам, характеризующим его избирательность.

Если проблему исходного вещества для нефтегазообразования в целом можно считать решенной, то проблема механизма нефтегазообразования, являющаяся ключевой, требует детализации. Общность химического состава рассеянного ОВ осадочных пород и углеводородов является важным аргументом в пользу биосферного источника нефти и газа. Очевидна и роль тепловой энергии (прогрева осадков) для генерации жидких и газообразных УВ из твердого исходного вещества. Эти обстоятельства позволили создать концепцию об очагах генерации УВ и более четко сформулировать представления о главных фазах газо- и нефтеобразования, получивших распространение во всем мире. Согласно этим представлениям, генерация нефти протекает наиболее активно в зоне с температурой от 50° до 160°С.

Теоретической основой для новых взглядов послужили идеи о саморазвитии и самоорганизации открытых неравновесных систем, разрабатываемые И.Р. Пригожиным и Ю.М. Пущаровским. Сущность метода состоит из трех положений. Первое из них заключено в законе вертикальной тектоникопетрологической расслоенности литосферы и верхней мантии, выражающейся в чередовании зон уплотнения и разуплотнения. Второе ? в том, что разуплотненные зоны представляют собой вместилища природных породных растворов, в том числе углеводородных, и расплавов (ППРР). Третье положение определяется тем, что флюиды, насыщающие зоны разуплотнения, при нагреве значительно повышают внутреннее давление и за счет этого расширяются.

Это обстоятельство приводит к созданию своеобразной гидравлической подушки, приподнимающей вышележащие слои и даже их прорывающей. В результате возникает неравновесная и неустойчивая система, в которой, с одной стороны, отдельные блоки земной коры перемещаются относительно друг друга в вертикальном и горизонтальном направлениях, а с другой, за счет прорыва флюидов осуществляется тепломассоперенос из глубоких частей Земли в верхние горизонты. Представление о ППРР зон разуплотнения дает возможность понять и объяснить такие широко распространенные явления, как сейсмичность, покровообразование, гидротермальное рудообразование, солянокупольный и глиняный диапиризм, грязевой вулканизм, вулканическая и магматическая деятельность, алмазоносные трубки взрыва, гидротермальные источники.

Общепризнанной теории возникновения зон разуплотнения в земной коре и верхней мантии не существует. Наиболее популярна концепция дефлюидизации. При погружении и нарастании температуры в НГБ происходит трансформация физических свойств минералов, горных пород и содержащегося в них ОВ, при этом одни минералы переходят в другие. Другими словами, имеет место потеря летучих компонентов, которые включают, прежде всего, воду, а также углекислоту, нафтеновые кислоты, углеводороды, различные газы. Происходит так называемая дегидратация, или дефлюидизация, пород, за счет которой создаются зоны разуплотнения, насыщения растворами и расплавами. Новообразованные флюиды и, в первую очередь, вода, переходя из связанного состояния в свободную фазу, переводят в раствор не только легкорастворимые соли, но и такие породообразующие минералы, как кварц, кальцит, алюмосиликаты и другие. ППРР, участвующие в создании зон разуплотнения, возникают и при плавлении горных пород в условиях погружения на большие глубины в зоны высоких температур. Так, пласты каменной соли трансформируются в горизонты жидкой рапы, которая при дальнейшем прогреве приобретает высокую внутреннюю энергию и прорывает вышележащие слои, образуя солянокупольные диапиры.

Все это позволяет сделать два основополагающих вывода. Первый ? нефть и газ, объединяемые понятием углеводородного раствора, есть ни что иное, как тривиальный вариант сравнительно низкотемпературной дефлюидизации осадочных нефтегазоматеринских пород, обогащенных ОВ. Второй ? саморазвитие осадочного нефтегазоносного бассейна, испытывающего интенсивное погружение, что приводит к созданию мощной системы восходящих тепловых потоков, активизирующих процессы нефтегазообразования во всем бассейне. Чем интенсивнее прогибание, тем выше уровень реализации нефтегазоматеринского потенциала, накопленного данным бассейном (рис. 10). Реализация нефтегазоматеринского потенциала в осадочном бассейне напрямую зависит от условий его прогрева. Эти условия на первом этапе связаны с внешними тепловыми потоками, источником которых являются тепловые потоки, образующиеся за счет дефлюидизации мантийных диапиров, а на втором этапе основная роль принадлежит тепломассоносителям из нижних частей осадочного разреза нефтегазоносного бассейна.

Как уже отмечалось, погружение осадочных пород сопровождается возникновением флюидонасыщенных зон разуплотнения. В верхней части осадочного разреза флюиды представлены водно-углеводородными компонентами, в нижней – водно-углеродно-углекислыми, реже эвапоритовыми и рудными. Под действием возрастающей с глубиной температуры флюиды разогреваются и внутрипластовое давление аномально увеличивается. Это приводит к тому, что периодически разогретые флюиды прорываются в более высокие части осадочного бассейна. Мигрирующие вверх флюиды, в свою очередь, являются мощными тепломассоносителями. Они реализуют конвекционный механизм весьма значительного дополнительного прогрева вышележащих осадочных толщ, тем самым резко ускоряя катагенетическое преобразование пород и содержащегося в них ОВ. Здесь имеет место взаимодействие двух разнонаправленных вещественно-энергетических потоков.

Один из них связан с погружением и катагенетическим преобразованием пород и содержащихся в них ОВ – продукта жизнедеятельности бактериосферы, а другой – с подъемом конвективного теплового потока, осуществляющего тепломассоперенос из нижних частей бассейна к его поверхности. При этом следует иметь в виду, что составной частью вертикальных флюидных потоков закономерно являются нефть и природный газ, генерируемые очагами углеводородообразования. Очаги представляют собой погруженные части нефтегазоматеринских отложений осадочного бассейна, которые попали в зоны нефте- и газообразования, имеющие температуры 100°С и более.

Схема взаимодействия процессов погружения, мантийно-конвекционного прогрева и нефтегазообразования в осадочных бассейнах (составил Б.А. Соколов)

Углеводородные потоки, поднимаясь по трещинам и порам вверх по разрезу, пересекают коллекторские горизонты, где температура и давление ниже соответствующих показателей в очагах генерации, что приводит к насыщению этих горизонтов нефтью и газом. Если процесс погружения бассейна достаточно длителен, то в его разрезе появляются несколько уровней, на которых расположены очаги генерации УВ, а над ними несколько этажей размещения залежей углеводородов. Причем, если внизу состав нефти и газа будет приблизительно отвечать составу ОВ сопряженного с ними очага генерации, то в вышерасположенных скоплениях нефти и газа их химический состав будет иметь смешанный характер за счет смешения углеводородов, мигрировавших из различных нижерасположенных очагов. Из этого вытекает очень важное следствие, названное принципом встречного движения: чем интенсивнее и длительнее погружение в осадочном бассейне, тем более высокую температуру будет иметь восходящий тепловой поток и тем энергичнее будет протекать процесс нефтегазообразования. Принцип встречного движения следует рассматривать как важный механизм размещения и формирования химического состава углеводородных залежей в осадочном бассейне с мощностью разреза более 4-4,5 км.

Химический состав нефти и газа будет формироваться за счет смешения углеводородов разных генерационных толщ. Этот важный вывод флюидодинамической концепции до сих пор практически не учитывался при изучении геохимии нефти и газа и корреляции их состава с составом ОВ генерационных толщ. Флюидодинамическая модель, исходя из этого, базируется на формировании в разрезе стратисферы (литосферы) самостоятельной углеводородной оболочки, так называемой увосферы Земли, с возобновляемыми ресурсами углеводородного сырья за счет огромного генерационного потенциала осадочных нефтегазоносных бассейнов. Исследованиями последних лет подтверждена степень возобновляемости ресурсов газа до 0,001% за десять лет на 1 условную единицу топлива, нефти – до 0,0001% за 10 лет на 1 условную ед. топлива. Теоретической базой модели является, таким образом, существование трех энергоемких эволюционно-динамических и флюидодинамических цикла в развитии Земли:

  • 1 – цикла инъекционно-очагового нефтегазообразования;
  • 2 – цикла саморазвивающегося активного углеводородообразования в осадочных бассейнах;
  • 3 – цикла «смешивающегося» нефтегазообразования с условным равновесием генерационных и гипергенных факторов.

В течение первого цикла в условиях огромного генерационного потенциала производится значительное количество энергоемких углеводородных флюидов инъекционного генезиса. Характерной особенностью их является высокая степень зрелости генерируемых углеводородов в осадочных бассейнах как молодых, так и древних платформ. Она достигает по стерановым коэффициентам, фиксирующим степень зрелости углеводородов, высоких значений: 20S/20R — 0,6, РР/аа + РР — >0,5 (Б.А. Соколов, Э.А. Абля, 1999, С.27-34).

Во втором цикле развития в условиях увосферы саморазвивающихся НГБ доминируют вновь образованные УВ с «выравниванием» свойств генерируемых углеводородных флюидов согласно схемы вертикальной геохимической и катагенетической зональности. В третьем цикле, наряду с накоплением качественно новых по характеру углеводородных флюидов и появлением более «зрелых» биомаркеров, в существенном количестве отмечаются «незрелые» биомаркеры, генерируемые в НГБ «in situ».

Таким образом, нефтегазообразование представляет собой универсальный саморазвивающийся процесс, закономерно сопровождающий существование осадочных бассейнов. Последние являются накопителями ОВ и производителями УВ и имеют повсеместное распространение, генерируя нефть и газ. За всю историю существования система осадочных бассейнов произвела гигантское количество нефти и газа – многие триллионы тонн нефти и кубических метров газа. Если бы лишь часть этого количества попадала на поверхность Земли, то жизнь на планете давно бы перестала существовать. Однако развитие бассейнов происходит таким образом, что основное количество углеводородов перехватывается осадочными слоями с невысокими термобарическими характеристиками, а то количество, которое все-таки достигает поверхности Земли, уничтожается бактериями.

Статистика размещения по глубине месторождений нефти и газа в осадочных бассейнах мира однозначно свидетельствует о наличии оптимального глобального уровня в 1-3 км, на который приходится до 85% разведанных запасов нефти и газа. Для бассейнов бывшего СССР на глубинах до 3,5 км сосредоточено 92% разведанных запасов нефти и 88% запасов газа. Вместе с тем, не менее 50% прогнозных ресурсов сырья приурочено к интервалу глубин от 3,5 до 7 км. Что касается глубинного положения очагов генерации, которым отвечают зоны с температурой 100-160°С и более, то для них характерен большой разброс в интервале – от 2 до 10 км (рис. 11), причем если первая статистическая особенность имеет более универсальный характер для любого типа бассейнов, то вторая индивидуальна для каждого бассейна.

Рассмотренные выше флюидодинамические факторы нефтегазообразования и глобального нефтегазонакопления являются надежным теоретическим базисом, обеспечивающим действенность и эффективность новой флюидодинамической модели нефтегазообразования. Взаимодействие биосферы и литосферы закономерным образом приводит к созданию углеводородной сферы, существующей как саморазвивающаяся система. Тем самым результатами предшествующих теоретических, в том числе флюидодинамических, исследований была подготовлена необходимая основа для современной модели образования углеводородов и раздельного количественного прогноза перспектив нефтегазоносности.