Геодинамическая модель нефтегазообразования

Для начала процесса нефтегазообразования главным условием является не глубина погружение бассейна, а достаточная степень прогретости недр. Как известно при температурах до 65⁰ из органического вещества генерируется только углеводородный газ, в интервалах температур 65-149⁰ («нефтяное окно»)- нефть, при более высоких температурах опять-таки газ. При этом зона нефтегазообразования может залегать на различных глубинах- от нескольких метров (при геотермическом градиенте 7-9⁰ С/100м) до сотен метров (при геотермическом градиенте 1-2⁰ С/100м). это объясняется следующим образом. Процесс преобразования ОВ можно рассматривать как диссоциацию различных соединений: кислот, восков, спиртов, эфиров, стеаринов, терпенов и т.д. Все эти процессы протекают с разрывом химических связей, в первую очередь между углеродом и гетероатамами. В тоже время разрыв химических связей, могут происходить при значительных затратах энергии. По мнению М.К. Калиненко процесс преобразования ОВ контролируется «не только и не столько температурой, сколько тепловым режимом- количеством тепла, поступающего в единицу времени. В условиях это и есть плотность теплового потока, которая ,следовательно, и должна контролировать процессы преобразования ОВ». По его мнению трансформация ОВ в УВ становится еще более энергоемкой, если она протекает не в рыхлом осадке на дне водоема, а в уплотненной, литофицированной породе.

Наиболее благоприятная ситуация для нефтегазообразования возникает тогда, когда уже на ранних стадиях диагенеза осадки с рассеянным ОВ попадают в зону температур, достаточных для развития явлений его деструкции. В такой ситуации процессы нефтегазообразования развиваются довольно быстро и сравнительно полно. При этом за относительно короткий отрезок геологического времени (несколько миллионов лет) могут сформироваться крупные залежи нефти и газа, как это имеет место в рифтовых структурах земной коры.

Имеющийся опыт нефтегазопоисковых работ свидетельствует о том, что для формирования зон максимальных концентраций запасов нефти или газа при прочих равных условиях наиболее благоприятны те области литосферы, которые в течение геологического отрезка времени обладали сравнительно более высокими параметрами палеогеотермического градиента и повышенным тепловым потоком Земли (В.П. Гаврилов, 1990г.)

Периоды: 1 – наиболее благоприятные для нефтегазообразования, 2-благоприятные для нефти газообразования, 3- неблагоприятные для нефтегазообразования.

Рис. 1. ДИАГРАММА ПОЛНОГО ГЕОДИНАМИЧЕСКОГО ЦИКЛА

Е сли рассмотреть стадии и фазы эволюции литосферы, то наиболее энергетически емкими будут фаза морского рифта, проявляющиеся в начале раскрытия океанов и субдукционно-обдукционная фаза, завершающая их развитие (рис.1.). Кроме высокой сейсмической активности эти фазы характеризуются накоплением значительных осадочных масс, обогащенных органикой, и максимальностью раскрытостью недр, что создается благоприятные условия для взаимного обмена флюидами поверхностных и глубинных сфер.

В соответствии с этим предлагается выделить два основных механизма (модели) генезиса нефти и газа: рифтогенный и субдукционно-обдукционный.

Рифтогенная модель нефтегазообразования подразумевает накопление мощной толщи осадков (10-12 км) вначале в континентальных рифтах, а затем в рифтогенных межконтинентальных морях, типа современного Красного моря. В рельефе рифты выражены вытянутыми на сотни километров линейными впадинами. Современными примерами, незаполненных осадками рифтовых впадин, является оз. Байкал. В качестве примеров заполненных осадками рифтов (авлакогенов) можно привести грабены северного моря, Днепско-Донецкой впадины Западной Сибири.. Рифтовые прогибы характеризуются быстрым прогибанием, как результат охлаждения и кристаллизации горячего мантийного вещества.

Процесс генерации УВ в рифтовых прогибах осуществляется в самих осадочных толщах за счет термолиза содержащихся в них ОВ. Застойный режим осадконакопления благоприятствует формированию глинистых пород, обогащенных органикой, в восстановительной геохимической обстановке (нефтегазоматеринские свиты).

Высокий тепловой поток, который идет от приближенной к подошве литосферы горячей мантии (астеносферный выступ), активизирует процессы переработки органики в капельно-жидкую нефть. В этой ситуации необязательно, чтобы нефтегазоматеринские породы были погружены на значительную глубину. Образование нефти и газа в условиях высокой активности недр может начаться и активно протекать уже в донных осадках, как это происходит, например, в “горячих ямах” Красного моря и в наши дни.

Миграция Ув в рифтовых прогибах происходит благодаря отжиму поровых и связанных вод при уплотнении и разогреве осадков в центральных наиболее погруженных частях авлакогенов. Пластовые воды вместе с растворенными в них УВ обычно перемещаются вдоль наклонных пластов-коллекторов к окраинным, более приподнятым частям авлакогенов. В зонах разломов за счет снижения давлений и возникновения пьезометрических минимумов из пластовых вод выделяются углеводороды в виде пузырьков газа или капель нефти и скапливаются в ловушках, образуя залежь.

Масштабы генерации УВ в рифтах усиливаются в результате абиогенного механизма образования, прежде всего, метана. В недрах земной коры происходит гидратация железистых ультраосновных пород за счет окислений двухвалентного железа до трехвалентного и восстановления углекислого газа до метана.

Реакции изотермическая и происходит с выделением энергии. Наиболее активно она протекает в рифтовых долинах Мирового океана за счет проникновения океанских вод по разломам в низы коры:

4Fe2SiO4 + 12Mg2SiO4 + 18H2О + CO2  Фаялит Форстерит

4Mg6[Si4O10](OH)8 + 4Fe2O3 + CH4­ + 144,6 ккал/моль. Серпентинит Метан

Скорость образования метана оценивается до 10 млн.т в год.

В тех случаях, когда медленно развивающиеся рифтовые зоны оказываются перекрыты осадками ( фазы морского рифта), УВ могут накапливаться проницаемых породах и образовывать залежи.

По мере своего развития внутриконтинентальные рифты трансформируются в океанические бассейны с центрами спрединга. С двух сторон формирующегося океана возникают пассивные окраины континентов, представляющие собой фрагменты изначально рифтовых осадочно-породных бассейнов.

Последующая эволюция пассивных окраин сопровождается опусканием их фундамента и дополнительным осадконакоплением. Из этого следует, что пассивные окраины континентов подвержены воздействию того же механизма нефтегазообразования, что и рифты, а именно: лавинное осадконакопление, в котором активное участие принимают речные артерии; повышенное содержание в отложениях Сорг; высокий прогрев недр.

Если процессы рифтогенеза не сопровождаются раскрытием океана, а останавливаются на фазе рифта, то над рифтовыми структурами обычно происходит заложение крупных внутриплатформенных впадин (синеклиз). Региональные зоны нефтегазонакопления рифтогенного типа формируются внутри континентов. К ним относятся, например, месторождения Западной Сибири и Северного моря. Таким образом, рифтогенные геодинамические режимы могут проявляться внутри континентов и быть внутриконтинентальными, а могут затрагивать и пассивные континентальные окраины и являться как бы окраинно-континентальными.

В качестве примера можно привести последовательность формирования пассивных окраин Южной Атлантики в мезозойскую эру, по которой имеется достаточный фактический материал (рис.2). В юрский период суперконтинент Гондвана уже был охвачен рифтогенезом в начальной стадии с заложением системы внутриконтинентальных рифтов, которые расчленили его на фрагменты, ставшие впоследствии континентами южного полушария.

Рис.2.СХЕМА РЕКОНСТРУКЦИИ ЮЖНОЙ АТЛАНТИКИ НА НАЧАЛО МЕЛОВОГО ПЕРИОДА

1 — выход кристаллических пород фундамента на земную поверхность (щиты); 2 — рифты; 3 — разломы; 4 — области палеодельт; 5 — континентальные грубообломочные отложения; б — прослои песков; 7 — песчаники; 8 — глины; 9 — глинистые сланиы, обогащенные 0В; 10 — песчанистые известняки;11 — известняки; 12— доломиты; 13 — эвапориты (каменная соль и др.); 14 — эффузивы; 15 — интрузии; 16 — красноиветные отложения; 17 — интервалы промышленной нефтегазоносности; цифры — мощность осадков, км

В меловое время суперконтинент вступает в океанскую стадию развития. В конце позднемелового времени система внутриконтинентальных рифтов преобразуется в систему межконтинентальных рифтов, отделявших Южную Америку от Африки, лишь в районе современного Гвинейского залива существовала структурная перемычка.

Накопление ОВ происходило в условиях эстуариевых застойных бассейнов с высокой прогретостью недр, что, несомненно, играло решающую роль в процессах образования нефти и газа. В настоящее время отложения неокома, апта и альба регионально-нефтегазоносны как на атлантическом шельфе Африки, так и на шельфе Южной Америки. Аналогичный механизм формирования характерен и для других современных пассивных окраин континентов.

По своей сущности рифтогенная модель близка к классической бассейновой (осадочно-миграционной) модели нефтегазообразования, за тем исключением, что рифтогенный режим подразумевает более высокую прогретость недр, а следовательно, более раннее, более быстрое и более полное созревание органического материала и его преобразование в нефть и газ.

Субдукционно-обдукционная модель характерна для зон субдукции, расположенных по окраинам океанов, где обычно возникают своеобразные ассоциации из глубоководного желоба, аккреционной призмы, островной дуги и окраинного морского бассейна или из глубоководного желоба, аккреционной призмы и активной окраины континента. Во всех случаях максимальная прогретость недр типична для тыловой части субдукционной зоны. Кроме этого фактора, субдукционный механизм предусматривает сгруживание огромных масс осадков с РОВ (аккреционные призмы) и их затягивание непосредственно в зону поглощения, где они оказываются в жёстких термобарических условиях. Находясь под действием высоких температур (100-400 °С) в течение 1-2 млн лет, органика попадает в ситуацию, сопоставимую с искусственной перегонкой органики в лабораторных условиях, где за короткий отрезок времени, но при сильном температурном воздействии из растительных и животных остатков получается синтетическая нефть. Другими словами, в зонах поддвига возникают своеобразные природные перегонные кубы, где за короткое геологическое время происходит трансформация ОВ в капельножидкую нефть.

Сомнения в возможности такого механизма образования УВ, как правило, вызываются скудностью органических остатков в пелагических илах. Однако по мере продвигания к зоне субдукции эти илы получают дополнительные порции органики, и в зонах глубоководных желобов среднее содержание органического углерода достигает 0,78 % .

О кеанические осадки, попавшие в зону поддвига, всегда насыщены поровыми и кристаллизационными водами, концентрация которых нередко достигает 50 %. При разогреве эти воды превращаются в термальные флюиды с температурой до 400 °С и давлением более 2-107 Па. Флюиды будут стремиться уйти из-под зоны поддвига в область меньшего давления. На своём пути они неизбежно начнут выжимать, растворять и выносить капельножидкую нефть. Этот мощный фактор выноса микронефти из материнской породы обеспечивает эффективное вытеснение и миграцию рассеянной микронефти. Поднимающиеся по трещинам термальные воды с УВ (в свободном или растворённом состоянии) будут разгружаться в пределах литосферного выступа и в тылу островодужной системы с образованием залежей нефти и газа.(рис.3.)

Рис.3.Генерация углеводородов в зонах подвига океанических плит под островные дуги и окраины континента:

1-пути миграции углеводородов из зоны подвига плиты в структуры надвигаемой плиты; 2-образовавшиеся залежи углеводородов

В предложенном механизме формирование месторождений, мобилизация и миграция рассеянных УВ происходят за счёт активной "промывки" осадочных слоев термальными водами. Последние вовлекают образовавшиеся УВ в общий глубинный водоминеральный поток, направленный в сторону уменьшения давления, т.е. в сторону от зоны поддвига. Избыточное давление термальных вод поддерживается постоянной мобилизацией и перегревом поровых вод океанических осадков, а также вод, освобождающихся при дегидратации коры в зоне субдукции.

По мере удаления от зон поддвига температура и давление термальных вод уменьшаются, замедляется и скорость фильтрации. Создаются условия, благоприятные для аккумуляции УВ в залежи.

Накопление нефти и газа под действием субдукционного механизма достигает своего апогея в период окончательного закрытия океана, когда на месте океанических пространств формируются горно-складчатые области, отделённые от континентальных платформ передовыми прогибами.

Следует различать два основных механизма поддвига, приводящих к генерации УВ. Первый обусловлен поддвиганием океанической плиты под островные дуги или континенты (субдукция), а второй — надвиганием островной дуги или края континента на пассивную окраину другого континента (обдукция). Второй механизм более нефтеобильный и по масштабам образования нефти и газа существенно превосходит первый. Объясняется это тем, что в процесс "производства" УВ вовлекается и пассивная окраина континента, которая всегда имеет в своём основании мощную линзу осадочных пород (до 10-15 км). Если учесть, что континентальные склоны и материковые подножия характеризуются максимальным содержанием Сдрг, то становится понятным источник УВ: под тяжестью литосферного выступа наползающей плиты УВ будут активно выжиматься из осадочной линзы и мигрировать в сторону окраины поддвигаемых континентальных платформ (эффект "горячего утюга"). По мнению В.П. Гаврилова, именно этим объясняется высокая нефтегазонасыщенность недр платформенных окраин, прилегающих к горно-складчатым областям. Учитывая сказанное, было бы правильнее квалифицировать этот геодинамический режим как обдукционный, подчёркивая тем самым определяющую роль коллизионных процессов при образовании УВ в зонах столкновения литосферных плит.

Наряду с рассмотренными двумя основными геодинамическими режимами, во многом определяющими рождение нефти в литосфере, допускается существование и депрессионного геодинамического режима, который характерен для ряда крупных внутриплатформенных впадин, возможно, для некоторых межгорных впадин. В отличие от субдукционного и рифтогенного депрессионный режим отличается относительно меньшей прогретостью недр и, следовательно, более "вялым" течением процессов нефтегазообразования. Для их активизации исходным осадкам требуется погрузиться на глубину 2-3 км, т.е. попасть в наиболее благоприятные термобарические условия (в главную зону нефтегазообразования, по Н.Б. Вассоевичу).

Вся современная теория нефтегазообразования и все установленные закономерности накопления и размещения в земной коре нефти и газа были сформулированы исключительно под углом зрения депрессионного (или бассейнового) мировоззрения. С этих позиций для образования УВ было необходимо: наличие солоноватых водных бассейнов; восстановительная геохимическая обстановка осадконакопления; особые нефтематеринские свиты; длительный (сотни миллионов лет) и устойчивый режим тектонического прогибания; погружение исходного пласта на достаточную глубину, чтобы он оказывался в условиях высоких температур (главная зона нефтегазообразования); значительные геостатические давления, которые отжимали бы протонефть из нефтематеринских пород в пласты-коллекторы и т.д. Между тем, если осадочные породы с РОВ попадают в условия субдукционного или рифтогенного геодинамического режима, то значимость вышеперечисленного набора необходимых условий для генезиса УВ как бы отходит на второй план, уступая более мощному и более определяющему фактору нефтегазообразования в литосфере — геодинамическому режиму недр.

Небезынтересно сравнить масштабы нефтегазообразования, протекавшие под влиянием различных геодинамических режимов, а следовательно, и накопленные в недрах запасы УВ-сырья.

Т акая оценка сделана нами на примере Гондваны (рис. 4.). Из анализа приводимой схемы следует, что практически все нефтегазоносные регионы приурочены к окраинам материков Гондванской группы. По особенностям их пространственного расположения в теле реконструированной Гондваны можно выделить два типа регионов: расположенные внутри (внутренние) и по периферии (окраинные). По периферии Гондваны располагаются нефтегазоносные регионы, формирование которых происходило под влиянием субдукционных и обдукционных процессов в различные отрезки геологического времени, но в основном в кайнозойскую эру в период закрытия океана Тетис.

Рис.4. СХЕМА НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ РЕГИОНОВ ГОНДВАНЫ

1 — контур суперматерика (положение материков на начало мезозойской эры, по А.М. Городницкому и Л.П. Зоненшайну); 2 — области практического отсутствия осадочного чехла (внебассейновые пространства); 3 — границы рифтов; 4 — нефтегазоносные территории и акватории; 5 — крупные месторождения УВ; б — пояс тяжелой нефти и твердых битумов Офисина — Трембладор; 7 — относительная величина доказанных извлекаемых запасов УВ; в — то же, тяжёлой нефти и битумов

Экспертные оценки, выполненные различнвми исследователями показывают, что в ареалах действия субдукционно-обдукционного геодинамического режима генерировалось до 80 % всех выявленных запасов УВ-сырья, тогда как под влиянием рифтогенного режима образовалось ~15 % запасов, и лишь 5 % проходится на долю депрессионного режима.

Подводя итог рассмотрению геодинамической модели (понимания) нефтегазообразования в литосфере, сформулируем её основные положения:

1. Геодинамическая модель нефтегазообразования в литосфере предусматривает цикличность протекания процесса с периодическим усилением его в наиболее тектонически активные эпохи: рифтогенеза и закрытия океанов.

2. Необходимыми условиями образования нефти являются: наличие достаточного объёма осадков с РОВ и жёсткий термобарический режим недр.

3. Механизмом выноса капельножидкой нефти из очагов образования в пласты-коллекторы служит перегретый водоминеральный поток, идущий из низов земной коры.

4. формирование залежей нефти и газа в пластах-коллекторах происходит по традиционной схеме.

Практические и теоретические следствия, вытекаюшие из признания геодинамической модели нефтегазообраэования

Геодинамическая модель нефтегазообразования предусматривает внесение существенных корректив как в наши представления о происхождении нефти, так и в теорию нефтегазопоисковых работ. Выделим три, наиболее важных с нашей точки зрения, новых момента в области:

• нефтегазогеологического районирования недр;

• выбора объектов поисковых работ на нефть и газ;

• теории нефтегазообразования.

В основе нефтегазогеологического районирования недр лежит представление о нефтегазоносных провинциях (или бассейнах), которые рассматриваются в качестве основных (главных) подразделений нефтегазоносных недр.

Выделение провинций производится с учётом общности геологического строения и развития региона, его территориальной принадлежности. Геодинамический режим недр, естественно, при этом во внимание не принимается.

Между тем, если при нефтегазогеологическом районировании недр за основу брать геодинамический режим, тогда в качестве основных единиц следует принимать земли, в недрах которых образование и формирование скоплений нефти и газа проходило под определяющим влиянием одного из выделенных геодинамических режимов: субдукционно-обдукционного, рифтогенного или депрессионного. В качестве таких единиц предлагается выделять пояса нефтегазонакопления, под которыми понимается ассоциация территориально близких нефтегазоносных провинций (бассейнов} или областей, в пределах которых образование и накопление нефти и газа протекало под влиянием определённого геодинамического режима (Гаврилов В.П.,1984). В связи с этим предлагается выделить пояса нефтегазонакопления субдукционно-обдукционного, рифтогенного и депрессионного типов.

Субдукционно-обдукционные пояса нефтегазонакопления располагаются по окраинам современных платформ — в прошлом зон поглощения. В современном тектоническом плане им соответствуют линейные прогибы, вытянутые вдоль контакта платформенных равнин с горными системами (передовые прогибы), а также смежные платформенные склоны, в совокупности образующие краевые системы. К этим поясам относятся: Предуральско-Предновоземельский, Предаппалачский, Предкордильерский, Предверхоянский, Африкано-Индийский, Предандский. В настоящее время они располагаются на континентах, но в период образования нефти и газа и первичного формирования их залежей представляли собой океанические зоны субдукции и обдукции — в прошлом места столкновения литосферных плит. В зависимости от времени образования субдукционно-обдукционные пояса нефтегазонакопления бывают палеозойские, мезозойские и кайнозойские. Причём в пределах последних (окраины Тихого океана) процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления ещё далеко не завершены, а образующиеся УВ-соединения находятся большей частью в дисперсном (рассеянном) состоянии.

Рифтогенные пояса протягиваются либо по окраинам современных материков (окраинно-континентальные), либо располагаются внутри них (внутриконтинентальные). Рифтогенные пояса отличаются друг от друга временем своего заложения и развития.

Рифтовые системы, которые не трансформировались в океаны, в современной структуре земной коры представлены внутриконтинентальными рифтами с мощными надрифтовыми впадинами (синеклизами). В совокупности они образовывали внутриконтинентальные рифтогенные пояса нефтегазонакопления: Североморский, Западно-Сибирский и др.

Если рифтовые системы в процессе эволюции литосферы преобразовывались в океанические бассейны, то внутриконтинентальные системы рифтов оказывались разобщенными с симметрично удаленными друг от друга фрагментами. В современной структуре земной коры они существуют в виде окраинно-континентальных рифтогенных поясов нефтегазонакопления: Восточно-Североамериканский и Западно-Европейский, Восточно-Южноамериканский и Западно-Африканский и т. д. Названные пояса нефтегазонакопления рифтогенного типа имеют сравнительно длительную историю развития — 150-200 млн лет. Наряду с ними существует совсем молодой рифтогенный пояс, в котором активное нефтегазообразование и нефтегазонакопление протекают лишь в течение последних 5-7 млн лет, т.е. буквально на наших глазах, — это Красноморский пояс нефтегазонакопления. Формирование его связано с раскрытием рифта Красного моря, и в настоящее время пояс является внутриконтинентальным.

Депрессионные пояса нефтегазонакопления в настоящее время можно выделить во внутренних областях некоторых континентов. Созревание ОВ в их пределах полностью зависит от времени попадания потенциально нефтегазоматеринской толщи в главную зону нефтегазообразования, что определяется глубиной погружения исходного пласта. В связи с этим начало процесса нефтегазообразования затягивается, а сам процесс протекает сравнительно медленно, зачастую не реализуя полностью нефтегазопроизводящий потенциал осадков.

В поясах нефтегазонакопления концентрация месторождений нефти и газа в пространстве крайне неравномерна. На фоне рассеянной нефтегазоносности выделяются области с аномальной концентрацией запасов — полюса (центры) нефтегазонакопления. В их пределах находятся месторождения, которые относятся к классу гигантов и даже уникальных. В качестве примера рассмотрим Предуральско-Предновоземельский (Баренцево-Каспийский) пояс нефтегазонакопления субдукционно-обдукционного типа и Западно-Сибирский пояс нефтегазонакопления рифтогенного типа.

Первый протягивается на расстояние ~ 4 тыс. км по северо-восточной, восточной и юго-восточной периферии Восточно-Европейской платформы. Его нефтегазоносность определяется мощными субдукционными и обдукционными процессами в конце палеозоя — начале мезозоя при закрытии Уральского палеоокеана. В его пределах выделяются четыре полюса нефтегазонакопления: Арктический, Волго-Уральский, Северо-Каспийский и предположительно Печорский.

Западно-Сибирский пояс нефтегазонакопления трассируется с севера на юг через Карское море, Обскую губу до Омска на расстояние ~ 3 тыс. км. В его составе намечаются три полюса нефтегазонакопления: Среднеобский, Уренгойский и Ямало-Карский.

В России и соседних государствах СНГ, кроме двух рассмотренных поясов нефтегазонакопления, можно ещё выделить Кавказско-Памирский пояс, который протягивается от западных берегов Черного моря через Крым, Кавказ, Копетдаг до Памира и Тянь-Шаня. Он охватывает нефтегазоносные бассейны северного шельфа Чёрного моря, Предкавказья, Устюрта, Азербайджана, Туркмении, Таджикистана и Узбекистана, образование которых было предопределено субдукционно-обдукционными процессами при закрытии палеоокеана Тетис. В пределах пояса можно выделить три полюса нефтегазонакопления: Азербайджанский, Туркменский и Узенский.

На территории России намечаются ещё два потенциальных пояса нефтегазонакопления: Среднерусский, связанный с палеорифтами Московской и Мезенской синеклиз, и Предверхоянский, обязанный своим происхождением субдукционно-обдукционным процессам вдоль восточной окраины Сибирской платформы. В пределах этих поясов промышленная нефтегазоносность не установлена, но теоретические предпосылки для этого имеются.

Наконец, по восточной окраине России протягивается пояс нефтегазонакопления, формирование которого ещё далеко не закончено, оно продолжается и в наши дни под влиянием субдукционных процессов вдоль западной окраины Тихого океана (Восточно-Азиатский пояс нефтегазонакопления).

Геодинамическая модель нефтегазообразования оказывает большое воздействие на практику нефтегазовых работ, что выражается в появлении новых объектов поиска, на которые ранее практически не обращалось внимания. Руководствуясь этой идеей, геологи-нефтяники в ряде стран мира достигли определённых успехов в разбуривании поднадвиговых зон, возникших при закрытии океанов. В частности, поиск нефти и газа в поднадвиговых зонах Скалистых гор и Аппалачей позволил американским нефтяникам за последние годы существенно прирастить запасы УВ-сырья. Поднадвиговые залежи обнаружены в Канаде, Мексике, на Кубе, в Швейцарских Альпах, Новой Зеландии и других регионах. На очереди разбуривание поднадвиговых зон в горах Загрос, недра которых содержат, вероятно, не менее богатые залежи, чем в нефтегазоносном регионе Персидского залива. По геофизическим данным ширина надвига здесь 120 км, а мощность осадков, перекрытых горами, более 10 км.

Имеются поднадвиговые зоны и в России, в частности районы Урала и Верхоянского хребта. Перспективным районом следует считать зону надвигания Урала на восточный край Восточно-Европейской платформы. Сейсмические данные, а в некоторых местах и результаты бурения свидетельствуют о том, что под складчатыми Уральскими горами находятся слабодислоцированные и залегающие практически горизонтально платформенные комплексы, глубина которых вполне доступна для бурения (3-4 км). В смежных районах платформы в таких же отложениях уже выявлены залежи УВ. Есть основания ожидать существование поднадвиговых зон на Северном Урале, Новой Земле и Пай-Хое.

Другим перспективным районом для поиска поднадвиговых месторождений нефти и газа является Верхоянский антиклинорий, надвинутый на восточный край Сибирской платформы.

Согласно геодинамической модели нефтегазообразования поиск новых зон нефтегазонакопления должен быть ориентирован не только на палеозоны столкновения литосферных плит, но и на те области, где расходятся или расходились литосферные плиты. В связи с этим следует высоко оценить перспективы нефтегазоносности пассивных континентальных окраин.

С геодинамических позиций принципиально новым объектом нефтегазоносных работ мы рассматриваем фундамент платформенных областей и весь "гранитный" слой земной коры. Исходя из геодинамического понимания механизма образования коры её "гранитный" слой - это пакеты первично-осадочных пород, сформировавшиеся вдоль зон субдукций и претерпевшие гранитизацию под действием термального водоминерального потока, идущего из недр при дегидратации и переплавлении погружающейся в мантию океанической коры. Под влиянием температурного фактора частично происходит расплавление пород с образованием очагов гранитных магм, но значительная часть "гранитного" слоя не испытывает расплавления и является продуктом метасоматического преобразования первично-осадочных пород, содержавших РОВ. Таким образом, "гранитный слои коры мог сам продуцировать УВ-соединения и "впрыскивать" их в перекрывающий его осадочный чехол.

Современная теория нефтегазопоисковых работ разработана исключительно для условий осадочных бассейнов. Что касается "гранитного" слоя, то геологи-поисковики не располагают на сегодня ни методиками, ни методами поиска. Не исключено, что мы столкнёмся с неизвестными для нас условиями накопления залежей нефти и газа. Предполагается, например, широкое развитие в фундаменте особых залежей жильного типа, которые контролируются зонами разуплотнения и повышенной трещиноватости, дробления, т.е. зонами региональных разломов.

Наконец, ещё одно важное следствие в области теории нефтегазообразования, вытекающее из признания геодинамической модели нефтегазообразования, — это нетрадиционное понимание круговорота углерода в природе. Оно состоит в том, что углерод и водород, составляющие основу нефти и газа, при своём круговороте проходят не только через атмосферу, биосферу, гидросферу и литосферу, но и через околоземное космическое пространство и мантию Земли. На рис. 5 сплошной линией показан традиционный цикл круговорота углерода в природе, а пунктиром — новое понимание пути этого круговорота. Нисходящие ветви двух круговоротов сливаются при подходе к биосфере. Растения и животные усваивают углерод, откуда бы он ни попал на Землю, и перерабатывают его в ОВ. В дальнейшем происходят частичная "утечка" углерода и консервация его в литосфере в виде залежей нефти и газа, каменного угля и карбонатов. Значительная часть углерода попадает через зоны поддвига в мантию Земли. Пройдя в ней сложные превращения, углерод в виде "газового дыхания" недр, содержащего СО2, СО, СH4 и другие эманации, вновь возвращается в литосферу, гидросферу, биосферу и атмосферу. И на этих восходящих (правых) ветвях круговорота углерода также происходят его "утечка", консервация в залежах и горных породах. Значительная его часть возвращается в атмосферу и частично рассеивается в космическом околоземном пространстве. Общим для двух типов круговорота углерода в природе является то, что углерод обязательно проходит ч ерез живые организмы и растения биосферы.

Рис.5. Круговорот углерода в природе.

Залежи:1—нефти;2— каменного угля,

3 — газа (СО2, СН4,); 4 — массы карбонатов;

Таков новый подход к пониманию круговорота углерода в природе. Думается, что в известной мере он может примирить "органиков" и "неоргаников". Даже если УВ-газы и поступают на поверхность Земли из мантии, то всё равно углерод, входящий в их состав, когда-то был в живых организмах, видоизменялся в биосфере Земли. Касаясь вопроса о генезисе нефти, подчеркнём ещё раз, что с геодинамических позиций он теряет смысл, ибо углерод, как и другие "нефтяные" составляющие, присутствовал в разное время и в космосе, и в живых организмах, и в мантии Земли. В отложениях древних геологических эпох, когда органическая жизнь в видовом и количественном отношении была ограничена и на планете не существовало биосферы в её современном понимании, углерод при своем обращении не образовывал УВ-соединений. Они стали появляться уже в те времена, когда на Земле возникла биосфера. Причём по мере расцвета органической жизни увеличивается и "производство" нефти. Так, если проследить изменение её запасов, содержащихся в древних и более молодых толщах, то оно выглядит следующим образом (по А.А. Бакирову). В докембрийских образованиях залежей нефти обнаружено пока очень мало. На долю нижнепалеозойских отложений приходится 3,1 % общемировых запасов нефти, верхнепалеозойских — 3,7 %, мезозойских — 68,0 %, кайнозойских — 25,2 %. То же можно сказать и о УВ-газе — соответственно: 0,4; 26,3; 62,0; 11,3 %. Если проследить изменение числа семейств органического мира по этим же отрезкам геологического времени, то можно увидеть, что от древних эр к молодым "волны жизни" делаются всё мощнее и значительнее (рис. 5). Максимум обоих показателей приходится на вторую половину мезозоя (юра, мел). По нашему мнению, это указывает на то, что только с появлением биосферы создаются условия для образования нефти и газа.

По оценкам ряда учёных диоксид углерода атмосферы оборачивается через живое вещество за 6,3 года, а за последние 500-600 млн лет весь УВ-резерв атмосферы Земли, вод Мирового океана и продукции живого вещества был обновлен 1850 раз. Следовательно, углерод, откуда бы он ни поступал на Землю, неоднократно "пропускался" через биосферу, причём при определённых благоприятных обстоятельствах происходили его "утечка" и консервация в залежах нефти, газа и каменного угля, а также в карбонатах. Таким образом, можно сделать очень интересный и важный вывод: развитие биосферы на Земле приводит к появлению УВ-сферы (увосферы, по Б.А.Соколову и Ф.П.Мельникову). Эти две сферы органично и закономерно связаны между собой, причём наличие первой определяет появление второй. Именно отсутствие биосферы на других планетах — наших соседях по Солнечной системе — предопределило и отсутствие там широкого спектра УВ-соединений, хотя углерод достаточно распространён в космическом пространстве.