Палеогеновый комплекс

В отличие от юрских кайнозойские отложения по показателям ОСВ оцениваются как перспективные на поиски нефтяных скоплений. В частности, по данным Ю.И. Корчагиной, ОВ майкопских отложений на северном борту Западно-Кубанской впадины на глубинах 3 км преобразовано до стадии МК₂, что соответствует температурам 130-150 °С. На южном борту впадины (Ключевая, Левкинская площади) палеотемпературы пород нижнего олигоцена -эоцена колеблются от 80 до ПО °С, что также соответствует главной зоне нефтеобразования.

По данному комплексу все проблемы прогноза связаны с благоприятными условиями формирования и сохранения нефтяных залежей. В частности, как благоприятные оценены перспективы майкопской толщи в пределах северной бортовой зоны Западно-Кубанской впадины. Высокая битуминозность глин, низкие стадии катагенеза ОВ являются оптимальными показателями промышленной нефтеносности при благоприятных условиях наличия коллекторов и ловушек.

Благоприятные перспективы нефтеносности связываются также с коллекторами эоцена южного борта Западно-Кубанского прогиба.

Здесь, несмотря на большие глубины (более 5 км) и значительные современные пластовые температуры (175 ^оС и более), при оптимальных геологических условиях можно ожидать открытие нефтяных залежей с сильно газонасыщенными флюидами метаново-нафтенового основания и плотностью не более 0,840 г/см³. Такой прогноз объясняется приуроченностью этой зоны к депрессии альпийского тектогенеза и значительной растянутостью шкалы катагенеза пород и нафтидов.

Обзор представлений об условиях

формирования залежей нефти и газа

В конце XIX и в начале XX веков об условиях формирования залежей нефти и газа высказывались такие известные ученые как Д.И. Менделеев, Г.В. Абих, Н.И. Андрусов, Г.П. Михайловский, И.М. Губкин, К.П. Калицкий, А.Д. Архангельский и др.

По мнению А.Д. Архангельского, "Часть гипотез, выдвинутых геологами, имеет чисто случайный характер. Сюда принадлежат, во-первых, гипотезы о космическом происхождении нефти, о поднятии из глубоких частей земной коры и ее связи с магмой, об образовании нефти в грязи солончаков, о нефтеобразовании в морских ракушечниках и т.д. Некоторые из этих мнений не могут быть доказаны и представляют собой только ничем не обоснованные рассуждения. Некоторые же базируются на недостаточно продуманных, случайных и иногда неверных наблюдениях и т.д." [Архангельский, 1954].

Солидаризуясь с этим мнением, подчеркнем, что в то время самыми популярными и обоснованными фактическими материалами были представления Н.И. Андрусова {1908], Г.П. Михайловского [1906} и И.М. Губкина [1915}. Наиболее отчетливо эти взгляды отражены в работе Г.П. Михайловского. По его мнению, у крутого берега, на значительной глубине шло быстрое осаждение известково-глинистого ила. Вместе с частицами его попадали на дно остатки различных организмов животного и растительного мира. Так как осаждение шло быстро, и осаждались слои из тихой воды, стало быть осадки не взбалтывались, и кислород морской воды имел мало доступа к садившемуся материалу, причем каждый слой быстро покрывал предыдущий... Глинистое разложение заменялось процессом, который можно назвать битуминизацией. В процессе этом уже не принимали участие бактерии, а единственным фактором являлись действия растворов минеральных солей и все увеличивающееся давление. Под конец, третьим фактором явилась повышенная температура, когда свита битуминозных пород достигала значительной мощности.

Пока толща нефтеносных пород Кавказа была горизонтальной, т.е. пока она находилась под уровнем моря, образования сколько-нибудь значительных скоплений нефти еще не могли существовать...

В этот период нефть, если уже и образовалась, то была рассеяна в виде отдельных капелек и очень небольших скоплений в толще битуминозных пород.

В третий период: толща под влиянием горообразовательных процессов выступила из под уровня моря. Появившиеся трещины, сбросы и сдвиги установили сообщение между материнскими для нефти породами — битуминозными глинами, глинистыми сланцами и мергелями, с одной стороны, а с другой - с приемниками нефти - рыхлыми породами (песчаниками, пористыми известняками и доломитами) и конгломератами.

Таким образом, основные контуры современного представления о происхождении нефти были заложены уже в начале прошлого века (1906 г.). В дальнейшем было произведено научное обоснование этих взглядов, была изучена порода, органическое вещество, нефти, битумы, газы, воды и т.д. с применением новейшей аппаратуры и техники.

В работе А.Д. Архангельского изучены месторождения Грозненского района, естественные геологические разрезы по ряду рек, нефти и отчасти бензольные битумы (все по палеоген-неогеновым отложениям). «Для весьма многих месторождений установлено, что нефть приурочивается к тем свитам осадочных пород, в состав которых входят богатые органическими веществами не нефтяного типа так называемые "битуминозные" глины, прочие "битуминозные" сланцы и известняки... Создается впечатление, что нефтеносные слои появляются среди глин тогда, когда содержание углерода в последних в среднем становится близким к 2 %, т.е. когда 1 м³ глины содержит в среднем около 45 кг органического углерода» [Архангельский, 1954]. В процессе образования нефти из органического вещества А.Д. Архангельский отводил существенную роль бактериям (в том числе анаэробным) и выделял две фазы: первую - биогенную (бактериальную) на дне морского бассейна и вторую -геохимическую, связанную с геодинамикой.

Предвидя возражения о трудности перехода жидкой нефти из глин в пески (песчаники), автор считал, что первичными продуктами распада материнского вещества являются газы, которые и переходят в пористые породы. А.Д. Архангельский отнюдь не отрицал возможность формирования залежей нефти и газа за счет вертикальной миграции нефти (газа) из нижележащих горизонтов осадочных пород. "Вопрос о глубинном происхождении нефти и для них, конечно, совершенно отброшен быть не может, но серьезное внимание ему должно быть уделено только в тех случаях, если бы все попытки установить генетическую связь нефти с вмещающими ее породами оказались неудачными" [Архангельский, 1954, с. 321-436].

Существенный сдвиг в развитии научных идей о происхождении нефти и формировании ее залежей в Предкавказье произошло как следствие обобщения и комплексного изучения материалов по региону, произведенное Комплексной Южной геологической экспедицией (КЮГЭ) в 1952-1955 гг. (в начале: Комплексная Северо-Кавказская нефтяная экспедиция) под руководством профессора И.О. Брода.

В результате исследований выявлены основные закономерности распределения рассеянного органического вещества в разрезе мезозойских и кайнозойских отложений, соотношение битумов с вмещающими породами. Анализ связи количественного содержания и качественного состава битумов с литологическим характером отложений и сопоставление их с нефтями месторождений дали возможность выделить в разрезе мезозоя и третичных отложений нефтематеринские и региональные нефтегазоносные толщи.

Чокракско-караганские нефти восточной части северного склона Кавказа изучались в Грозненской области и Северо-Осетинской АССР лабораторией ВНИГРИ под руководством Н.Б. Вассоевича, в Дагестанской АССР - лабораторией Дагфилиала АН СССР под руководством В.Д. Патрушевой. Были установлены закономерности изменений среднемиоценовых нефтей в пределах восточной части северного склона Кавказа. Кроме того, детальная характеристика состава нефтей дала возможность произвести корреляцию нефтяных пластов отдельных промыслово-разведочных площадей.

При характеристике подземных вод мезозойских и кайнозойских отложений на территории Восточного Предкавказья были выделены области, благоприятные для образования и сохранения скоплений нефти и газа применительно к основным подразделениям мезозоя и кайнозоя.

Комплексный подход к изучению и интерпретации геологических материалов, наряду с использованием всей современной (на то время) лабораторной техники, позволило ученым экспедиции прийти к важным теоретическим и практическим выводам. В работах экспедиции впервые на научной базе обосновываются перспективы нефтегазоносности мезозоя Северного Предкавказья и дается прогнозная оценка их запасов. В разрезе мезозойских и палеоген-неогеновых отложений выделены глинистые нефтематеринские свиты, высказаны представления о формировании залежей нефти и газа в нефтегазоносных бассейнах.

И.О. Брод [1947], вслед за И.М. Губкиным [1932], развил идею о роли уплотнения пород под влиянием давления (веса) вышележащих толщ как основного геологического фактора, интенсифицирующего дальнейшее превращение органического вещества по пути битумообразования. Однако позже И.О. Брод несколько изменил свои взгляды. По его последним высказываниям, процесс нефтегазообразования рассматривается как длительный и непрерывный.

Углеводородные соединения возникают в процессе борьбы двух противоположных тенденций, при победе погружения над восходящими движениями как при малых, так и при крупных колебаниях данного участка земной коры.

Колебательные движения земной коры являются причиной, обуславливающей связь процессов осадконакопления (включая накопление органического вещества в осадке) с образованием горных пород (включая преобразование органических веществ) и тектоническими формами, возникшими в процессе этих движений (включая образование залежей горючих ископаемых, их метаморфизм и разрушение). Таким образом, нефтегазообразование является неразрывной составной частью развития земной коры и совершается в процессе движения.

При этом наблюдается не просто механическое перемещение, а главным образом сложные превращения. Эти превращения - движения, по своему характеру то биологические, то геохимические, то физико-химические, - хотя и проявляются в совокупности, но на разных этапах нефтегазообразования имеют неодинаковое значение. Битуминозные вещества, диффузно рассеяны в пелитовых породах, - это еще не нефть. Образовавшиеся углеводороды, скопившиеся в свободном виде в ловушке с образованием залежей, - это уже нефть и газ [Брод, Еременко, 1957].

Плотность глин, растущая по мере уплотнения, вместе с изменением (метаморфизмом) органического вещества позволила высказать Н.Б. Вассоеви-чу [1955] и В.А. Успенскому и др. [1958] мысль о возможности исследования этого признака для определения степени метаморфизма рассеянного органического вещества.

По мнению этих авторов, отдельные толщи пород разного возраста и в разных частях Восточного Предкавказья характеризуются наличием и различием степени преобразованного рассеянного органического вещества. Каждая из пары выделенных степеней преобразования сапропелевого органического вещества отвечает и определенной степени изменения глинистых минералов. Начальной степени соответствует преобладание неизмененных глинистых минералов, тогда как конечной - исчезновение продуктов, способных к дальнейшему преобразованию... Тем самым получают обоснование выводы о том, что глинистые минералы выполняют не каталитическую роль в преобразовании органического вещества, а изменяются, и их изменения генетически связаны с процессом битумообразования.

Изменения глинистых минералов в процессе катагенеза фиксируются в целом ряде работ. Например, Б.П. Назаревич и др. [1985] отмечают быстрое изменение монтморилонита в мезокатагенезе (Р° = 0,5-0,55) и затухание этого процесса при достижении стадии МК₄. А И.А. Брилинг [1984] обращает внимание на переориентировку частиц (листочков) глин в процессе преобразования, приводящую к появлению эффекта запирания-отпирания пор, что придает фильтрации в глинах "случайный, неустойчивый характер".

Аналогичные представления о связи нефтеобразования с глинистыми толщами складываются по Центральному и Западному Предкавказью [Темин, 1960; Егоян и др., 1962]. Наиболее сжато и четко такие представления изложены в работе В.Е. Орла [1963]: "Отложения кумского и майкопского возрастов характеризуются повсеместной битуминозностью и наличием сингенетичного пирита (напомним читателю, что в то время сероводородное заражение бассейна и, как следствие, пиритизация нефтематеринских свит считалось обязательным признаком таких свит, несмотря на уже появившуюся статью Н.И. Страхова о всеобщем заблуждении по этому вопросу, указывающего на существование восстановительной обстановки во время накопления осадков. Эти признаки могут рассматриваться как доказательство процессов битумообразования и сингенетичности заключенных в них залежей нефти и газа. Залежи образовались благодаря внутрирезервуарной миграции углеводородов из обширных глубокопогруженных областей, где терригенно-глинистые осадки майкопской серии и кумской свиты получают максимальное развитие. Можно полагать, что в процессе седиментации майкопских и кумских осадков шло накопление рассеянных органических веществ с последующим выделением из них битумов, в том числе и наиболее подвижной их части, представленной углеводородами.

При погружении под весом вышележащих осадков происходило уплотнение, больше всего оказывающееся в глинистых и глинисто-алевролитовых породах. В процессе уплотнения углеводороды, растворенные в воде, заполняющие субкапиллярные поры, перемещались вместе с ней в песчаные пласты и оказывались растворенными в насыщающей их воде. Попадая в условия пониженных давлений в ловушках, являющихся элементами природных резервуаров, из воды происходило выделение растворенных УВ, которые и заполняли постепенно ловушки" [Орел, 1963, с. 186]. В 1955 г. были опубликованы [Вассоевич, 1955], диагностические признаки нефтематеринских формаций: субаквальные породы, образовавшиеся при различной солености водоемов и содержащие органический углерод в количествах выше кларковых; повышенная битуминозность; чередование глинистых пород с песчано-алевритовыми; восстановительные условия в стадии диагенеза (присутствие в породе карбонатов и сульфидов железа).

Складывающиеся представления об образовании нефти в материнских породах (преимущественно глинистых) существенно осложнили проблему. Возникла целая серия новых вопросов. Если нефть образуется в нефтематеринских породах, то какова характеристика этих пород, где и как они распространены в осадочном бассейне? В каком физическом состоянии там находятся углеводороды, под действием каких сил и когда переходят в коллекторы (первичная миграция?). Когда и как УВ движутся в коллекторах и образуют залежи нефти и газа? Как связан состав нефтеи и газов в залежах с условиями происхождения УВ и образованием их залежей?

Публикация серии работ М.А. Капелюшникова, Т.П. Жузе, Л.С. Закс, Т.С. Ушаковой [1952] и других авторов по ретроградной растворимости нефтей в природных газах вызвало появление взглядов на возможность первичной миграции нефти в ретроградном растворе (т.е. в газовой фазе). Такие представления высказывались И.О. Бродом, Т.П. Жузе и др. Однако подобрать условия в природе для такого процесса оказалось достаточно сложно. Помимо высоких температур и давлений, требовалось большое количество газов, не соизмеримое с запасами природного газа. Кроме того, ограничения накладывались химическим составом нефти и газа, а также присутствием воды, которая резко сдвигает наступление однофазового состояния в сторону более высоких температур и давления. М.С. Бурштар и И.В. Машков [1963] пытались развить эту идею дальше. По их мнению, поскольку нефть в воде практически не растворима, то она (нефть) сперва растворяется в газе, а затем уже как газ по закону Генри в воде и в таком дважды растворимом состоянии мигрирует. Идея маловероятная. Физико-химический ретроградный раствор при растворении в воде должен вести себя в соответствии в законом Рауля. Каждый из составляющих его компонентов будет вести себя независимо, в соответствии со всеми физико-химическими свойствами и парциальным давлением. Растворение единого в воде "ретроградного газонефтяного раствора" не произойдет, и перенести его куда-либо в растворенном состоянии в воде невозможно.

Серьезную работу в этом направлении опубликовали Л.А. Польстер, Ю.А. Висковский, А.Н. Гусева, Е.И. Парнов и А.Г. Пласкова. "Несмотря на обилие противоречивых представлений о формах и возможных механизмах первичной миграции, к настоящему моменту можно считать более или менее установленным, что из всех гипотез начальной миграции углеводородов право на существование сохранили только две миграции УВ в воднорастворенном состоянии и в однофазном растворе сжатых газов" [Польстер и др., 1967].

К этому же периоду относится появление и развитие взглядов на струйную миграцию флюидов по В.П. Савченко, допустимую не только для межрезервуарной миграции, но на поздних стадиях развития и для нефтематеринских свит.

В середине XX века два идейных гиганта в геологии нефти и газа работали на Северном Кавказе - профессор И.О. Брод и его наследник по кафедре МГУ профессор (в дальнейшей член-корреспондент АН СССР) Н.Б. Вассоевич. Нефтяные и газовые месторождения Северного Кавказа являлись той "лабораторией", в которой эти ученые "проявляли", а затем проверяли свои идеи. Разумеется, они широко использовали хорошо им известный материал по всему Союзу и Зарубежью, но "возбуждающим импульсом" служили материалы именно по этим районам.

Н.Б. Вассоевич [1967], со ссылкой на В.А. Успенского, отмечает: "...слагающие нефть компоненты рождаются не все сразу" и далее, что по его мнению, лучше бы было говорить не об "источнике", а "о стадиях возникновения УВ, отвечающих этапам литогенеза...". Об этом И.О. Брод [Брод и др., 1947] писал: "Но углеводородные соединения, рассеянные в породе, - это еще не нефть". С момента отложения осадка сначала образуются разнообразные известные в природе органические соединения. Смеси же жидких УВ (нефть), по-видимому, возникают в процессе образования их залежей в коллекторах". Таким образом, по идеям И.О. Брода, на разных стадиях превращения органического вещества, на разных стадиях литогенеза могли образовываться различные компоненты, входящие в состав нефти. Сама же весьма сложная химическая система, именуемая нефтью, образуется лишь в коллекторах в процессе образования залежей. Поэтому И.О. Брод не мог принять термин "микронефть", ибо рассеянные в породах углеводородные и неугловодородные органические соединения, по его мнению, не являются ни "микро-", ни "макронефтью".

Говоря о преобразовании ОВ в нефть, нельзя обойти молчанием вопрос о •факторах превращения. В своих работах И.О. Брод неоднократно возвращался к рассмотрению влияния различных факторов на преобразование ОВ в нефть. В ранних работах, он, как и большинство других исследователей того времени, отдавал предпочтение теплу. Именно теплу, а не температуре, так как подчеркивал роль времени в этом процессе. Однако в последующем И.О. Брод изменил свои взгляды. Так, в работе 1957 г. [Брод, Еременко, 1957] он считает, что большинство разобранных факторов может оказать то или иное влияние на процессы образования нефти. Основная ошибка большинства схем преобразования в нефть ОВ заключается в приписывании исключительной роли какому-либо одному фактору. При этом явления отрывают от естественной природной обстановки, где все эти факторы действуют, взаимно переплетаясь. Перенос лабораторных опытов в природную обстановку без учета ее многообразия всегда приводит к подобным ошибкам. Кроме того, каждому фактору в таких случаях приписывается активное энергетическое воздействие на исходное ОВ. В то же время, до последних лет энергетическая сторона проблемы никогда серьезно не рассматривалась. А ведь представляется естественным, что ОВ само по себе обладает достаточно высоким запасом энергии для последующих преобразований. Безусловно, запас энергии живого организма ила ОВ значительно больше запаса энергии нефти или угля.

Процесс преобразования веществ с потерей энергий является обычным для земной коры.

Для идей И.О. Брода было характерно стремление охватить проблему в целом, взаимоувязывать последовательно все процессы между собой в единую стройную схему: от живых организмов, условий их обитания через осадки и стадии литогенеза, миграцию и формирование залежей к нефтегазоносным бассейнам и провинциям, к рассмотрению явления в целом как явления, обычного в процессе развития земной коры. Здесь мы подходим к представлению о "цикличности нефтеобразования".

В развитии идей И.О. Брода проблема цикличности нефтегазообразова-ния рассматривается как процесс, охватывающий все явления от накопления органических веществ до образования залежей нефти и газа, их разрушения, от процессов образования нефти до нефтегеологического районирования. Как известно, в цикле нефегазообразования выделяется четыре этапа. На первых двух этапах геологическая форма движения материи сопровождалась в ОВ переходом энергии от высших форм (биологической и химической) к низшим (тепловой и механической). Теперь исходные для образования нефти вещества (микронефть, по Н.Б. Вассоевичу) оказались в рассеянном состоянии. Их дальнейшая миграция с образованием залежей представляет собой концентрацию энергии из рассеянной формы, что не может быть произведено за счет собственной внутренней энергии. Если энергетически два первых цикла нефтегазообразования могли осуществляться за счет мобилизации внутренней энергии ОВ, для III этапа необходимо приложение энергии извне. Источник такой энергии следует искать в геологических процессах - в тектонических движениях. Поэтому III этап должен связываться с существенной перестройкой нефтегазоносных бассейнов, нарушением установившихся в них равновесий, возникновением сил, обусловивших изменение потенциала энергии флюидов, оказавшихся к этому времени в резервуарах. Процесс формирования эалежей в этом случае может рассматриваться как процесс, сопутствующий выравниванию энергии флюидов в пластах при общей направленности процесса в сторону достижения уровня Мирового океана (условный нулевой уровень потенциальной энергии флюидов).

Одной из самых больших заслуг Н.Б. Вассоевича явилось создание учения о "главной фазе" [Вассоевич и др., 1969]. Еще ранее, упомянутый А.Д. Архангельский [1926} отмечал сходство рассеянного ОВ с углем. Исходя из этого, Н.Б. Вассоевич для создания своей классификации стадийности процессов нефтегазообразования использовал шкалу "метаморфизма" углей Донбасса. Первоначально [Вассоевич, 1967] главная фаза генерации соответствовала изменениям углистого вещества в интервале 80-150 ^оС. Затем температурные интервалы были несколько изменены. Так, в 1975 г. Н.Б. Вассоевич [Вассоевич, 1975] отмечает, что главная стадия или, как ее чаще называют главная фаза нефтегазообразования (ГФН), наступает при достижении материнскими породами зоны мезокатагенеза (температурный минимум 60 °С). Резко усиливается новообразование УВ, в том числе впервые - низкомолекулярных. Максимум обычно приходится на ступень катагенеза материнских пород, которая отвечает по шкале "метаморфизма" углей Донбасса углям марки Г, для подстадии мезокатагенеза указывается на глубинах 2,7-8 км и температурах 210-280 °С. Любопытно, что зона глубин и температур мезокатагенеза, соответствующая "главной фазе", не совпадает с зоной распространения основных запасов нефти, которая находится в интервале от 1-2 км. Разрыв составляет от 0,7 до 7 км. Учитывая, что мощность некоторых нефтегазоносных формаций не превышает 300 м, сторонникам "главной фазы" придется встать на позицию обязательного формирования залежей за счет вертикальной миграции. Мы не отрицаем возможности образования залежей нефти за счет дальней вертикальной миграции, но считаем, что обычно вертикальная миграция ограничивается нефтегазоносной формацией.

Следует полностью согласиться с Н.Б. Вассоевичем [1975] в том что для нефтяников, составляющих наиболее многочисленную группу геологов, первостепенный интерес представляют осадочные циклы (ОЦ), ибо в роду всех стадий осадочного породообразования, всех этапов литогенеза решающее значения для развития нефтегазообразования имеет стадия седиментогенеза, т.е. рождение (генезис) того или иного осадка. Он может быть (стать) нефтематеринской породой, хорошим или плохим коллектором, или флюидоупором. Диа-, ката-, мета- и гипергенетические изменения во многом зависят от начального типа осадка. Таким образом, если стадийность превращения органических веществ связывается или может быть связана с циклами литогенеза (по Н.Б. Вассоевичу), то "нефтегазонакопления" должны связываться с геотектоническим развитием крупных участков коры с осадочными циклами.

В стадийности превращения органических веществ подчеркивается необратимость процесса преобразования для данного ОВ, находящегося в данной литологической толще. В цикличности процессов нефтегазообразования подчеркивается повторяемость или возможность повторяемости процессов нефтегазообразования для данного участка земной коры, но для разных литологических (осадочных) толщ. Учение о "главной фазе", "нефтяное окно" в зарубежной литературе получило очень широкое распространение. Оценка перспектив нефтегазоносности бассейнов, время образования УВ и формирования их залежей определялись с позиций этого учения.

А.Э. Конторович справедливо считает, что "в зависимости от глубинных процессов формируются во времени и скорость накопления осадков и тепловой поток. Как следствие, скорость генерации УВ в НГБ, общая масса генерируемых в единицу времени УВ хаотически незакономерно меняются во времени, что даже в двух бассейнах близкими могут оказаться и неизбежно окажутся в той или иной мере разнящиеся НГР и неидентичный набор наиболее крупных скоплений УВ" [Контороович, 1991, с. 29-44]. К хаотичному распространению УВ и битумов в породе вернемся несколько позже.

Признавая катагенетическую схему Н.Б. Вассоевича, Н.Д. Еременко никогда не соглашался с выделением "главной фазы" по температурному интервалу как универсальной, единственной и одноактной. Эти положения противоречат представлениям о длительности и непрерывности процессов неф-теобразования. Вызывает сомнения в сам процесс выделения в разрезе "главной фазы". Выделение "главной фазы" нефтеобразования во всех разрезах независимо от возраста слагающих пород производится по повышенному содержанию хлороформенного битумоида и УВ в нем. Возникает вопрос: почему "главная фаза нефтеобразования" во всех породах независимо от их возраста наблюдается именно сегодня? Для термокаталитических реакций температурный интервал 80-170 °С явно недостаточен. В какой степени здесь допустимы замены температуры количеством тепла? И, наконец, если за счет каталитических и биокаталитических процессов это допустимо, то не может ли нижний предел быть опущен значительно ниже, например до 40 ° С (биокатализ)? Биокаталитические процессы преобразования ОВ, которые никогда никем не отрицались, наиболее интенсивно протекают в интервале температур 40-60 °С, поэтому значение нижнего интервала порядка 40 °С представляется вполне логичным.

Еще в 1949 г. Н.А. Еременко, СП. Максимов, Б.А. Тхостов на Северо-Восточном Кавказе выделяли пять циклов битумообразования, связанных с промежутками геологического времени между орогенетическими фазами (не следует путать с пятью степенями преобразования ОВ, приведенного выше). Было выделено пять циклов битумообразования: 1) до донецкой складчатости, затухающей в аалене; 2) между донецкой и адыгейской, охватывавшей период байосса и бата; 3) между адыгейской в ларамийской (верхняя юра и мел); 4) между ларамийской и савской фазами (палеоген); 5) период, охватывающий среднеплиоценовое время.

Со временем проявления орогенических фаз авторы связывали формирование залежей нефти и газа. В цикле нефтегазообразования (ЦНО) они выделяют четыре этапа: 1) накопление ОВ; 2) преобразование ОВ с образованием УВ; 3) региональная миграция и образование залежей УВ; 4) переформирование в разрушение залежей.

Этапы ЦНО непосредственно связаны между собой, обычно последовательно перекрывают друг друга (каждый последующий зарождается в недрах предыдущего и продолжается в последующем) и наследуют особенности как в составе органических веществ, так и УВ. Особенности распределения региональных ЦНО во времени и пространстве позволили авторам [Максимов и др., 1976] сгруппировать их в более крупные единицы и мегациклы. Под мегациклами понимается совокупность ЦНО, объединяемых единым этапом тектогенеза, в течение которого в бассейне нефтегазообразования существовали близкие климатические условия и специфический состав органических веществ.

СП. Максимов с соавторами [1979] отмечают глубокую взаимосвязь между существованием Земли как космического тела и развитием неживой и живой природы, а именно: крупными тектоническими движениями, эволюцией химического и изотопного состава вод океана, изменениями атмосферы, климата и органической жизни, что в конечном итоге проявилось в мегацикличес-ком характере нефтегазообразования. Первоначальные различия биомассы и фациальных условии осадконакопления привели к образованию материнских пород, ОВ которых различается по количеству и составу. Генерируемые ими УВ неодинаковы по химическому составу, структуре, а также по соотношению изотопов серы, водорода в углерода. Для потенциальной оценки запасов нефти и газа важно, что мегациклы неравноценны по запасам нефтей и газа и по типам нефтей.

А.Д. Архангельский [1954] уже в 1927 г. обосновывал нефтематеринские свойства майкопских глин. Далее эта точка зрения подтверждалась многочисленными исследователями [Чепак и др., 1983].

Морские олигоценовые глины содержат сапропелевое ОВ, основным источником которого были планктонные синезеленые водоросли. Глины характеризуются в среднем повышенной концентрацией ОВ - от 1,2-2 до 2,5-3,5 %, т.е. превышающей кларк для палеогена в 1,3-1,8 раза. Степень катагенеза ОВ, по данным Г.М. Парпаровой, достигает на глубине 2—2,4 км градации МК,, а на глубине до 3,5-3,6 км - градации МК₂.

Залегающие в основании мощной преимущественно глинистой толщи май-копа олигоценовые глинистые материнские породы уплотнялись при погружении и генерации летучих продуктов весьма неравномерно. По материалам геофизических исследований (использованы все скважины) выявлены две системы разрезов - открытая и закрытая. Первая - открытая -система выделена по закономерностям уплотнения глин (К_уп = 1,0-1,4), снижениям пористости до величин, характерных для геостатической нагрузки на данной глубине, отсутствиям или небольшим (К_оп = = 1,0-1,3) избыточным поровым давлением вследствие достаточно свободного оттока флюидов. Вторая - закрытая система - характеризуется аномалийно низким уплотнением глин на данной глубине (К_уп = 1,5-2,0), аномально повышенной пористостью, развитием высоких поровых давлений, значительно превышающих гидростатическое (К_оп = 1,3-1,6), что является следствием затрудненного оттока флюидов, в том°числе генерировавшихся органических веществ в катагенезе летучих продуктов [Неручев и др., 1992, с. 26].

В "закрытой" системе при аномалийно высоких давлениях активная импульсная генерация нефти на ГФН проявляется в зоне глубин 1,5-2,4 км. Максимально интенсивность генерации газообразных продуктов (в основном СО₂) проявилась в начале катагенеза, после чего газообразование значительно снизилось, а на основном этапе проявления ГФН почти прекратилось. В углеводородном газе значительную роль играли гомологи метана.

В "открытой" системе при давлении, близком к нормальному, динамика генерации продуктов термической деструкции ОВ значительно различается и заканчивается на меньшой глубине. Довольно значительная интенсивность генерация газообразных продуктов наблюдается не только в зоне протоката-генеза, но и в зоне проявления ГФН.

Весьма значительные различия между "закрытой" и "открытой" системами по, отношению генерирующихся жидких и газообразных продуктов в зоне ГФН. В "закрытой" системе при аномалийно высоком давлении отношение нефти к газу около 1,7, а в "открытой" при близком к нормальным гидростатическим давлениям не превышают 0,2, т.е. генерируются преимущественно газообразные углеводороды.

Деструкция ОВ с образованием значительного количества жидких и газообразных продуктов (до 60 % ОВ) сопровождается увеличением объема вещества в 150-200 раз при нормальных условиях (1 атм, 20°С), а в пластовых в 1,5-2 раза... В зонах свободного оттока флюидов процесс развивался совершенно иначе. Благодаря постоянному оттоку УВ происходило почти нормальное уплотнение глин. Минимумом перового давления характеризовалась нижняя часть пачки, что обеспечивало основное направление миграции генерировавших УВ вниз по разрезу.

Большинство нефтематеринских толщ в период своего уплотнения и интенсивного преобразования ОВ по гидродинамической обстановке находятся в части разреза, характеризующейся злизионным режимом. Наличие элизи-онного режима всегда вызывает дифференцированность поровых давлений по вертикали и простиранию. Таким образом, в пределах объема материнской толщи значения порового давления могут существенно различаться.

Нефтематеринские свиты находятся в крайне напряженном энергетическом состоянии. Такая система стремится к равновесному состоянию. Выравнивание энергетической неоднородности происходит за счет как перераспределения энергии внутри системы (материнской толщи), так и передачи ее (вместе с флюидами) в соседние пласты с меньшим уровнем потенциальной энергии. Этот процесс неизбежно сопровождается упругими, пластичными и разрывными (гидроразрыв) деформациями пород.

Процесс первичной миграции имеет несколько (может быть три) этапов. Первый этап связывается с удалением из ОВ вновь образовавшихся соединений (в том числе УВ) - в большинстве случаев эта стадия так или иначе обусловлена различными видами десорбции. Второй этап - перемещение образовавшихся соединений, входящих в состав нефти, в соседствующие объемы материнской толщи (например, из закрытых пор в открытые или в соседние микротрещины); предполагаются различные механизмы и источники энергии. Третий этап - собственно переход из материнской толщи в коллекторы или другие полости, являющиеся путями для вторичной миграции (трещины, поверхности наслоения и несогласия, стилолитовые швы и т.д.). Говоря о первичной миграции, наиболее часто подразумевают именно третий этап.

Первичная аккумуляция неразрывно связана с первичной миграцией. Большинство схем по миграции базируется на молекулярном уровне перемещения вещества; да и сам процесс образования УВ из органических веществ происходит на молекулярном уровне. Следовательно, каждая сопряженная схема первичной миграции и аккумуляции должна предусматривать обоснование перехода от молекулярного уровня к массе вещества, перемещение которого контролируется законами механики.

В 40-х годах широкое распространенно получила гипотеза о формировании залежей газа за счет газов, растворенных в воде (В.П. Савченко, А.Л. Козлов, Н.П. Ростовцев и др.). Физически явление вполне возможное, если резервуар с насыщенной газом водой испытывает снижение пластового давления (например, вследствие подъема территории). В этом случае вода за пределами газовых залежей должна быть полностью насыщена газом. Похожая схема была предложена Ю.В. Терновым [1976] для объяснения формирования залежей газа в хадумских отложениях Ставрополья (Центрального Предкавказья). По его мнению, перепад между пластовым и геостатическим давлениями на границах хадумского коллектора с перекрывающими и подстилающими его глинами достигает около 150 атм. Можно предположить, что в результате этого большая часть выжимаемого в коллектор газа, растворенного в поровых водах, сразу же переходит в свободную газовую фазу... Как показывают расчеты, для выделения газа в свободную газовую фазу необходимо весьма короткое время — 3,5 тыс. лет, т.е. пластовая вода должна пройти путь по региональному подъему, равный 3,5 км. Таким образом, залежи газа хадумских отложений могли быть сформированы за весьма короткое геологическое время. Но и в этом случае вода предполагается насыщенной газом. Геологически это мало вероятно. До сих пор ни в одном газоносном бассейне не установлена вода, насыщенная полностью (Р_нас ⁼ Р_пл) газом независимо от направления движения бассейна (опускание или подъем) в четвертичное или современное время. Во всех случаях отмечается снижение насыщения газом воды по мере удаления от залежи. Это указывает скорее на разрушение залежей, чем на их формирование. Видимо, другая идея - В.П. Савченко - о струйной миграции оказывается более плодотворной. Не следует только упрощать понятия о струе. "Струей", по-видимому, может быть и насыщенная газом вода, двигающаяся по некоторому ограниченному (разработанному) пути. Если на пути движения такая вода встретит ловушку (поднятую часть пласта с меньшим пластовым давлением), то она может образовать газовую струю или залежь (если есть замыкание). В таком случае потребуется несколько большая нефтесборная площадь и, наконец, при этом не следует полностью отрицать возможность проникновения хотя бы части газа из мезозойских отложений благодаря ступенчатой миграции.

Условия образования нефтяных и газовых месторождений с продуктивными горизонтами в мезозое не могут рассматриваться детально в отрыве от нефтегазоносных бассейнов, их содержащих. В схеме же можно отметить, что главное внимание исследователей привлекли нижнемеловые, юрские и триасовые отложения Прикумской зоны поднятий и Восточно-Манычского прогиба. Именно в разрезах этих комплексов были выявлены основные скопления углеводородов и выполнены многочисленные аналитические исследования по геохимии пород, нефтей и битумов. Большинство исследователей склонны считать, что нижнемеловые, юрские и триасовые отложения являются самостоятельными газонефтепродуцирующими толщами. Сомнения высказываются только о роли сингенетических углеводородов в формировании крупных по запасам месторождений нефти в неокоме - нижнем апте при сравнительно ограниченной мощности нефтегазоматеринских осадков в этой части разреза. Вероятно участие в образовании этих крупных залежей углеводородов, мигрирующих из триасовых и юрских отложений. В пользу этого представления говорит наличие многих "окон" гидродинамической связи между комплексами [Дабиров, 1984], а также факт ограниченной продуктивности неокома - нижнего апта в районах, где в разрезах отсутствуют или распространены спорадически осадки триаса и юры.

Несколько не вяжется с этими представленями распределение приведенных давлений по разрезу. Несомненно, движущей силой перетоков является разность потенциалов приведенных давлений. Максимальные значения приведенных давлений приурочены к неоком-нижнеаптским породам, уменьшаясь вверх и вниз по разрезу. Таким образом, к моменту возникновения такой разницы перетоки становятся маловероятными.

Обращаясь к фактическому материалу по Восточному и Западному Предкавказью, нетрудно заметить, что приведенные давления по разрезу резко колеблются, что ставит под сомнение возможность формирования залежей за счет вертикальной миграции. Возможность формирования той или иной конкретной залежи за счет вертикальной миграции, конечно, не исключается при наличии соответствующих физико-геологических условий, но как обычное явление - это крайне сомнительно.

Более того, рассмотренные материалы по простиранию отдельных горизонтов мезозоя показывают дискретные значения давлений, т.е. само построение гидродинамических карт или карт изменения давлений (по дискретным значениям) является неправомерным. Видимо, резервуары переходят в эли-зионный (эксфильтрационный) режим, приобретают новые свойства. Далекая (от центра бассейна к его краям) миграция при формировании залежи представляется также не очень убедительной. Во всяком случае, такой путь миграции должен иметь очень сложную форму в объеме и, видимо, прерывистую во времени.

Следует оговорить, что бытующая в литературе тема о дальности миграции кажется нам беспочвенной [Еременко, 1984]. Для миграции необходимы три кита": 1) флюид, который может перемещаться в данных физических условиях, в достаточном количестве, чтобы не размазаться по дороге; 2) сила, которая может перемещать данный флюид и 3) путь, по которому может перемещаться данный флюид под действием данной силы. До тех пор пока "все киты на месте" миграция будет идти на любом расстоянии и в любом (сила, путь) направлении. В нашем случае наблюдаются ограничения по пути. Таким образом, формирование залежей происходило, по-видимому, за счет локальной миграции. Может быть, в этом случае нефтесборные площади находятся в непосредственной близости от залежей, как это и предполагал в свое время И.М. Губкин.

Несмотря на различия воззрений на формы миграции углеводородов (в свободном или водорастворенном состояниях, в виде ретроградной газонефтяной системы, растворенной в пластовой воде или газоконденсатного раствора), вопрос о видах миграции решался, как правило, однозначно. Доминирующая роль отведена латеральной миграции, подчиненное значение -вертикальным видам перемещения углеводородов. Расстояния миграционных процессов не оценивались, но концепция дальней миграции из Терско-Каспийского прогиба не получила развития по ряду общегеологических соображений (отсутствие отложений триаса и юры в широкой полосе между Прикумской зоной поднятий и передовым прогибом, а нижнемеловые отложения в этой полосе характеризуются литофациальной изменчивостью). Основными очагами генерации углеводородов являются Восточно-Манычский прогиб и погруженная часть Прикумской зоны поднятий, что подтверждается данными исследований по геохимии РОВ пород и составу углеводородных систем. Картина фактического распространения различных физико-генетических типов залежей (смена с востока на запад по восстанию пластов газовых залежей газоконденсатными и нефтяными) также подтверждает вывод о приуроченности очагов генерации углеводородов к указанным тектоническим зонам.

Фактическое распределение различных газово-генетических типов залежей, приведенное выше, является подтверждением точки зрения исследователей, стоящих на позициях формирования залежей по принципу дифференцированного улавливания (СП. Максимов, В. Гассоу). Эта точка зрения является доминирующей. Имеется, однако, мнение, что подобная схема размещения залежей не противоречит возможности их формирования по принципу гравитационного распределения, если учесть палеоструктурный фактор, а именно: существование вплоть до сарматского времени регионального подъема пластов на восток. Здесь в гипсометрически приподнятой зоне формировались газовые и газоконденсатные залежи, а западнее, по мере погружения пластов, - газоконденсатно-нефтяные и нефтяные. В послесарматское время региональный наклон пластов изменился на противоположный, что привело к обратному соотношению в гипсометрии залегания залежей газа и нефти. Большинство исследователей указывают на факт приуроченности залежей к ловушкам древнего по времени образования и отводят этой связи роль поискового критерия.

В регионе выявлен широкий спектр углеводородных скоплений - газовые, газоконденсатные, нефтяные и их комбинации. Объяснения по вопросу образования этих типов скоплений весьма различны и даже взаимоисключающие.

По мнению одних исследователей, при наличии ловушек в них формируются газовые и газонефтяные залежи. Если последние погружаются, то в них, в зависимости от соотношения газовой и жидкой фаз, происходит растворение нефти в газе или газа в нефти, и образуются, соответственно, газоконденсатная и нефтяная залежи. Другие исследователи считают, что фазовое состояние углеводородов и ловушек обуславливается временем образования жидких и газообразных углеводородов и способностью ловушек улавливать эти углеводороды. Третьи полагают, что различные фазово-генетические типы скоплений являются следствием миграции различных фазово-генетических систем, продуктов разных стадий преобразования РОВ, заполняющих имеющиеся в наличии ловушки или это результат аддиттивного накопления в ловушке продуктов разных катагенетических стадий преобразования РОВ. Начальный тип залежи в ловушке - газ, который затем сменяется газоконденсатом и нефтью. Физически такой процесс трудно себе представить. При наличии потока, последующие более тяжелые порции УВ должны "проскакивать" заполненную ловушку по механизму дифференциального улавливания. Для осуществления схемы с замещением газа необходимо удаление в своде ловушки газа, через покрышку. Но здесь следует иметь ввиду, что до глубины 3-5 км вследствие разности поверхностных натяжений, на границах вода - УВ, нефть будет проходить через глинистую покрышку легче, чем газ.

Существенно важному вопросу нефгегазопоискового районирования посвящен ряд работ: А.И. Летавина, В.М. Перервы [1987]; А.И. Летавина и др. [1987]; Г.Т. Юдина и др. (1968 г.); Г.Т. Юдина, СМ. Чернышева [1978]; Г.Т. Юдина (1978 г.); СМ. Чернышева и др. (1984 г.) и многих других. Итогом работ является установление несомненной связи между тектоническими формами и их нефтегазоносностью, иногда проявляющейся в палеотектоническом плане.

В последние 10-15 лет исследования по проблеме формирования и размещения месторождений нефти и газа существенно сократились. Одновременно изменилась тематическая направленность работ. Это связано со следующими обстоятельствами. Вновь получаемый фактический материал, с одной стороны, не давал оснований для выработки рабочих гипотез, отличающихся от уже известных, а с другой - этот материал не укладывался в рамки положений, разработанных с позиций антиклинальной теории формирования и размещения месторождений нефти и газа. Последнее касается новых генетических типов выявленных месторождений, ранее не характерных для региона. К ним относятся месторождения, смещенные на периклинали структур, неструктурные типы месторождений в разуплотненных глинистых осадках и месторождения выклинивающихся горизонтов, головные части которых водонасыщены. Именно условия формирования указанных типов месторождений явились главным предметом исследований последних лет.

Месторождения, смещенные на периклинали структур, характерены для трещинно-поровых коллекторов эоцен-палеоцена и верхнего мела.

Аномальные условия залегания залежей нефти в этих отложениях на юго-восточных периклиналях Прасковейского и Ачикулакского месторождений были известны ранее [Фомкин, Чернышев, 1963]. Этот факт объяснялся приуроченностью залежей к палеосводам ловушек по схеме, предложенной В. Гориным для месторождения Апшеронского полуострова еще в 1941 г. В результате последующих структурных перестроек палеосводы были расформированы, однако залежи не смогли полностью приспособиться к новой форме ловушек из-за затрудненных условий их перемещения в зоны пониженных коллекторских свойств пород в пределах современных сводов. При этом залежи в слабопроницаемых пластах смещены относительно современных сводов на бульшую величину (например, в хадуме), чем в пластах с повышенными коллекторскими свойствами (верхний мел).

Несколько позже было отмечено, что факт приуроченности залежей нефти к палеосводам структур является прерогативой не только трещинных коллекторов, но также коллекторов порового типа [Чернышев и др., 1965]. На Каспийской площади залежь нефти в юрских песчаниках расположена на северо-западной периклинали структуры и занимает промежуточное положение между современным и палеосводом. Залежь также полностью не приспособилась к современной форме ловушки вследствие ухудшения коллекторских свойств песчаников, за счет окислительных процессов в зоне водо-нефтяного контакта.

Рассмотренный выше механизм только в самом общем плане объяснял строение и условия формирования "смещенных" залежей, но долгое время, из-за ограниченности фактических данных, не имел дополнительных проработок. Однако когда в последующем были получены новые материалы, свидетельствующие о более сложном строении этого типа залежей, интерес к вопросу об условиях формирования последних возрос. Особенно это касалось верхнемеловых залежей. Оказалось, что кроме аномального залегания в пределах структур, залежи характеризуются нетипичной конфигурацией плоскости водонефтяных контактов. Последние, как правило, не представляют собой горизонтальную или наклонную плоскость, а имеют выпуклую форму, обращенную в сторону подошвы резервуара. Аномальная форма ВНК залежей и наличие в резервуаре смеси нефти и воды связывались с неравномерным распределением по разрезу вторичной пустотности (микротрещинова-тости) с различной степенью раскрытости и проницаемости. Последнее, учитывая различные фазовые проницаемости нефти и воды, определило избирательное появление в скважинах нефти и воды на разных гипсометрических уровнях [Шапошников и др. 1976; Бурлаков и др., 1976; Горкушин и др, 1978; Ликов и др., 1980; Чепак и др., 1983; и др.].

Другие исследователи полагают, что "смещенности" залежей относительно современных сводов - это следствие незакономерного проявления по площади гидродинамических напоров, направленных от кровли к подошве резервуара (из материнских осадков палеогена) или напоров непосредственно по латерали резервуара [Горкушин и др., 1976; Судариков и др., 1978].

В целом однозначно вопрос о причинах отмеченных особенностей строения верхнемеловых залежей не решен.

Месторождения в разуплотненных глинистых осадках характерены для нижнемайкопских отложений и отличаются двумя специфическими особенностями строения - коллектором, который представлен разуплотненными аргиллитоподобными глинами, и отсутствием пространственной связи с положительными формами структурного плана по продуктивным пластам.

На эти особенности строения нижнемайкопских отложений одним из первых указали Г.Н. Чепак с соавторами [1983]. К этому времени было открыто наиболее крупное из месторождений - Журавское - и появилась возможность (по геофизическим исследованиям скважин -. ГИСу) выделения в разрезе нефтенасыщенных разуплотненных интервалов.

Стержневой вопрос в модели образования рассматриваемых типов месторождений - природа формирования эффективной емкости глинистого коллектора. Среди предложенных объяснений "арочный" эффект в зоне интенсивных постседиментационных прогибаний [Чепак и др., 1983] или палео-поднятий [Марков и др., 1976], дегидратизация глинистых минералов в зоне катагенеза [Соколов, Храмова, 1989], недоуплотнение глин вследствие роста в них порового давления, проявление дизъюнктивной тектоники [Нарыж-ный, 1986]. О достоверности последнего объяснения свидетельствует факт приуроченности скоплений нефти на Журавском месторождении к участкам развития разрывных нарушений в фундаменте. Эти нарушения в периоды кратковременных активизаций в мезозойско-кайнозойское время создавали в перекрывающих осадках зоны тектонической ослабленности, вплоть до разрыва сплошности пород (сбросы), подобно тем, которые зафиксированы в разрезах верхнего мела ряда скважин не только Журавского, но Воробьевс-кого и Южно-Спасского месторождений [Летавин и др., 1987].

Другой составляющей части модели формирования - спорадическому развитию по площади и разрезу зон разуплотнения избирательно, только в определенных пластах нижнего Майкопа, - дано четкое объяснение в исследованиях Т.Т. Клубовой [1973]. Среди различных глинистых горизонтов только нефтенасыщенные характеризуются повышенным окремнением, последние подвержены разуплотнению при воздействии сил деформации.

Месторождения литологически экранированных пластов, водонасышен-ных в зоне выклинивания. Этот тип месторождений установлен и некоторых горизонтах нижнемеловых отложений. Особенностью их строения является залегание залежи нефти с нормальным водонефтяным контактом ниже по падению от зоны выклинивания пласта, которая водонасыщена. На необычное распределение нефти и воды в некоторых нижнемеловых пластах Прикумского района ранее обращалось внимание [Чепак и др., 1978].

Теоретическая модель образования этого типа месторождений изложена в работе Г.Н. Чепака [1987}. При аккумуляции нефти в литологической ловушке последняя не может вытеснить воду из низкопроницаемых гидрофильных коллекторов, расположенных в зоне выклинивания, а занимает участки с повышенными коллекторскими свойствами ниже по падению пласта.