книги / Учение о нефти

в отличие от региональных характеризуются значительно меньшей мощ­ ностью. Покрышки рассматривают исходя из их мощности, состава, физиче­ ских свойств, развития по площади, степени их расслоенности проницаемыми породами.

В ряде районов Туранской плиты выделяется несколько регионально прослеживающихся покрышек. К ним относятся: 1) соляно-гипсовая, карбо­ натно-глинистая и глинистая верхнеюрского возраста, 2) глинистая альбская,

3)глинистая нижнетуронская и карбонатная турон-сенонская.

ВВолго-Уральской нефтегазоносной области, особенно в восточной части платформы, где глинистые покрышки опесчанены в сводах крупных структур, в распределении залежей нефти наблюдается определенная за­ кономерность. Если в нижних горизонтах залежь нефти небольшая по объему, то обычно в верхних горизонтах встречаются залежи большего объема. Так, при сравнительно небольших залежах в девоне можно наблюдать скопления нефти больших объемов в нижнем карбоне. Или же, если в нижнем карбоне имеется небольшая залежь, то обычно в среднем карбоне она значительней.

Впромежуточных толщах-экранах между горизонтами при образовании «литологических окон», возможно трещин, наблюдаются многочисленные нефтепроявления, как бы трассирующие пути миграции нефти из нижних горизонтов в верхние. Подобные примеры особенно характерны для участков территории северного склона Башкирского свода и для Уфимско-Стерлиба- шевского свода.

Для девонских залежей нефти и газа Саратовской области, расположен­

ных в зоне среднего катагенеза, глинистые толщи служат хорошими покрыш­ ками. Встречаются залежи нефти и газа и в зоне позднего катагенеза (жирные и коксовые угли), там, где толщи аргиллитов имеют мощность 100—200 м (например, на Шляховской и Кудиновской площадях Волгоградской области). Однако залежи нефти отсутствуют в терригенном девоне Жирновского и Бахметьевского поднятий из-за воздействия динамометаморфизма на аргил­ литы в своде этих поднятий. Они изменены здесь больше, чем в других рай­ онах Нижней Волги.

На участке широтного течения р. Оби и центральной части ЗападноСибирской низменности в неокоме, а также в верхнемеловых отложениях большей части территории низменности развиты глинистые минералы, со­ держащие 5—10% песчано-алевритовой примеси. В составе глинистых мине­ ралов наибольшим развитием пользуются гидрослюды, в меньшей степени каолинит, монтмориллонит, хлорит и смешанослойные генетические сростки.

Рядом исследователей было показано, что глины по мере глубины их погружения претерпевают структурные изменения, сказывающиеся в отдаче части свободной воды, увеличении плотности и уменьшении пористости. Эти структурные изменения в различных по геологическому строению рай­ онах, возраста глин и их состава могут быть неодинаковы. Даже в случае однотипности глин по составу и при одних и тех же глубинах их залегания, но различии в возрасте, изменение плотностной характеристики у глин не будет одинаковым.

[43] к стр. 179. В годы создания «Учения о нефти» еще не были в достаточ­ ной степени разведаны залежи нефти, приуроченные к карбонатным породам.

В связи с этим И. М. Губкин в большей мере уделил в своей капитальной

370

работе внимание терригенным породам (пески, песчаники, алевролиты), в то же время указав на высокие потенциальные возможности карбонатных пород. Поэтому он внимательно рассмотрел образование в них различных видов пустотности и дал примеры залегания нефтяных залежей. Некоторые новые примеры по районам США, Канады, Западной Европы, Среднего и Ближнего Востока, Африки приводятся в работах А. А. Ханина за 1965 г., А. А. Ба­ кирова и М. И. Варенцова за 1970 г. и др.

Карбонатные породы, главным образом известняки, являются коллек­ торами нефти многих залежей в районе Мид-Континента, штатов Канзас, Оклахома, Техас, Западной Канады и других районов.

Вштатах Техас (западная часть) и Нью-Мексико многие залежи нефти приурочены к палеозойским (начиная от пермской системы до кембрия—ордо­ вика) известняковым и доломитовым коллекторам. Среди них существенную роль играют коллекторы рифовых массивов (Западная Канада, Пермский бассейн США).

Вкарбонатных породах встречается много залежей нефти. Так, на место­ рождении Магнолия (округ Колумбия в штате Арканзас) большое количество нефти добыто из оолитового плотного известняка Смаковер (юра), характе­ ризующегося пористостью 20% и проницаемостью около 1000 мд. Оолитовая формация Рейнольдс, приуроченная к верхней части известняка Смаковер, залегает на обширной площади южного Арканзаса. На месторождении Шюлер оолитовая нефтесодержащая порода имеет пористость 16,7% и про­ ницаемость 1176 мд (средние данные).

Основная часть скоплений нефти в Западной Канаде связана с верхне­ девонскими рифами и миссисипскими органогенно-обломочными карбонат­ ными отложениями. В Западной Канаде залегает большая свита продуктив­ ных органогенных рифов, тянущихся от районов Арктики почти до северной границы США.

Рифовые массивы являются хорошими ловушками нефти (Ледюк, Иннисфейл и др.). Так, в Западной Канаде около 45% запасов нефти и конден­ сата и 16% газа сосредоточено в рифах отложений Ледюк девонского воз­ раста. Наибольшие запасы нефти и газа связаны с рифами, расположенными

между шельфовой полосой и цепочкой рифов Римбей—Ледюк—Клайд, а также между цепью рифов Римбей—Ледюк и поднятием Пис-Ривер.

На нефтегазовом месторождении Ледюк—Вудбенд (Канада) разрабаты­ вается залежь D-3A (верхний девон), приуроченная к рифовому массиву, сложенному отложениями Ледюк девонского возраста. Средняя глубина залегания продуктивных пород составляет 1628,8 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная мощность пород-коллекторов равна 10,8 м, газонасыщен­ н а я — 15,2 м. Пористость цород (средние данные) равна 8%; содержание остаточной воды составляет в среднем 15%; проницаемость (средние данные) по напластованию — 100 мд, в вертикальном направлении — 10 мд.

Крупнейший рифовый барьер установлен в Пермском газонефтеносном бассейне (западная часть штата Техас). Барьер сложен рифогенными изве­ стняками и доломитами и расположен в периферийной части крупной впа­ дины. Длина рифового барьера Капитан достигает 550 км, ширина — до 25 км и мощность рифовых образований — до 600 м. С рифами связаны мно­ гие месторождения нефти и газа.

24* 371

Самое крупное месторождение газа во Франции—Лак—открыто в конце 1951 г. к северу от Пиренеев и к востоку от Бискайского залива. Глубина залегания продуктивного газоносного горизонта на разных участках колеб­ лется в пределах 3200—4500 м. Верхняя продуктивная часть разреза сло­ жена известняками неокома и валанжина мощностью 300 м. Они характери­ зуются средней пористостью около 1% и проницаемостью, не превышающей 0,1 мд. Средняя основная продуктивная пачка представлена верхнеюрскими известняками, характеризующимися переменной мощностью от 15 до 50 м, пористостью (средние данные) от 6 до 7%. Нижняя продуктивная пачка сло­ жена портяандскими известняками, мощностью 150 м, с пористостью в кровле — 7% и подошве — до 1%, с проницаемостью — долимиллидарси.

Месторождение содержит углеводородный газ с примесью 15% сернистого газа и 9% углекислого газа.

Первоначальное пластовое давление продуктивного горизонта на глу­ бине 3700 м составляло 675 кг/см2. Забойная температура колеблется от 120 до 135° С в зависимости от глубины залегания, продуктивного горизонта.

На Среднем и Ближнем Востоке, главным образом в Ираке, Иране, Кувейте и Саудовской Аравии, наблюдается наибольшая концентрация крупных нефтяных месторождений в мире. Значительная часть нефти со­ держится в известняковых породах-коллекторах, приуроченных к крупным антиклиналям. Нефтяные месторождения в основном расположены в преде­ лах Месопотамской впадины и в восточных краевых областях погружения плиты Аравийской платформы.

В пределах Месопотамской предгорной впадины расположены нефтяные месторождения юго-западного Ирана й Северного Ирака. Основным продук­ тивным горизонтом нефтяных месторождений юго-западного Ирана (Мес- джере-Солейман, Ага-Джари, Хафтгель и др.) и северного Ирака (Киркук, Айн-Зала, Бутма, Нефтжане и др.) является толща известняков асмари (эоцен). В Иране известные залежи нефти приурочены к огромным анти­ клинальным складкам и ограничены краевой-и подошвенной водой. Коллек­ торы представлены главным образом плотными известняками и доломитами асмари, разбитыми многочисленными трещинами и разрывами, способствую­ щими притоку нефти к забоям скважин.

Коллекторы представляют собой систему, состоящую из пористых блоков и сети трещин. Основные запасы нефти содержатся в малопроницаемых блоках, тогда как трещины содержат незначительные объемы нефти и служат путями фильтрации пластовых жидкостей. В разрезе асмари выделены три группы пород: высокопродуктивные коллекторы, плохие коллекторы и плотные породы не коллекторы. Характеристики пород-коллекторов место­ рождений Среднего и Ближнего Востока, Сахары, Западной Европы и Се­ верной Америки приведены в книге А. А. Ханина (1965 г.).

В своей монографии И. М. Губкин указывает, что в СССР нефть в про­ мышленных количествах'обнаружена в артинских известняках района Чу­ совских Городков и в Ишимбаевском районе.

[*4] к стр. 179. За прошедшие 40 лет после выхода в свет книги И. М. Губ­ кина «Учение о нефти» было открыто много месторождений нефти и газа в карбонатных породах ряда регионов нашей страны.

372

Промышленная нефтеносность верхнефаменских отложений верхнего девона в -Башкирии впервые была установлена в 1957 г. на Субханкуловской площади. В дальнейшем в карбонатных отложениях Туймазйно-Серафимов- ского региона на ряде площадей были открыты нефтяные месторождения. В карбонатных отложениях были открыты залежи нефти в фаменских отло­ жениях Туймазинского, Стахановского, Чекмагушевского, Шкаповского, Югомашевского и других месторождений.

Ряд нефтепроявлений установлен в карбонатных породах франского яруса. Промышленные залежи нефти в карбонатных отложениях девона Башкирии в настоящее время известны в известняках бийского горизонта эйфельского яруса среднего девона, в доманиковом горизонте среднефранского подъяруса верхнего девона, в известняках верхнефранского подъ­ яруса и в известняках верхнефаменского подъяруса.

Наиболее разведанным и геологически изученным месторождением, содержащим промышленные залежи нефти в карбонатных коллекторах, является Субханкуловское месторождение. Нефтеносны отложения верх­ нефаменского подъяруса, представленные плотными крепкими мелкокри­ сталлическими известняками. Участками известняки трещиноваты. Трещины выполнены глинистым материалом. Нефть приурочена к отдельным прослоям трещиноватых известняков, общая мощность которых достигает 16 м.

В Куйбышевском Поволжье до 1950 г. разрабатывались нефтяные и газовые залежи, приуроченные к карбонатным породам пермского возраста, а в дальнейшем были открыты и стали вводиться в разработку залежи пласта ДЛ в кровле данково-лебедянских слоев верхнего девона (Покровка, Золь­ ный).

В Саратовском Поволжье в девонских отложениях с карбонатными кол­ лекторами связан ряд продуктивных горизонтов.

К пласту Да—IV живетског-о яруса, сложенному известняками органо­ генно-обломочными, пелитоморфными, мелкозернистыми доломитизированными, со следами выщелачивания и размыва, приурочены нефтяные залежи Багаевская и Соколовогорская. Встречены нефтяные залещи и в верхней части семилукских слоев, представленных известняками органогенно-обло­ мочными, конгломератовидными, мелкокристаллическими, с пористостью 2—5% и проницаемостью 0,01—0,10 дарси (Соколовогорское и др.).

На ряде площадей Волгоградской области в отложениях девона вскрыты залежи нефти и газа. Так, на Бахметьевской площади в евлановско-ливен- ских слоях франского яруса в известняках, доломитах и доломитизированных известняках, с пористостью в-среднем около 11% и суммарной мощностью, равной 12 м , встречена газонефтяная залежь. В этом же стратиграфическом горизонте на Жирновской площади в известняках детритусовых, мелкообло­ мочных, с пористостью 1,5—13% в средней пачке, мощностью от 25 до 38 м, также обнаружена газонефтеносная залежь.

В каменноугольных отложениях Куйбышевского Поволжья за послед­ ние годы выявлено много залежей нефти, приуроченных к карбонатным породам турнейского яруса окского подъяруса и верхней части башкирского яруса.

Характерной особенностью залежей в карбонатных коллекторах, раз­ витых на площади Среднего Поволжья, является наблюдаемая в болыпин-

373

стве случаев изолированность их в подошве вторичным кальцитом и вязким битумом от нижележащих пластовых вод.

Условиями вторичной цементации следует объяснить и наблюдаемую обычно закономерность ухудшения коллекторских свойств карбонатных пластов к подошве залежей, поэтому менее благоприятные условия для раз­ работки залежей создаются на пологих крыльях поднятий.

На" месторождениях Оренбургской области также начали широко во­ влекать в разработку залежи нефти, приуроченные к карбонатным породам в девоне и карбоне, а также залежи газа в карбоне и перми. Породами-кол­ лекторами газа Оренбургского газоконденсатного месторождения являются известняки органогенно-обломочные, микрозернистые и другие нижнеперм­ ского и каменноугольного возраста. Коллекторы газа по типу пустотного пространства характеризуются межзерновой и трещинной пористостью.

Смешанный тип пустотного пространства карбонатных пород Оренбург­ ского газоконденсатного месторождения, неодинаковая интенсивность про­ явления межзерновой и трещинной пористости как по разрезу, так и по простиранию сказались на различии емкости и проницаемости отдельных участков разреза. Этому способствовала различная интенсивность проявле­ ния тектонической напряженности и разрядки на площади месторождения. В основном трещиноватость более развита в купольной части и южном по­ гружении структуры и в меньшей степени в северном. В разрезе наблюдается перемежаемость прослоев пород пористо-проницаемых и весьма слабо про­ ницаемых, способствующих возникновению вертикальной зональности кол­ лекторских свойств. Пористо-проницаемые породы характеризуются прони­ цаемостью (по керну) от 0,10 до 100 мд и пористостью открытой (взаимосвя­ занные поровые каналы) от 10 до 20%. Слабопроницаемые породы отличаются низкой пористостью матрицы (участка породы, не рассеченного трещинами) от долей до 5% и проницаемостью менее 0,10 мд. Трещинная пористость и раскрытость трещин изучалась в больших шлифах и образцах керна различ­ ными методами. В силу интенсивной раздробленности пород трещинами по­ следние характеризуются повышенной трещинной емкостью, составляющей от 0,20 до 2%.

Крупное в Тимано-Печорской провинции Вуктыльское газоконденсат­ ное месторождение характеризуется огромным (1350 м) этажом газоносности и сложным строением залежи, приуроченной к породам-коллекторам норо­ вого и трещинного типов различного возраста и литологического состава.

Промышленная газоносность Вуктыльского месторождения связана преимущественно с карбонатными отложениями от нижнеартинского подъ­ яруса нижней перми до визейского яруса нижнего карбона включительно. К ним относятся различные типы известняков, доломитов и доломитизированных известняков от сильно уплотненных глинистых, окремненных и тонко­ кристаллических до высокопористых, проницаемых и сильно выщелоченных кавернозно-карстовых доломитов, распространенных в верхнемосковском подъярусе среднего карбона.

Газоносные породы залегают на глубинах от 2000 до 3500 м. Средняя мощность продуктивного разреза более 1000 м. Породы, слагающие продук­ тивный пласт, с той или иной степенью интенсивности разбиты микро- и макротрещинами. Породы-коллекторы по пустотному пространству харак­

374

теризуются межзерновой, трещинной и в меньшей степени кавернозной пористостью. Мощность отдельных пористо-пропицаемых прослоев обычно составляет 1—5 м, иногда достигая 10—15 ж. Суммарная мощность этих прослоев для среднего карбона изменяется от 60 до 120 м.

Трещины в основном развиты в плотных разностях карбонатных пород, пористость которых обычно составляет 1—2%, редко возрастая до 3%. Проницаемость матрицы, определенная стандартными лабораторными мето­ дами, измеряется тысячными и сотыми долями миллидарси. Трещины имеют, по Я. Н. Перьковой, раскрытость 7—30 мк, чаще — 10—20 мк. Порообразные расширения (до 300 мк) среди трещин имеют округлую или эллипсоидаль­ ную форму. В разрезе в основном присутствуют следующие типы коллекто­ ров (средние данные): тонко-порово-трещинный (70%), порово-трещинный (15%) и трещино-поровый (15%).

Открытая пористость пород с межзерновой пористостью изменяется от 0,1 да 27,2%, проницаемость — от менее 0,001 мд до 4500 мд. Распреде­ ление коллекторов' в разрезе месторождения неравномерное. Отложения московского яруса среднего карбона, являющиеся основным эксплуатацион­ ным объектом, характеризуются большим диапазоном изменения пористости и проницаемости. Они представлены доломитами зернистой структуры, в различной степени пористыми и мелкокавернозно-пористыми; известня­ ками органогепно-детритусовыми и органогенно-обломочными; доломитизированными известняками и известковистыми доломитами. Наиболее высокими коллекторскими показателями обладают равномернозернистые и каверноз­ ные доломиты.

[4Б] к стр. 205. И. М. Губкин разработал одну из первых подробных клас­ сификаций ловушек нефти и газа, охватывающую все известные в то время типы ловушек и основанную на анализе материала по всем нефтеносным провинциям мира. В классификации разделены структурные и литологиче­ ские (тектонически не нарушенные) ловушки. Наиболее дробно подразделены тектонические, или структурные, формы, которым И. М. Губкин совершенно правильно придавал ведущее значение. Известно, что в классификации заложено начало подразделению структур по размерам (порядкам) с разде­ лением антиклиналей на большие и малые (складки наиболее распространен­ ного типа). Структуры разделены также по степени их удлинения, при этом границей между вытянутыми и куполовидными складками служит соотно­

Важным является вывод И. М. Губкина о том, что ловушки редко бы­ вают чистого типа. Почти всегда они несут признаки двух или нескольких типов.

Однако классификация не является логически выдержанной до конца, но следует иметь в виду, что, когда И. М. Губкин писал эту книгу, в геоло­ гии почти не было строгих классификаций, да и сейчас они еще редки. На­ пример, литологические ловушки тоже располагаются на моноклиналях и по этому признаку должны бы быть включены в рамки структурной класси­ фикации, подобно стратиграфическим и рукавообразным ловушкам. Некото­ рым оправданием этому может служить бытовавшее в то время мнение о су­ ществовании горизонтально лежащих ненарушенных слоев.

375

Рукавообразные залежи правильнее было бы относить к группе литоло­ гических ловушек.

Хотя классификация И. М. Губкина и отлична от принятых в настоящее время классификаций, но она имеет право на существование наряду с совре­ менными, так как в основу положены ясные принципы выделения ловушек, связанных с тектоническими структурами, а также ловушек, располо­ женных на моноклиналях |вне связи- с замкнутыми тектоническими фор­ мами.

[4eJ к стр. 302. Продукты, полученные в результате осуществленных К. В. Харчиковым опытов, остались мало изученными. К. В. Харчиков и другие экспериментаторы второй половины прошлого века (и первого, деся­ тилетия нашего) очень легко относили разного рода «маслянистые» вещества если не к нефтям, то к нефтеподобным продуктам. Между тем детальное изу­ чение последних, осуществленное позже, когда химики располагали несрав­ нимо бблыпими аналитическими возможностями, показало, что в этих про­ дуктах доминируют не черты сходства, а черты различия с природными нефтями.

[47] к стр. 303. Впервые сжато свою гипотезу Д. И. Менделеев доложил 15 октября 1876 г. на заседании Русского химического общества. В своих «Основах химии» Д. И. Менделеев, ссылаясь на опыты Клоэца, исследовав­ шего углеводороды, происходящие из чугуна при растворении его соляной кислотой, сообщает также о своих опытах по обработке кристаллического марганцовистого чугуна (с 8% углерода) той же кислотой, в результате ко­ торых он «. получил жидкую смесь углеводородов по .запаху, виду и реак­ циям совершенно такую же, как природная нефть» (т. I, изд. 13-е, М.—Л., Гос. н.-техн. изд-во хим. лит., 1947, стр. 564.)

Много лет спустя, в 60-е годы нашего столетия, методом газовой хрома­ тографии был изучен состав углеводородной фракции, полученной при дей­ ствии соляной кислоты на карбид железа. И оказалось, что эта смесь углево­ дородов состоит из тысяч различных изомеров. Не отмечается никаких ано­ малий в отношении заметного преобладания каких-либо индивидуальных соединений, что так примечательно для природных нефтей, где из необозри­ мого множества возможных углеводородов встречаются лишь единичные. Например, из 366 319 изомеров углеводорода С2оН42 в природе найден только фитан и еще два других углеводорода. Для нефтей, как и для микронефтей, примечательна резкая, «аномальная», обогащенность отдельными углево­ дородами, обязанными своим происхождением определенным, широко рас­ пространенным биохимическим соединениям, например стероидам, пигмен­ там и др.

Гипотеза Д. И. Менделеева вообще никогда не пользовалась большим успехом у геологов, всегда предпочитавших различные варианты органиче­ ских теорий. С начала нашего века карбидная гипотеза Д. И. Менделеева стала быстро терять приверженцев среди химиков. Этому способствовало изу­ чение оптической активности нефтей, результаты экспериментов по получе­ нию нефтеподобных продуктов из различных биоорганических веществ, установление зависимости свойств нефти от свойств углей во вмещающих ее (или в смежных) свитах и другие доказательства образования нефти в оса­ дочной оболочке Земли за счет захороненного в ней органического вещества.

376

Все выдающиеся русские и советские геологи и геохимики стояли на позициях органической теории, придерживаясь несколько различающихся ее вариантов. Достаточно назвать академиков Н. И. Андрусова и А. Д. Ар­ хангельского, Г. Михайловского, Д. В. Голубятникова, К. И. Богдановича и многих др. То же можно сказать и о нефтяниках других стран.

[48] к стр. 311. Следует добавить, что вскоре после этих опытов К. Энглер стал придерживаться «смешанного» варианта своей жировой гипотезы, т. е. образования нефти из жиров как низших растений, так и животных, вхо­ дящих в состав планктона.

В нашей литературе 30-х—40-х годов часто приписывают К. Энглеру (или К. Энглеру и Г. Гёферу) мнение об образовании нефти из чисто «живот­ ного материала». Так, например, Н. А. Орлов в 1933 г. писал в «Природе» (№ 12, 1933), что «. теория Энглера—Гёфера. считает единственным материалом. . животные жиры» (стр. 14). И дальше говорится, что развитие науки «. . . приведет к полному вытеснению старых представлений Энглера о роли животных жиров в этом процессе. .» (стр. 25).

Аналогично представлял себе гипотезу К. Энглера и А. Ф. Добрянский. Следует разъяснить, что идею об образовании нефти из остатков живот­ ных химик К. Энглер заимствовал у геолога Г. Гёфера, с мнением которого он очень считался. Свою статью 1888 г. «К. вопросу о происхождении нефти» К. Энглер начинает ссылкой на «прекрасную работу» Г. Гёфера «Нефть и родственные с ней вещества» и с напоминания, что гипотезу животного про­

исхождения высказывал еще Леопольд фон Бух.

Именно под влиянием Г. Гёфера К. Энглер отверг гипотезу растительного происхождения нефти. Геологические доводы в пользу образования нефти из остатков животных были для К. Энглера приматом. С чисто же химической точки зрения он не мог исключить растения из числа веществ, исходных для нефти. «Мы химики, — писал он в своей статье, — склонны считать расти­ тельные вещества субстратом для образования нефти. Но если палеонтологи представляют нам неизмеримые количества животного вещества, что они могут свободно сделать ввиду огромных масс ископаемых остатков живот­ ных, то вопрос о происхождении нефти'из животных остатков, помимо геогностических отношений, станет настолько же законным, как и о проис­ хождении из остатков растительных» (цйт. по переводу из «Горного журнала», 1888, т. III, стр. 311).

В данном случае мы имеем пример отрицательного влияния геолога на химика, влияния, от которого К. Энглер потом освободился, — он-стал счи­ тать повинными в нефтеобразовании и растительные, и животные жиры.

Поэтому нельзя считать, что К. Энглер был сторонником «животного происхождения нефти».

[4в] к стр. 312. Как уже сообщалось выше (примечание [48]), К. Энглер потом изменил свою точку зрения. Раньше он действительно считал основ­ ным источником нефти животные жиры, но и тогда допускал, в виде исключе­ ния, возможность образования нефти из жира и диатомовых водорослей. На К. Энглера не могли не оказать влияния работы Г. Кремера и А. Шпилькера, связывающие образование нефти с жирами и восками в составе диато­ мовых. Позже К. Энглер расширил свою гипотезу и в новом виде ее правиль­ ней всего называть жировой («смешанной»).

377

[б0] к стр. 317. Этот один из принципиально важных тезисов органической теории происхождения нефти в первом издании книги был приведен без раз­ рядки. Появление .разрядки во втором издании показывает, что И. М. Губ­ кин за минувшие 5 лет еще больше укрепился в справедливости и особой важности рассматриваемого положения. Данная им формулировка просится в эпиграфы ко многим публикациям последних лет, посвященных проблеме происхождения нефти.

Представление о широкой распространенности «диффузно-рассеянной

[51] к стр. 322. Это указание И. М. Губкина имеет большое методологиче­ ское значение. Различные экспериментаторы получили нефтеподобные про­ дукты (нередко очень далекие по молекулярному составу от природных нефтей) из самых разнообразных веществ — из рыб, растений, различных твер­ дых каустобиолитов и т. д., а также путем органического синтеза или комби­ нированным путем. Однако в большинстве случаев эти опыты не моделиро­ вали природные условия. Только в самые последние годы удалось осуществить ряд экспериментов по получению нефтяных углеводородов путем термолиза и (или) термокатализа природного сапропелевого органического вещества. Эксперименты проводились в условиях, близких к природным, и дали весьма ценный материал. (См. книгу «Геология и разведка нефтяных и газовых ме­ сторождений. Материалы VII Международного нефтяного конгресса». Под ред. акад. А. А. Трофимука. М., «Недра», 1970).

[62] к стр. 335. Приведенная формулировка не совсем точна. Подавляю­ щая масса иефтематеринских отложений не может быть названа «органиче­ скими», или «биогенными». Обычно это глинистые или мергелистые породы, иногда с примесью алевритового материала, содержащие к началу главной фазы нефтеобразования (когда степень углефикации органического вещества достигает подэтапа «Д») от п-10_1до п % органического углерода; значительно реже содержание Сорг в нефтематеринских породах превышает 10—15%.

[63] к стр. 335. Позже И. М. Губкин стал допускать возможность образо­ вания нефти и в отложениях, формировавшихся в пресноводных бассейнах. Так, в своем незаконченном труде, посвященном Урало-Волжской нефтенос­ ной области (этрт труд можно датировать 1939 г.), И. М. Губкин рекомендовал для решения вопросов, связанных с нефтеобразованием, изучение «. . дон­ ных отложений сапропелевого типа в современных водоемах как пресных, тад и в особенности с пониженной или нормальной соленостью воды» (Избр. соч., т. I, 1950, стр. 549).

[54] к стр. 337. И. М. Губкин один из первых ввел в нашу литературу тер­ мин «кероген», предложенный в 1912 г. английским профессором (A. CrumBrown) для органического вещества шотландских горючих сланцев. Позже некоторые американские химики стали неправильно называть керогеном только дебитуминированную часть органического вещества пород. Эту ошибку

378

разделила часть советских исследователей, распространяющих некоторые чисто химико-аналитические термины (иногда вообще неудачные, например, «остаточное органическое вещество» для нерастворимой в чем-либо части углеродистого органического вещества) на природные объекты в их естествен­ ной обстановке.

[5Б] к стр. 340. Т. Л. Гинзбург-Карагичевой, на которую ссылается И. М. Губкин, принадлежит приоритет в открытии микрофлоры в водах неф­ тяных месторождений. К сожалению, Т. Л. Гинзбург-Карагичева не пред­ ставляла себе отчетливо роль этой микрофлоры в недрах, допуская, напри­ мер, ее участие в генерации нефтяных углеводородов. Между тем в этом про­ цессе, как и в образовании липоидов, этих предшественников углеводородов, повинна микрофлора, обитающая в илах в зоне диагенеза. Те же бактерии, в частности сульфат-редуцирующие, которые населяют «нефтяные воды» в зоне гипергенеза, не творят, а уничтожают нефть.

Таким образом, в длительном и многогранном процессе нефтеобразования микробиальные процессы дважды выступают как важный фактор — пер­ вый раз на раннем, диагенетическом, этапе и второй раз — на позднем,

нефтеобразования, большое значение. Роль давления была рассмотрена им всесторонне. Он считал, что «силы давления», возможные величины которых на соответствующих глубинах в недрах оценивались им в 300—1000 атм, способствовали переходу «диффузно-рассеянных в глинах нефти и газа» в пористые породы. Но И. М. Губкин считал повышенное давление фактором, стимулирующим «битуминизацию органических матрриалов». В этом отно­ шении на него оказали влияние опыты Мак-Коя (McCoy) и Трэгера (Trager) над керогеном.

[57]к стр. 344. Температурному фактору в нефтеобразовании (хотя он является в сущности ведущим) И. М. Губкин уделил меньшее внимание, чем давлению. Как сейчас твердо установлено, главная фаза нефтеобразования может развиваться в зоне с температурой более 50—60° С (в среднем темпе­ ратура в этой критической зоне — 100+35° С).

Важно подчеркнуть, что И. М. Губкин правильно заострял внимание на необходимости рассматривать фактор температуры совместно с фактором времени. Он привел высказывание ряда исследователей об «. . обратной за­ висимости значения температуры от времени». Позже идею о том, что геоло­ гическое время может компенсировать температуру, развивал в своих трудах

В.А. Соколов, а в самое последнее время — Н. В. Лопатин.

[68]к стр. 346. Из всего сказанного очевидно, что И. М. Губкин представ­ лял себе процессы нефтеобразования длительными, непрерывными и, в то же время, стадийными. Судя по докладу, прочитанному в 1937 г. на XVII сес­ сии Международного геологического конгресса, он выделял две основные стадии — первую, основную, охватывающую весь процесс от отложения осадков с органическим веществом до формирования залежей нефти, и, вто­ рую, стадию разрушения залежи (Избр. соч., т. I, 1950, стр. 489). Из описа­ ния первой стадии с очевидностью вытекает, что внутри ее И. М. Губкин различал «подстадии» (не употребляя этого термина), именуя их в книге «Учение о нефти» иногда «периодами», иногда «стадиями». Хотя и не так

379