Граничные условия

Асфальтово-смолистые компоненты¹, аналогичные встречающимся в нефтях, могут быть синтезированы в лабораторных условиях из различных исходных веществ. Лабораторные условия, конечно, значительно отличаются от реальных условий в недрах нефтяных и газовых месторождений. В связи с этим целесообразно указать на некоторые из этих условий, чтобы убедиться, увязываются ли данная теория или результаты лабораторных экспериментов с реальной геологической обстановкой, господствующей в известных нефтяных и газовых месторождениях, т.е. не выходят ли они за пределы разумного геологического барьера [3]. Основными граничными условиями являются следующие:

1. Почти все нафтиды (petroleum) находятся в осадочных отложениях. Эти отложения преимущественно морские, а следовательно, и нафтиды, приуроченные к ним, также морского или близкого к нему происхождения. В то же время значительное количество нефти и газа обнаружено в континентальных отложениях, в которых они, видимо, и образовались. Но учитывая значительную окисленность континентальных осадков, а также то обстоятельство, что они обычно залегают несогласно на морских отложениях, скорее всего следует допускать образование нефти и газа именно в морских отложениях и последующую их миграцию в вышележащие континентальные породы.

2. Нефть, газ и другие нафтиды представляют собой очень сложные смеси различных гомологических рядов углеводородов. Нет двух нефтей, имеющих совершенно одинаковый состав. Главной причиной этих различий, по-видимому, является разный состав первичного исходного вещества, но определенным образом могли сказываться

¹Hydrocarbon compound [буквально ‑ «углеводородное соединение»] ‑ производное углеводорода, содержащее, кроме водорода и углерода, в небольшом количестве также другие элементы, такие, как сера, азот и кислород. [Термин неудачный. Соединения, содержащие, помимо С и Н, еще и гетероэлементы, не являются углеводородными. В данном случае правильнее было бы говорить об асфальтово-смолистых компонентах.]

также и последующие изменения окружающей обстановки, в особенности условия миграции и, кроме того, катализация, полимеризация, колебания температуры и давления, метаморфизм. В то же время элементарный химический состав углеводородных смесей в общем достаточно одинаков, несмотря на существенные различия физических свойств разных нефтей. Большая их часть состоит на 82-87 вес. % из углерода и 11-15 вес.% из водорода.

3. Нефти, газы и другие нафтиды распространены в очень широком стратиграфическом диапазоне ‑ от докембрия до плейстоцена включительно, хотя и в докембрийских, и в плейстоценовых породах находки нафтидов в общем редки и их можно считать аномальными. Тем не менее в докембрийских породах обнаружен органический углерод, генетически связанный с нефтью или нефтеподобными веществами [4]. В некоторых нефтеносных горизонтах ордовика и карбона в конгломератах встречается нефтенасыщенная галька, включенная в общую массу ненефтеносных вмещающих пород. Выветрелые нефтеносные отложения, залегающие несогласно под пенсильванскими породами в Оклахоме, во всяком случае, моложе пенсильванского времени. Асфальтовые песчаники и грэемиты в зоне несогласия в ордовикских отложениях месторождения Люсьен в Оклахоме сформировались, видимо, в ордовикское время [5]. [Эти и другие факты опровергают странное утверждение В.Б. Порфирьева, что образование нефтеносных пород (и вообще залежей) произошло лишь в неогене.] Все это свидетельствует о том, что нефть способна сохраняться, несмотря на ряд неблагоприятных условий, существующих в течение длительного геологического времени [6].

4. До появления метода хроматографии и других аналогичных методов исследования в глинистых и карбонатных породах, составляющих значительную часть осадочной оболочки, не удавалось обнаружить растворимые (в органических растворителях) жидкие нефтяные УВ. Было установлено, что нерастворимое органическое вещество распространено в осадочных отложениях почти повсеместно, но растворимые нефтяные углеводороды найдены не были. Современная методика исследований позволила выявить и растворимые УВ [7], содержание которых достигает 50 баррелей или более на 1 акрфут (65 м³/га-м), но обычно менее 10 баррель/акрфут (13 м³/³га-м). [По данным Н.Б. Вассоевича, кларковое содержание УВ в породах континентального сектора стратисферы составляет около 3 м³/га-м.] Многие углеводороды найдены также в живых организмах.

5. Температура в продуктивных пластах редко превышает 225°F (~400°С), однако в глубоко погруженных залежах в отдельных случаях температуры поднимаются до 300°F (141°C). В некоторых неглубоких залежах пластовые температуры иногда очень невысоки и даже близки к поверхностным. Присутствие в нефтях порфиринов свидетельствует о том. что температура в этих нефтях никогда не превышала 392°F (200°С). поскольку при такой температуре порфирины разрушаются. Иными словами, этот факт служит аргументом в пользу предположения о низкотемпературных условиях нефтегазообразования.

6. Нефтеобразование происходит в анаэробной и восстановительной среде. Наличие порфиринов указывает на то, что анаэробные условия воз-никавзт на самых ранних этапах образования нефти, так как порфирины. будучи производными хлорофилла, быстро и легко окисляются и в аэробной среде долго существовать не могут. О восстановительной обстановка нефтеобразования свидетельствует и низкое содержание в нефтях и газах кислорода, обычно не более 2 вес. %.

7. Колебания давления и температуры в нефтеносных пластах могут быть очень существенными в зависимости от масштабов эрозии, степени дислоцированности, амплитуды вертикальных тектонических движений разного знака. В известных залежах величина пластового давления колеблется от атмосферного до 8-10 тыс. фунт./кв.дюйм (550-700 атм), температуры - от близкой к поверхностной до 250°F (120°С). Однако физические свойства нефтей, несмотря на столь резкие изменения пластовых условий, остаются постоянными. В то же время химический состав их может существенно раз­личаться в зависимости как от условия образования, так и от глубины последующего погружения [8].

8. Анализ геологической истории нефтяных залежей позволяет говорить о том, что в одних случаях не наблюдается никаких следов латеральной или вертикальной миграции, тогда как в других случаях наличие таких миграций не вызывает сомнений. Но каких-либо определенных различий между нефтями, которые можно считать мигрировавшими и образовавшимися на месте своего залегания, не обнаруживается. Следовательно, каждая обоснованная теория происхождения нефти должна быть независимой от явлений, вызванных миграцией. [Заключение более чем спорное.]

9. Время, необходимое для образования нефти и газа и их концентрации в залежах, составляет, по-видимому, менее 1 млн. лет. Наиболее высокая величина отношения количества нефтяных залежей к общему объему пород характерна для плиоцена, закончившегося примерно 1 млн. (?) лет назад [9]. Промышленная нефть обнаружена в самых молодых отложениях позднего плиоцена и даже плейстоцена, например на месторояадении Кирикире в восточной Венесуэле. Залежи нефти выявлены в бакинском [постплиоцен] и апшеронском [верхний плиоцен] ярусах в Азербайджане и Туркмении, СССР. Из плио-плейстоценовых отложений добывается нефть также на месторождении Саммерленд в Калифорнии. В плейстоценовые отложения нефть могла попасть из более древних пород, но в равной степени могла образоваться и в морских аналогах самих плиоценовых отложений, и в этом случае она свидетельствует о минимальном времени, необходимом для ее образования и аккумуляции в крупные залежи. Однако время, необходимое для образования отдельных УВ, может быть и значительно меньше указанного. В современных осадках Мексиканского залива на глубине 3-103 фута (0,9-31 м) обнаружены заметные количества парафиновых, нафтеновых и ароматических УВ - от 9-10^-4 % до 1,17 % от сухого веса осадка [10]. Определение возраста этих углеводородов по изотопу С14 показало, что они образовались примерно 11 800-14 600 ± 1400 лет назад, как и исходное органическое вещество (ОВ) и вмещающие его осадки.

На месторождении Педерналес в восточной Венесуэле 6-метровый пласт песка, заключенный в 60-метровой глинистой толще формации Пария, характеризуется высокой концентрацией УВ - здесь она примерно в четыре раза выше, чем во вмещающих глинах или песках, обнажающихся на поверхности [11]. Определение возраста по С¹⁴ указывает на образование формации Пария в целом менее чем 10 тыс. лет назад, а названного пласта песка ‑ около 5 тыс. лет. Среднее содержание УВ в песке составляет примерно 150 ч. на млн. (0,015%). Вычитая среднее содержание УВ в формаппп Пария, равное 25 ч. на млн. (0,0025%), получим количество УВ, аккумулировавшееся в песке после его отложения, т.е. 125 ч. на млн. (0,0125%) от его веса. Это составляет примерно 0,025 ч. на млн. (0,025×10^-4%) в год, а за миллион лет в этом песке сможет накопиться около 500 баррель/акр.фут и образуется богатое месторождение.