Движение флюидов: происхождение нефти и формирование месторождений углеводородов

Определение и понятие флюидодинамики осадочных бассейнов. Анализ существующих гипотез происхождения нефти и формирования месторождений углеводородов. Критика осадочно-миграционной теории происхождения нефти и взгляды современных ученых на эту проблему.

Кафедра общей и прикладной геофизики

Реферат

по гидрогеологии

на тему:

« Движение флюидов: происхождение нефти и формирование месторождений углеводородов»

Выполнил: студент группы 3152

Черников М. А.

Проверил: Джамалов Р. Г.

Дубна, 2004


Оглавление

ВВЕДЕНИЕ

1. СУЩЕСТВУЮЩИЕ ГИПОТЕЗЫ (ТЕОРИИ) ПРОИСХОЖДЕНИЯ НЕФТИ

1.1. Осадочно-миграционная гипотеза

1.2. Критика осадочно-миграционной "теории" происхождения нефти

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Реферат посвящен одной из сложнейших проблем современной геологии – флюидодинамике осадочных бассейнов (ОБ), происхождению нефти и формированию месторождений углеводородов (УВ), обсуждаемой в научной литературе более 100 лет и не нашедшей кнастоящему времени однозначного решения. В докладесделана попытка обобщения накопившейся кнастоящему времени информации, включающей огромный и разнообразный теоретический, экспериментальный и эмпирический материал о нефтегазоносных структурах, геохимических исследованиях, геодинамике, гидрогеодинамике и др.

Проблема происхождения нефти и формирования месторождений УВ рассматривается исключительно с гидрогеологических позиций, включая региональные закономерности формирования глубоких подземных вод в пределах артезианских бассейнов, и в первую очередь положение в пространстве областей питания, разгрузки и транзита.

При работе над рефератом автор пытался не обойти ни одного факта, свидетельствующего в пользу той или иной "теории" происхождения нефти: органической (осадочно-миграционной, биогенной, флюидодинамической и других разновидностей органической теории), минеральной (неорганической, эманационной), базирующейся на представлениях о широких масштабах дегазации Земли и других гипотезах. Реферат сделан главным образом на публикациях последних лет, данных ряда совещаний и конференций, посвященных этой проблеме и собравших крупных специалистов, разрабатывающих различные направления исследований в области происхождения нефти и формирования месторождений УВ. Это:

1. Международная научно-практическая конференция "Генезис нефти и газа и формирование их месторождений как научная основа прогноза и поисков новых скоплений", Чернигов, февраль 2002 г.; 2. Научно-практическая конференция "Перспективы нефтегазоносности кристаллического фундамента на территории Татарстана и Волго-Камского региона", Казань, декабрь 1998 г.; 3. Международная конференция "Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть и газ", Москва, май 2002 г.; 4. Шестая международная конференция "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр", Москва, май – июнь 2002 г.

Несколько вводных замечаний.

– Под флюидами понимается газ, вода, нефть, расплавленные горные породы (магма), движущиеся под действием градиента давления.

– Под флюидодинамикой понимается не только восходящая субвертикальная миграция флюидов (газоводяная смесь различного состава и температуры), но также движение по напластованию пород инфильтрационных, элизионных вод и флюидов различного генезиса, т.е. пространственное трёхмерное движение.

– Представляется преждевременным называть теорией ту или иную концепцию (взгляды) о происхождении нефти и формировании месторождений УВ. Любая теория должна не только объяснять всю совокупность фактов, наблюдаемых на природных объектах, но и являться основой прогнозирования с высокой степенью достоверности перспектив нефтегазоносности и поисков промышленных месторождений УВ в том или ином регионе. Пока ни та, ни другая "теории" и их модификации этого сделать не в состоянии. Поэтому в настоящее время следует говорить лишь о концепциях, или гипотезах происхождения нефти.

Сейчас проблема формирования глубоких флюидов далека от своего решения. Связано это с рядом причин, главными из которых являются:

1. Сложность объекта исследования, заключающаяся в том, что:

а) глубокие флюиды обладают переменной плотностью в пространстве, в связи с чем возникает ряд методических сложностей при оценке направлений и скоростей их движения. На практике это приводит к тому, что для одного и того же региона (участка разведки) на одном и том же фактическом материале различными исследователями строятся карты с разнонаправленными, нередко противоположными направлениями движения флюидов;

б) формирование глубоких флюидов осуществляется в упруго-деформируемых средах. Следовательно, при любых построениях необходимо учитывать внешнее воздействие, т.е. влияние естественных геодинамических процессов, а в нарушенных хозяйственной деятельностью человека условиях – антропогенное воздействие. Необходимость учета внешнего воздействия на систему флюид – горная порода приводят к значительному усложнению уравнений, описывающих движение флюидов;

в) формирование глубоких флюидов практически всегда сопровождается фазовыми переходами в системе флюид – порода. Эти взаимосвязанные процессы при переменных во времени термодинамических условиях приводят к существенному изменению емкостных и фильтрационных свойств пород, изменению химического и газового состава флюидов и их температуры, новоминералообразованию, т.е. к частичному или полному преобразованию как пород, так и флюида.

В силу многообразия и неоднородности минералого-литологического состава пород, неоднородности теплового и флюидодинамического полей, неоднородности поля напряженности эти процессы протекают с разной интенсивностью и с разными последствиями в каждой точке пространства, что формирует существенную неоднородность многих геологических и физических полей.

2. Отсутствие единой методологии изучения нефтегазоносных горизонтов. В настоящее время преобладает, к сожалению, односторонний подход. Прежде всего это проявляется в том, что изучаются отдельные аспекты этой проблемы в отрыве от других. Например, все выводы о направлениях движения основаны на анализе карт пластовых давлений без изучения емкостных и фильтрационных свойств вмещающих пород. Нередко при изучении формирования глубоких флюидов выдвигается какая-либо гипотеза, которой отводится доминирующая роль, и забывается при этом о многофакторности их формирования, т.е. отсутствует комплексный подход и всесторонний анализ с количественной оценкой (хотя бы в факторно-диапазонной постановке) всех возможных процессов, совместно или порознь определяющих формирование глубоких флюидов. В большом объеме фактического материала ищется подтверждение этой гипотезы и, как правило, находится.

Ярким примером некоторой однобокости является представление о компрессионном движении глубоких флюидов на элизионных этапах развития ОБ. В основу этих представлений положен реальный физический процесс – уплотнение горных пород вообще и глинистых в частности на протяжении всей геологической истории развития нефтегазоносных бассейнов, в процессе которого в свободное состояние переходят все виды вод (поровая, связанная, кристаллизационная) и поступающие затем в хорошо проницаемые породы и создающие там повышенные пластовые давления. При этом пластовые давления там больше, где больше мощность и глубина погружения глинистых пород. Если это так, то движение глубоких флюидов направлено из наиболее погруженных частей ОБ к их периферии. При этом не принимаются во внимание ни скорости приращения горной нагрузки и их соотношение со скоростями релаксации пластовых давлений, ни соотношение фильтрационных сопротивлений хорошо и слабопроницаемых пород, ни соотношение инфильтрационного и элизионного питания, отнесенных к единице времени и площади и др. Такой упрощенный подход создает иллюзорные представления о направлениях движения глубоких флюидов, основанные, тем не менее, на реальном физическом процессе.

Не менее показательна в односторонности подхода к формированию глубоких флюидов теория файлюации А.Г. Арье (1987 г.). В этой теории обосновывается движение флюидов на молекулярном уровне в тонкодисперсных породах при градиентах давления менее начального градиента. Однако исследования показывают, что фактические величины горизонтальных и вертикальных градиентов пластовых давлений значительно выше (на 1 – 2 порядка) и достигают единицы. При этом игнорируется факт, что на больших глубинах породы обладают преимущественно трещинной проницаемостью, глинистые отложения превращаются в породы с жесткими структурно-кристаллическими связями и также обладают трещинной емкостью и проницаемостью.

3. Неравномерность степени изученности НГБ как в плане, так и в разрезе. Это обстоятельство необходимо учитывать при решении практических задач, отдавать отчет в достоверности получаемых результатов и осторожно относиться к получаемым выводам [1].


1. СУЩЕСТВУЮЩИЕ ГИПОТЕЗЫ (ТЕОРИИ) ПРОИСХОЖДЕНИЯ НЕФТИ

Более 150 лет осуществляется промышленная добыча нефти и газа. Тем не менее до сих пор ученые не достигли согласия по вопросам генезиса нефти. Проблема происхождения нефти и газа, как проблема генезиса любого полезного ископаемого, сложна из-за многофакторности причинно-следственных связей и явлений, существующих в природе. В настоящее время практически существуют две основные теории: органическая (осадочно-миграционная гипотеза и др.) и неорганическая (минеральная, эманационная гипотезы и т.д.). Наряду с давно существующими осадочно-миграционной и абиогенной гипотезами происхождения нефти и газа в последние годы по этой проблеме опубликовано несколько новых представлений, претендующих на роль обобщающих теорий нафтидогенеза: флюидодинамическая (Б.А. Соколов и др.); геосинергическая (А.Е. Лукин); осадочно-неорганическая(И.И. Чебаненко, Н.И. Евдошук и др.); осадочно-флюидодинамическая (Б.П. Кабышев, Ю.Б. Кабышев) и др.

1.1 Осадочно-миграционная гипотеза

Осадочно-миграционная гипотеза происхождения нефти впервые появилась в США и получила широкое распространение на территории бывшего СССР. В силу своей простоты она пользовалась и пользуется широкой популярностью как в научной среде, так у большинства геологов – практиков во всем мире [2]. Глубоко и детально она получила развитие в многочисленных работах Н.Б. Вассоевича, по праву считающегося основоположником эволюционно-генетического направления в нефтегазовой геологии, а также в работах его учеников и последователей.

В основе органической теории лежат представления о том, что захороненное вместе с осадками органическое углеродистое вещество, которое на протяжении длительной истории геологического развития проходит все стадии диагенеза и катагенеза, в результате абиогенного синтеза превращается в нефть. Под нефтью понимаются выделившиеся в отдельную фазу наиболее стойкие жидкие гидрофобные продукты обычного процесса фоссилизации ОВ, захороненного в субаквальных отложениях.

Аргументы в пользу осадочно-миграционной гипотезы происхождения нефти приводят следующие:

1. Все осадочные породы, от рифейских до современных, содержат углеродистое биоорганическое вещество, среднее содержание которого в пределах континентов составляет в пересчете на Сорг 12-15 кг на 1 м3 породы. Рассеянное углистое вещество по своему составу близко к керогену горючих сланцев и углям. Для осадочных пород характерно преобладание сапропелевого или гумусо-сапропелевого ОВ. Во всех случаях определенную часть органики составляют битумоиды – углеродистые соединения, растворяющиеся в органических растворителях типа ССL4 , СНСL3 , CS2 , С6 Н6 и др. В их состав входит масляная и смолисто-асфальтовая части. Среднее содержание УВ, по данным Н.Б. Вассоевича, составляет в осадочных породах 250 – 300 г/м3 . Присутствие битумоидов считается проявлением одного из законов фоссилизации живого вещества в пределах биосферы, в которой осуществляются седиментация осадков во всех без исключения водоемах. ОВ находится во всех типах осадков: в глинах органического углерода в два раза больше, чем в алевритах, а в алевритах – в среднем в два раза больше, чем в песках. Таким образом, "нефть – детище литогенеза" (Н.Б. Вассоевич, 1982 г., с.14). Это положение объединяет всех сторонников биогенной теории происхождения нефти. "Присутствие биомаркеров в углеводородных экстрактах древнейших архейских пород и рудах спрединговых зон океана является доказательством того, что процессы миграции УВ имели место на нашей планете с момента возникновения жизни" [3].

2. Наличие зависимости между количеством и типом битумоидов и составом УВ, с одной стороны, и нерастворимой его частью в породах – с другой стороны, установленное многочисленными исследованиями в нашей стране и за рубежом. Это, по мнению сторонников органической гипотезы происхождения нефти, не оставляет никаких сомнений в том, что в осадочных породах существует свой автохтонный битумоид с присущими только ему УВ, составляющими основу микронефти. В битумоидах и в нефтях главную роль играет углерод, но присутствуют также водород, кислород, азот, сера и нередко металлы, в частности никель и ванадий.

3. Микронефть, могущая иметь несколько этапов генерации – это наиболее восстановленная, наиболее миграционная и нейтральная часть автохтонных битумоидов (в основном их масляной фракции), состоящая преимущественно из смеси УВ и растворенных в ней низкомолекулярных смол (определение Н.Б. Вассоевича). Установлены стадии и этапы литогенеза, каждой из которых свойственны свои генерации УВ и свои пред-УВ. С одним из этапов, который протекает при мощности перекрывающих отложений 2-4 км и при температурах 80 – 150˚С, связана главная фаза нефтеобразования. В течение этой стадии значительно активизируются процессы формирования микронефти и увеличивается ее содержание, осуществляются процессы десорбции микронефти, ее отрыв от материнской органики. Иногда микронефть выделяется в отдельную фазу и образует уже собственно нефть, которая классифицируется как аллохтонный битумоид. Породы, в которых протекают эти процессы, называются нефтематеринскими, или нефтепроизводящими. В качестве доказательства возможности этого процесса в природе приводятся результаты моделирования процессов термолиза сапропелевого вещества, горючих сланцев, бурых углей, битуминозных глин и др., при нагревании которых получали битумоиды. При этом время нагрева имеет существенное значение, т.е. при образовании микронефти – чем длительнее температурное воздействие, тем ниже порог критической температуры главной фазы нефтеобразования, требуемой для созревания микронефти. Микронефть и нефть являются звеньями одной цепи. Микронефти в десятки раз больше, чем всех запасов нефтей. По мнению Н.Б. Вассоевича, "нельзя, будучи объективным, оставлять без ответа вопрос о возможных соотношениях микро- и макронефти, т.е. рассеянных и концентрированных форм нахождения в природе нефтяных углеводородов и их спутников.

4. Сходство химических соединений в битумоидах, микронефти и нефти (по данным хроматографических и спектральных анализов, а также экстрагирования).

5. Серьезным аргументом в пользу органического происхождения нефти является нахождение в ее составе молекулярных структур, свойственных тканям живым организмов: растениям и животным. Причем содержание некоторых из них (пристан, фитан и др.) в нефтях достаточно велико, "чтобы считать их примесями, попавшими извне путем захвата или экстрагированием "глубинной" нефтью из пород, по которым она мигрировала".

6. Вопрос о начальной миграции нефти из нефтематеринских пород и поступлении ее в коллектора был решен после установления того факта, что растворение битумоидов и микронефти осуществляется сжатыми газами СО2 , СН4 , и его гомологами, а также водами различной солености. Опыты проводились в термодинамических условиях, близких к пластовым. Растворение и вынос микронефти осуществлялись как в раздробленных образцах, так и в керне пород. При этом одним из аргументов возможности миграции из глин считается то обстоятельство, что в глинистых породах поровое давление выше гидростатического, а иногда приближается к геостатическому (последнее утверждение голословно, не подтверждается никакими расчетами и в принципе неверно). Это, с одной стороны, создает условия для миграции микронефти в смежные коллектора, а с другой, препятствует поступлению абиогенной нефти, в соответствии с теорией ее неорганического происхождения, т.е. "микронефть эмигрирует из нефтематеринских пород в виде растворов в газах и воде. Вероятно, на разных стадиях литогенеза роль этих двух способов миграции различна" (Н.Б. Вассоевич, 1982 г.).

7. Как одно из доказательств органического происхождения нефти рассматривается соотношение изотопов, и прежде всего углерода и гелия. Э.М. Прасоловым (1990 г.) установлены соотношения изотопов гелия (3 Не/4 Не) для различных геологических сред. Эти соотношения широко используются представителями органической гипотезы происхождения нефти для ее доказательства [3 и др.]. По их мнению, изотопный состав газов (гелий и др.) на подавляющем числе месторождений УВ характерен для осадочных отложений. Вместе с тем признается, что УВ-газы на месторождениях нефти и газа могут иметь "хотя бы частично различный генезис", что связано с широким распространением метана в природе [4]. Так, в работе [3] утверждается, что существенным доказательством в пользу осадочно-миграционной гипотезы является соотношение изотопов углерода и гелия. Изотопы гелия являются едва ли не единственным газом, свидетельствующим о мантийном его происхождении. Доля ювенильного гелия позволяет оценить долю УВ мантийного происхождения. Изотопные исследования фумарольных газов срединно-океанических систем установили, что соотношение СН4 /3 Не для газов мантийного происхождения составляет 106 . В газах нефтяных месторождений и в эманациях грязевых вулканов это соотношение составляет 1011-12 , что показывает незначительную долю газов мантийного происхождения в месторождениях УВ [3].

Этот аргумент в пользу осадочно-миграционной теории достаточно весомый и заслуживает более детального рассмотрения (см. ниже).

8. В 1985 году Б.А. Соколовым была разработана флюидодинамическая концепция, которая объясняет ряд фактов, прежде не вписывавшихся в осадочно-миграционную "теорию". Эта концепция, с моей точки зрения, в определенной мере является сдачей позиций органической гипотезы (увеличение температур и глубин главной фазы нефтегазообразования) и ее сближением с минеральной гипотезой происхождения нефти и формирования месторождений УВ. Она получила широкое распространение, так как объясняет многие наблюдаемые геологические факты.

Под флюидодинамикой большинство исследователей понимают пульсирующую (периодическую), восходящую миграцию растворов, нефтей, газов (СН4 , СО2 , Н2 SH2 , N2 и др.), имеющих различную температуру, состав и давление и формирующих различные аномалии в физических и геологических полях (в частности в поле пластовых давлений) [1, 5, 6, 7 и др.]. Это, как правило, восходящая, сосредоточенная (локальная) разгрузка, осуществляющаяся по глубинным разломам (или их пересечениям), нередко в виде грязевых вулканов, субаквальной разгрузки и т.п., связана с современными активными геодинамическими зонами земной коры.

Осадочно-миграционная "теория", дополненная флюидодинамической концепцией пользуется популярностью среди научных работников и геологов-практиков и широко применяется для оценки перспектив нефтегазоносности отдельных территорий. Приведу лишь некоторые результаты последних исследований по этой проблеме (для Сибирской платформы, Днепровско-Донецкой и Припятской впадин и Западной Сибири).

На примере месторождений УВ Байкитской антеклизы и Катангской седловины Сибирской платформы доказывается возможность их формирования с флюидодинамических позиций [8]. Обоснованием для этого служит следующее.

С точки зрения классической осадочно-миграционной теории, предполагающей цикличность процессов нефтегазообразования, возможно существование докембрийских скоплений нефти в указанных районах[8]. Эта точка зрения противоречит представлениям о тектоническом звитии Сибирского осадочного бассейна, так как послекембрийский апповый магматизм и гидротермальные процессы привели к существенной метасоматической переработке карбонатных отложений рифея. Эти процессы "неминуемо разрушили бы залежи УВ, превратив жидкую нефть в графиты… если бы внедрение интрузий, магматических пород и термальных растворов в осадочные комплексы осуществлялось после формирования скоплений углеводородных масс, то есть в то время, когда нефть газ уже были локализованы в осадочной толще". Следовательно, возраст месторождений УВ ограничивается временем формирования неотектонических структур и "аномальных поверхностных газо- и литохимических полей, возникших в результате неоген-четвертичных флюидодинамических процессов" [8].

С флюидодинамических позиций объясняется и формирование месторождений УВ Днепровско-Донецкого авлакогена [9]. В работе делаются выводы о широких масштабах вертикальной миграции УВ, что сопровождается дополнительным конвективным прогревом осадочных толщ и активизацией вследствие этого генерации УВ из нефтематеринских свит. Вертикальная миграция осуществляется как сквозь коллектора, так и аргиллиты, покрышками служат только образования соли. Отводя преобладающую роль осадочно-миграционной теории образования нефти и формирования месторождений УВ, авторы считают необходимым признать глубинные источники генерации нефти, что объясняет закономерности размещения месторождений нефти в изучаемом ими регионе и открывает большие возможности для решения прогнозных задач поисков УВ-сырья.

В работе Н.Ф. Чистякова проводится районирование территории Западно-Сибирского НГБ по величине температурного градиента, который изменяется от 1,8 до 6,1˚С/100 м [10]. Установлен рост температур от сводов к крыльям структур и ВНК. Эти аномалии автор связывает со следующими различными стадиями формирования месторождений УВ: формирующиеся, закончившие формирование, молодые залежи (прекращение поступления УВ из омывающих залежь нагретых седиментогенных(элизионных) вод из нефтематеринских пород) и зрелая залежь. По мнению автора, элизионные воды на различных стадиях катагенеза более прогреты, чем те же воды на стадии диагенеза, т.е. на процессы формирования геотермических аномалий по площади и разрезу оказывают влияние процессы преобразования рассеянного органического вещества – генерация УВ. Чем ближе зона формирования месторождений УВ к нефтематеринским породам, тем выше температура в залежи и большее значение геотермического градиента. Новизной, по мнению автора, является то, что геотермические аномалии являются следствием химического преобразования керогена, битумоидов и глинистых минералов пород, а не наоборот, как это принято считать. Автор полагает, что вся система в разрезе мезозойских отложений Западно-Сибирского НГБ является неравновесной – переходная стадия от диагенеза к катагенезу, т.е. "изменение химических полей на стадии катагенеза вызывает изменение физических полей (температур и давлений)" [10]. Построенные карты приведённых пластовых давлений отражают сложное разнонаправленное распределение латеральных градиентов (Федоровское месторождение, пласт БС10 , Сургутский район), что свидетельствует, по мнению автора, о поступлении вод элизионного происхождения с пониженной минерализацией с юго-западной стороны месторождения в направлении глинизации разреза при увеличении пластовых давлений от крыльев к сводовой части (перепад давлений 1 МПа). Это свидетельствует о молодости залежи. Поступающие, возрожденные из глинистых одновозрастных пород, воды соответствуют стадии катагенеза. В пределах одного месторождения одновременно имеются воды хлор-кальциевого типа (элизионные воды зоны протогенеза) и гидрокарбонатные натриевые воды (элизионные воды зоны катагенеза). Минерализация в этом случае меняется от 12 до 20 г/л. Аналогичное распределение приведенных давлений наблюдается на Холмогорском месторождении (от крыльев к своду – перепад давлений 1,4-2,4 МПа) при преобладающем направлении потенциального движения со стороны Юганской впадины. Минерализация подземных вод в пределах месторождения меняется от 12 до 22 г/л. Пониженная минерализация связана с гидрокарбонатными натриевыми водами, а повышенная – с хлоридными кальциевыми водами. На Салымском месторождении (недоформировавшаяся залежь) поток направлен со стороны Юганской впадины. Воды гидрокарбонатные натриевые, соответствующие зоне катагенеза, мало меняются в пределах месторождения. Воды хлоридно-кальциевого типа зоны протокатагенеза, "пришедшие в ловушку с первыми порциями УВ, уже вытеснены" [10]. Также описывается и объясняется гидрогеологическая ситуация на Северо-Хохряковском, Ем-Еговском, Уренгойском месторождениях.

Катагенетические процессы преобразования пород носят "прерывисто-непрерывный характер". Масштабы этих процессов "огромны". Неравновесное состояние взаимодействия "химических и физических полей" установлено на различных стадиях катагенеза, что "требует пересмотра устоявшихся положений о флюидодинамической системе нефтегазоносных бассейнов, формирующихся в недрах НГБ на стадии катагенеза" [10].

С флюидодинамических позиций также рассматривается нефтеносность Припятского палеорифта [11], который сформировался в герцинский этап (верхнефаменское время). В его пределах выделяется 5 мантийных разломов, по которым осуществлялся кондуктивный и конвективный теплоперенос, сопровождающийся внедрением основной и ультраосновной магмы в кору и осадочный чехол. что привело к активизации процессов генерации УВ из нефтематеринских свит. При этом на различных уровнях геологического разреза формировались главные фазы нефтегазообразования. Главный очаг нефтегазообразования тяготеет квосточной части Припятсюй впадины, где расположены основные месторождения нефти (более 60), т.е. процессы нефтегазообразования из ОВ связываются с рифтогенезом, вертикальным движением магмы, обладающей высокой температурой и активными потоками тепла, интенсифицирующими процессы образования УВ из рассеянного ОВ в нефтематеринских породах [11].

Таким образом, осадочно-миграционная гипотеза, дополненная сведениями о флюидодинамических процессах, широко используется для объяснения процессов нефтегазообразования в различных регионах. Такие примеры многочисленны.

1.2 Критика осадочно-миграционной "теории" происхождения нефти

Соображения общего характера (геологические). Наиболее обстоятельная критика осадочно-миграционной "теории" приведена в работах Ю.И. Пиковского (1986, 2002 гг.). В настоящее время как основные доказательства осадочно-миграционной, так и критика минеральной гипотезы базируется на геохимических аргументах. Но и на этом "поле битвы" появляются факты, которые интерпретируются по-разному.

Ю.И. Пиковский в своей работе 1986 г. формулирует следующие воп- росы, не имеющие ответа в рамках осадочно-миграционной теории:

1) стадии литогененеза, с которыми связано нефтеобразование; 2) источники энергии для синтеза УВ из керогена;

3) механизм образования месторождений из рассеянной микронефти;

4) формы и движущие силы миграции нефти в осадочных породах;

5) происхождение различных геохимических типов нефтей, порой в пределах одного месторождения;

6) неравномерность распределения месторождений УВ по площади распространения ОБ при повсеместном распространении нефтематеринских пород;

7) наличие залежей УВ в нижних частях осадочного чехла и в кристаллических породах фундамента, сложенного, как правило, разновозрастными породами различного генезиса, и наличие там же рассеянных УВ и углеродистых минералов, нередко заключенных в кристаллы минералов (газовожидкие включения и включение капелек нефти);

8) очевидная связь месторождений УВ с глубинными разломами;

9) невозможность объяснить наличие средних, крупных и гигантских месторождений УВ;

10) отсутствие четких критериев выделения нефтематеринских пород, за исключением рассеянной нефти, близкой по составу к обычной нефти.

Все вышеперечисленные вопросы требуют ответов, которые не найдены на протяжении десятков лет.

Анализируя две основные теории происхождения нефти и их подтверждение на практике, Ю.И. Пиковский [2] приводит интересную таблицу (табл. 1) отношений следствий, вытекающих из альтернативных теорий нефтегазообразования (органическая и минеральная), к установленным особенностям нефтегазонакопления на Земле.

В заключение автор отмечает, что существующие доказательства "торжества осадочно-минеральной теории происхождения нефти" [2] не однозначны, не решены (и, возможно, не будут решены), так же как проблемы миграции УВ и их концентрации в месторождения.

Минеральная теория лучше справляется с этими проблемами. Осадочные отложения играют главенствующую роль лишь в накоплении и сохранении месторождений УВ, сформировавшихся за счет глубинной дегазации Земли, из-за наличия в их составе покрышек различного происхождения.

Таблица1

Особенности нефтегазообразования(по Ю. И. Пиковскому, 2002г. с дополнениями В. И. Дюнина)

Особенности нефтегазонакопления Следует ли без дополнительных допущений данное явление из концепции нефтегазоообразования в её общем виде
Приуроченность к осадочным бассейнам Следует Следует
Наличие в горных породах нефтегазоносных районов рассеянной нефти, близкой по составу к нефти в скоплениях Следует Следует
Вторичность скоплений нефти и газа в природных резервуарах Следует Следует
Возможность образования крупных скоплений углеводородов по всему разрезу осадочного бассейна, включая кристаллический фундамент, независимо от литологического состава горных пород, содержания и типа в них органического вещества Не следует Следует
Неравномерность нефтегазонакопления. Высокая плотность гигантских и сверхгигантских месторождений нефти и газа в отдельно относительно небольших районах Не следует Следует
Аномально-высокие давления в скоплениях углеводородов Не следует Следует
Относительно узкий диапазон геологического времени, близкий к современной эпохе, в котором образовались все крупные месторождения мира Не следует Следует
Связь месторождений нефти и газа с новейшими движениями земной коры, продолжение процесса нефтегазонакопления в настоящее время Не следует Следует
Приуроченность скоплений нефти и газа к крупным активизированным разломам глубинного заложения Не следует Следует
Восполняемость эксплуатационных запасов месторождений УВ Не следует Следует

Приведу еще доказательства, ставящие под сомнение органическую теорию формирования нефти. "Слабость" осадочно-миграционной теории, по данным И.И. Чебаненко и др. [12], заключается в следующем: 1) в лабораторных условиях не доказана возможность преобразования органических остатков в нефтяное вещество; 2) отсутствие в нефтематеринских породах остатков ОВ, полностью не преобразованных в нефть (целлюлоза, хитин, кости и др.), а также остатков микронефти или следов ее присутствия (физическая невозможность полного завершения процессов миграции микронефти без присутствия следов ее миграции), а также месторождений нефти и газа.

Также не ясно, чем объяснить наличие непреобразованных остатков растений и микрофлоры, мигрировавших и мигрирующих в вертикальном направлении в чистом виде и имеющих возраст от протерозойского до современного. Что мешает микрофоссилиям преобразоваться в микронефть? Например, наличие палеозойских форм в отложениях баженовской свиты, содержание которых в процессе эксплуатации возрастает с 24 до 85 – 100%. Эти растительные остатки находятся в более благоприятных термодинамических условиях, чем отложения баженовской свиты, и за время с палеозоя до ныне должны были бы преобразоваться в микронефть. Однако этого не произошло. Аналогичная ситуация существует и в других регионах, где проводились палинологические исследования.

Геохимические свойства рассеянного органического вещества и нефтей. Совершенствование геохимических методов исследования нефтей, ОВи их использование на практике приводит к результатам, ставящим под серьезное сомнение осадочно-миграционную гипотезу происхождения нефти. Так, в работах Г. Н. Гордадзе [13, 14] приводятся результаты детального изучения состава рассеянного ОВ и нефтей (методы корреляции нафтидов, основанные на сопоставительном анализе широкого спектра УВ-показателей нефтей и рассеянного органического вещества в системах нефть – нефть и нефть – органическое вещество) и установлены несоответствия с осадочно-миграционной "теорией". Эти несоответствия (противоречия) заключаются в следующем (приведены дословно, чтобы исключить непонимание):

– "Во многих случаях в составе ОВ материнских пород имеются соединения, отсутствующие в нефтях (например фталаты). Фталаты не найдены нами не только в органическом веществе пород, нои в продуктах термолиза керогена… Замечательным свойством этих соединений является полное отсутствие их в нефтях, что открывает возможности отделения нефтегенерирующих толщ от толщ, не производящих нефть и газ;

– Часто встречаются образцы пород, где степени созревания ОВ одновозрастных толщ отличаются между собой даже в нескольких сантиметрах;

– На масс-хроматограммах с m/z 217 битумоидов пород часто встречаются неидентифицированные УВ (скорее всего, гомологический ряд), которые не встречаются в нефтях;

– Стерановые коэффициенты зрелостей нефтей, как правило, выше таковых материнского ОВ. Более того, аналогичная картина наблюдается и в продуктах термолиза керогена и асфальтенов пород и нефтей;

– Степень зрелости ОВ, оцениваемая по величине стеранового параметра термолизатов, увеличивается в ряду: смола – кероген – асфальтены – битумоид-нефть" [13].

По мнению авторов, стоящих на позициях органического происхождения нефти, приведенные факты не носят систематического характера и не отвергают осадочно-миграционную гипотезу происхождения УВ, а ставят вопрос о том, все ли нефтематеринские породы способны генерировать нефть.

Для Салымского (баженовская свита) и Самотлорского (пласт БС8 ,)месторождений по результатам мягкого термолиза в числе других выводов [14] установлено, что в термолизаторах смол и асфальтенов (компоненты рассеянного органического вещества) присутствует олеанан, который отсутствует в нефтях и продуктах термолиза асфальтенов, что вызывает удивление авторов. Нет причин удивляться этому факту, если принять во внимание предыдущую работу одного из авторов [13], основным выводом которой является несоответствие рассеянного ОВ в породах ОВ нефти.

Другими словами, нефть имеет неорганическое происхождение или смешанное.

Изотопия газов. Отдельным вопросом в проблеме происхождения углеводородов стоит изотопный состав газов. В работе Э.М. Прасолова (1990 г.), являющейся крупным обобщением по изотопам газов, приведена таблица (табл. 2), позволяющая, с точки зрения автора и его последователей, оценивать генезис изотопов гелия.


Таблица 2

Отношение3 Не/4 Не для разных геологических сред

Геологическая среда Отношение іНе/Не
Мантия (1,2-0,3)10
Районы вулканической деятельности n·10
Залежи нефти и газа(в основная масса) n·10
Земная кора, граниты (0,8–1,2) 10-8
Осадочные породы (0,5–3,5) 10-8

Как видно из приведенной таблицы, соотношение изотопов гелия в залежах нефти и газа на 2 – 3 порядка меньше, чем в мантии, что на первый взгляд является главным аргументом в пользу "торжествующей" осадочно-миграционной теории. Содержание мантийного газа "не превышает нескольких процентов, в действительности (за редким исключением) оно еще меньше", т.е. месторождения УВ имеют исключительно органическое происхождение [4].

По мнению Э.М. Прасолова, изначально "первичное распределение изотопов определило изотопный состав земной коры. Однако при различных геохимических процессах..., происходящих в земной коре, особенно при низких температурах, осуществляется перераспределение изотопов между различными веществами и их фракциями" (Прасолов, 1990 г. с.27). Разделение изотопов осуществляется при их миграции, связанной с их летучестью, а их соотношение определяется многими процессами, учесть которые в полной мере не представляется возможным.

Автор предлагает геохимическую классификацию, определяющую не только их происхождение, но и соотношения, которая включает различные эффекты: 1) генетические, 2) миграционные; 3) взаимодействия.

Генетические эффекты. Образование изотопа 4 Н связано с естественным радиоактивным распадом 238 U, 235 U и 232 Th. Периоды полураспада соответственно равны 1,5369·10/год, 9,72·10/год и 4,88·10/год. В среднем в коре и мантии гелия (Не) образуется (3 – 4) 10 мі/год. Содержание радиоактивных элементов в породах различно, что приводит к разным скоростям и количествам образования Не. Свинец, так часто наблюдаемый в глубоких флюидах и практически во всех месторождениях УВ, является конечным продуктом распада не только урана (РЬ) и тория (РЬ), но и актиния (РЬ). Скорости генерации гелия в различных породах различны (в смі/г/год):

кислые изверженные породы – 10,

изверженные ультраосновные – (2 – 3) 10,

черные сланцы – б 10,

глины – 2 10

карбонаты – б 10.

Из приведенных выше скоростей генерации Не следует, что количество образовавшегося изотопа при прочих равных условиях зависит от генезиса пород, их объема, состава и соотношений в геологических разрезах конкретных территорий.

Образование іНе связано с наведенным (индуцированным) радиоактивным распадом лития. Эти процессы связаны с бомбардировкой ядер лития тепловыми нейтронами при естественном радиоактивном распаде. В этом процессе 4 Не образуется несоизмеримо меньше. Вместе с тем соотношение 3 Не/4 Не должно быть вполне определенным, отражающим процессы естественного и наведенного радиоактивного распада (нейтроны космического происхождения не могут проникнуть на сколь-нибудь значимую глубину) и определяется следующим соотношением (там же, с.32):

3 Не/4 Не = Ψ(άn) Рth fLi , где Ψ(άn) – выход нейтронов на одну ά-частицу, Рth – вероятность достижения нейтронами тепловых скоростей, необходимых для бомбардировки ядер лития, fLi – доля нейтронов, захваченных ядрами лития. Значение 3 Не/4 Не должно составлять в обычных гранитных породах – 10, т.е. это отношение существенно зависит от состава пород, и прежде всего от содержания в них лития, продолжительности радиоактивных процессов (т.е. от возраста пород) и вероятности достижения нейтронами тепловых скоростей, необходимых для образования іНе.

Перераспределение изотопов – "вызывается неравноценностью изотопов одного и того же элемента в химических реакциях и физических процессах" (там же, с.34). Перераспределение изотопов между реагентами осуществляется в соответствии с энергетической выгодностью. "Изотопные соотношения… если и не сохраняются в течение их жизни, … являются … отправной точкой, от кoтopoй отсчитываются все nоследующие изменения." (там же, с.34).

Автор вводит понятие коэффициента разделения для оценки фракционирования изотопов. Разделение изотопов определяется обменными процессами при образовании веществ. Кинетический эффект разделения изотопов проявляется в открытых (незамкнутых) системах, в необратимых реакциях (все реакции в геологических процессах необратимы) и "обусловлен скоростью реакций разных изотопных форм. Фракционирование изотопов в ходе однонаправленных реакций заключается в предпочтительном накоплении легкого изотопа в продуктах реакции" (там же, с.38). Коэффициент фракционирования определяется через соотношение скоростей реакций изотопных форм. Кинематический эффект, так же как и термодинамический, зависит от температуры и с ее ростом уменьшается.

При больших массах веществ коэффициент разделения изотопов определяется из следующего соотношения. Здесь μ = m – приведенные массы молекул. Поскольку μ*, всегда больше μ, то а всегда больше единицы. Точные расчеты а в большинстве случаев оценить или затруднительно, или невозможно.

В однонаправленных реакциях изотопно-легкий продукт в начале реакции довольно быстро становится тяжелее исходного вещества, из чего следует, что при постоянном удалении изотопно-тяжелых порций изотопно-легкого продукта будет больше относительно исходного. При этом количество продукта в каждой последующей порции будет меньше.

Многие соотношения изотопов сильно изменяются во времени, что связано с содержанием радиоактивных и некоторых стабильных элементов. "Поэтому нельзя исключить, что разным типам пород будут свойственны свои изотопные соотношения" (там же, с.40), которые зависят от вещественного состава и возраста пород (что очень важно), но и от других причин.

Миграционные эффекты. К миграционным эффектам относятся: диффузия, растворение в жидких и твердых средах, их дегазация, сорбция и десорбция, испарение и конденсация и др. Все это многообразие процессов и их сочетаний в различных термодинамических условиях определяет сложность прогноза в соотношении изотопов. "Появлениегазов в термодинамической обстановке, отличной от той, в которой формировался их изотопный облик, смешение газов генетически чуждых генераций могут приводить к кажущимся "миграционным" изотопным эффектам" (там же, с.47).

Эффекты взаимодействия. Смешение и изотопный обмен различающихся изотопных форм различного генезиса способны приводить к вариациям изотопного состава. Эти процессы имеют широкое распространение из-за высокой подвижности природных газов.

"Инертные газы мантии также должны составлять смесь первичных и радиогенных газов, соотношение между которыми изменяется во времени из-за радиоактивных процессов и дегазации мантии" (там же, с.47). В осадочной толще тоже идет активное образование газов и их миграция в вертикальном направлении к поверхности Земли. Диагностика смешанных газов чрезвычайно сложна. Следует исходить из того, что в любой момент прошлого и в настоящее время содержание изотопов и их отношения не равновесны и меняются во времени с изменением термодинамических условий.

На неоднозначность заключений о генезисе УВ, получаемых на основании изучения соотношения изотопов, указывает Э.М. Прасолов в приведенной выше работе, а также последующих [15, 16].

Широкий диапазон изменения изотопного состава углерода установлен для карбонатов подводных грязевых вулканов Черного моря. Здесь значения δС меняются от -43,3 до -10,5%о, авторы (включая Э.М. Прасолова [15]) не могут однозначно интерпретировать этот факт и приводят "временное" его объяснение. Аналогичная ситуация складывается для природных карбонатных труб в районах подводной разгрузки флюидов в Кадисском заливе Атлантического океана [16]. И здесь так же объяснение носит предположительный характер.

М.В. Родкина в своей работе [17] оспаривает вывод Э.М. Прасолова о пренебрежимо малом вкладе мантийных газов по данным изучения изотопного состава углерода и гелия и выделяет два вида погрешностей.

Первая погрешность связана с выбором характерных значений соотношений (погрешность, как в сторону завышения, так и в сторону занижения).

Обычно используется отношение СН/іНе10, характерное для высокотемпературных фумарольных и вулканических газов, и даже "для наиболее обогащенных мантийной компонентой месторождений Тихоокеанского кольца получаем величину вклада мантийных УВ не более 0,1 – 0,5%" [17, с.131]. В низкотемпературных зонах (амагматические области) ситуация иная.

Так, в тыловом бассейне Окинава характерная величина отношения СН/іНе близка к10 и, как правило, меньше значения отношения іНе/He, характерен также более легкий состав углерода. Кроме того, по геологическим данным нет оснований полагать обогащение этих газов газовыми компонентами осадочных пород. С удалением от вулканической области отношение іНе/He уменьшается. Одновременно уменьшаются концентрации и утяжеляется изотопный состав СО,растет относительная концентрация Н и СН4 . Аналогичная ситуация наблюдается в Калифорнии, где отношение концентраций СН/іНе еще выше и составляет около 1010 , а также наблюдается повышенное соотношение изотопов гелия. В этом районе несомненно обогащение метаном осадочных пород.

Вторая погрешность связана "с неучетом потока субдуцированного вещества, предположительно поступающего из зон субдукции в мантию тыловых областей" [72, с.132]. Эти потоки могут быть двойного генезиса: мантийного и биогенного, что неизбежно приводит кзанижению мантийной составляющей.

В континентальной коре по данным петрологических исследований эпизодически (квазипериодически) возникает восстановление флюида из зон субдукции, что приводит к формированию флюидного режима. Это подтверждается результатами моделирования этого процесса и данными сейсмотомографии. Вместе с тем имеются доказательства существенного вклада мантийных газов в формирование месторождений УВ: во-первых – изотопия сопутствующих компонентов (Nd, Pb, Sr) в большинстве месторождений бывшего СССР и Китая подтверждает их коровое или мантийное происхождение; во-вторых – высокие значения іНе/He свидетельствуют об их мантийном генезисе. Для месторождений, приуроченных к активным границам плит, это соотношение повышено. Тем не менее, это повышение незначительно, что интерпретируется не в пользу участия мантийных флюидов в формировании месторождений УВ.

По утверждению М.В. Родкиной, интерес представляет не только средняя величина этого соотношения, но и характер вариаций изотопов для близко расположенных месторождений. На примере месторождений Калифорнии, Западной Сибири и района Green Tuff(Япония) показано, что при значительном разбросе точек для каждого района наблюдается высокая корреляция (выше 99%) величин отношения іНе/He и изотопного состава УВ. Кроме того, эмпирические прямые для отношений lg(іНе/He)/13 С для всех районов субпараллельны. Рост іНе/He приводит к утяжелению изотопного состава метана (до 20 – 30%), что соответствует увеличению вклада мантийной составляющей. Представленная на рисунках в работе [17] закономерность изменения отношения lg(іНе/He)/13 С , по мнению автора, не является универсальной. Например, она не выполняется для центральных частей Америки, широтного Приобья. Приведённые данные свидетельствуют о значительном обогащении континентальных окраин рециклированным флюидом и стирании мантийных изотопных меток со временем вверх по разрезу.

В качестве аргументов в пользу неорганического происхождения УВ в работе В.А. Краюшкина [18] приводится информация о содержании δ13 С в различных природных объектах (табл. 3).

Таблица 3

Содержание б13 С в природных объектах

Объект Содержании б13 С,‰
Природные нефти От -20 до -30
Попутный нефтяной газ От 30 до -55
Природный газ От 20 до -62
Метан от ферментативного брожения в желудке животных От 62
Морские метаногидраты От 36,1 до 94
Фишер–Тропшевая нефть От 14 до -65
Графит хондроидов -20
Кероген углистых метеоритов От 17 до -27
Некарбонатный углерод ультрамафитов и первичных флюидных включений мантийных перидотитовых ксенолитов От 22 до -29
Природные алмазы От 0,5 до -33
Современная морская биота тропиков и умеренных широт От 8 до -34

Различное содержание изотопов углерода свидетельствуют о "неодинаковом нефтенасыщении коры и мантии по площади, разрезу и наличии там гигантских одинарных или кластерных очагов естественного небиотического синтеза нефти и природного газа" [18].

Биогенным признаком происхождение нефти считается изотопный состав углерода с δ13 С -25 – -28%о. Ранее содержание этого изотопа мантийного происхождения (в частности в алмазах) считалось значительно выше – δ13 С -2 – -7,2%o. Однако в настоящее время обнаружены алмазы с δ13 С - 33%о и меньше, т.е. диапазон мантийного углерода значительно расширился, в связи с чем однозначность биогенного происхождения углерода в нефтяных и газовых месторождениях вызывает определённые сомнения. Образование месторождений УВ, несомненно, сопровождаемое процессами их преобразования, миграции и массобмена приводит к изменению изотопного состава углерода, который изначально может быть продуктом как биогенного, так и абиогенного происхождения [19]. В этой работе также показано, что при окислительном гидратодиспропорционировании полиуглеродных веществ из-за различия скоростей элементарных процессов разрыва связей в системе различных сочетаний 12 С– 13 С,12 С – Н, 13 С – Н и образования СО2 , содержащего преимущественно 13 С, формируются УВ-молекулы, обогащенные легким изотопом углерода.

По данным М.И. Кучера [20], содержание и изменение изотопа 13 Сзависит от новейшей тектономагматической активности (в том числе измеренной инструментальными методами), когда отдельным участкам соответствует более облегченный состав углерода (до -20 – -21‰), а его утяжеление (до -8 – -10‰) наблюдается на участках со снижением относительной активности. В первом случае работает более глубинный очаг магматической активности, во втором – приповерхностный, на стадии затухания магматической активности.

По мнению В.А. Кривошея "ведущим процессом образования всего спектра УВ-соединений нефти и газа является высокотемпературный минеральный синтез, обеспечивающий термодинамически равномерное распределение изотопов углерода во всех компонентах УВ-систем. Глубинные источники выступают как генераторы волновой направленной эволюции процессов синтеза УВ" [21]. Исследованиями изотопного состава углерода в газово-жидких включениях (газ, нефть, битумоиды) установлено не известное ранее явление квантового распределения изотопного сдвига δ13 С. Поступление глубинного УВ-вещества является импульсным. Особенности его фазового состояния, широкий спектр физико-химических показателей и свойств отражает несколько циклов миграции во времени. Это также находит подтверждение в работах [1, 22, 23].

Как уже отмечалось, одним из аргументов в пользу органической теории происхождения нефти и формирования месторождений УВ является соотношение изотопов гелия 3 Не/4 Не для различных геологических сред (см. табл. 2). Главным при этом является отличие изотопного состава мантийного и осадочного гелия (порой на три порядка). Это утверждение опровергается результатами исследований этого соотношения в пределах Кольского п-ова, где в интрузивных ультраосновных породах соотношение 3 Не/4 Не меняется в очень широких пределах (от 1 – 2.10-8 до 3,3 10-5 ) [24].

В магматических породах столь высокие значения этого соотношения ранее обнаружены не были. Авторы справедливо утверждают, что в настоящее время отсутствуют однозначные метки, свидетельствующие о том или ином генезисе изотопов гелия, так как современный состав изотопов является продуктом многих процессов: степень дегазации расплавов, содержание радиоактивных минералов и длительность их распада, концентрация мигрирующих изотопов и их потери, сохранность изотопов, длительность и интенсивность постмагматических процессов и многое другое.

Это подтверждается результатами изучения изотопов углерода на севере Западной Сибири [25, 26]. Особое внимание при этом отводилось поиску причин, приводящих кизменению δ13 С свободных газов по площади и разрезу. На гигантской Надымско-Медвежьей газовой залежи с севера на юг величина δ13 С возрастает соответственно с -52,9‰ до -40,8‰, а в пределах Уренгойской залежи вниз по разрезу δ13 С меняется с -43,6 – -44,8‰ (глубина 1104 – 1150 м) до 42,6‰ (глубина 30 м). По разрезу газовых месторождений Ямальской нефтегазоносной области (НГО) δ13 С (в ‰) меняется следующим образом в отложениях различного возраста: валанжина – -32,4; апта – -40; альба – -39,2; сеномана – -47,6; в верхней части разреза (глубина 15 – 150 м) в многолетнемерзлых порода (K2 m–b–Q) эта величина составляет -70,4 – -76,8. На основе этого выделено два типа разреза: в первом наблюдается закономерное утяжеление изотопов углерода – миграционный генетический тип; во втором – относительно постоянное содержаниее δ13 С – сингенетический тип. Первый тип разреза устанавливается на многих газовых месторождениях и других регионов.

Таким образом, существующих в настоящее время данных явно недостаточно для однозначного решения вопроса о далях изотопов различных газов разного генезиса, и по этой причине преждевременно говорить о торжестве осадочно-миграционной теории происхождения нефти и формирования месторождений УВ на основе соотношенияизпотопов газов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Количественными расчетами и моделированием доказано, что ни нфильтрационное, ни элизионное питание не могут формировать региональных потоков флюидов в латеральном направлении. Этому направлению движения препятствует также пластово-блоковое строение нефтегазоносных комплексов. Это значит, что перенос рассеянных УВ и микронефти по напластованию пород невозможен и как следствие невозможно формирование сколько-нибудь значимых скоплений УВ за счет латеральной миграции.

2. Осадочно-миграционная гипотеза происхождения нефти постепенно сдает свои позиции, что проявляется: а) в расширении границ плавной фазы нефтегазообразования с глубин 1800 – 2000 м до нескольких километров и температур с 90 – 120˚С до нескольких сот градусов; б) в дополнении этой гипотезы флюидодинамической концепцией, т.е. признании гидротермальной деятельности, что неизбежно приведет к признанию определенной роли мантийных УВ, которые уже признаются, но пока им отводится незначительная роль (Б.А. Соколов); в) в признании того факта, что не все осадочные породы являются нефтематеринскими. Так, например, результаты геохимических исследований ОВ показали, что по УВ-биомаркерам ОВ абалакской свиты и нижневасюганской подсвиты не являются источником нефтей в горизонтах Ю1 , Ю2 , и пластах группы "Б" и "А" нижнемеловых отложений – ненефтематеринских свитах, несмотря на их нефтематеринский потенциал [13, 14 и др.].

3. Существующих в настоящее время данных о соотношениях изотопов различных газов явно недостаточно для однозначного решения вопроса о генезисе УВ. Спектр их соотношений для различных геологических сред постоянно расширяется.

4. Расширение спектра исходных веществ, химических элементов и катализаторов, термодинамических условий позволяет получать все больше синтезированных УВ, приближающихся по своему составу и свойствам к природным.

5. Таким образом, основные доказательства осадочно-миграционной гипотезы формирования нефти и образования месторождений УВ постепенно расшатываются в связи с новыми данными, получаемыми в различных областях, и все больше подтверждений появляется в доказательство минеральной или смешанной гипотез формирования УВ.

6. Для решения многих спорных вопросов и вообще проблемы образования нефти и формирования месторождений УВ совершенно необходима организация мониторинга на эксплуатируемых месторождениях. Целью такого мониторинга должно быть создание временных рядов, включая наблюдения за физическими и геохимическими свойствами нефти в процессе эксплуатации, геодинамические, гидродинамические, палинологические и другие виды наблюдений.

7. На настоящий момент нет ответа на следующий вопрос: почему в " одинаковых термодинамических условиях одни осадочные отложения, являются нефтематеринскими, а другие нет?

8. Наблюдаемая в настоящее время восполняемость эксплуатационных запасов на месторождениях, различие геохимических свойств нефти в пределах одного месторождения свидетельствуют не в пользу осадочно-миграционной гипотезы происхождения нефти и требуют своего объяснения.

Список литературы

1. Дюнин В.И. Гидрогеодинамика глубоких горизонтов нефтегазоносных бассейнов. М.: Научный мир, 2000. 471 с

2. Пиковский Ю.И. Концепция нефтегазообразования: практические следствия как критерий оценки // Мат-лы Шестой межд. конф. "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр". Кн. 2. М.: ГЕОС, 2002. С. 82-85.

3. Баженова О.К., Соколов ЕА. Происхождение нефти – фундаментальная проблема естествознания // Тезисы докл. межд. конф. "Генезис нефти и газа и формирование их месторождений в Украине как научная основа прогноза и поисков новых скоплений". Чернигов. 2001. С. 10-12

4. Карцев А.А., Лопатин НВ, Соколов БА., Чахмахчев В.А. Торжество органической (осадочно-миграционной) теории нефтеобразования к концу ХХ в. // Геология нефти и газа. 2001. #3. С. 2-5

5. Дюнин В.И., Корзун А.В., Кирюхина ТА. Гидродинамика глубоких горизонтов и нефтегазоносность (на примере северной части Печорской впадины) // Тезисы ХIII геологического съезда Республики КОМИ "Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-востока России". Сыктывкар. 1999.

6. Соколов БА. Новые идеи в геологии нефти и газа. М.: МГУ, 2001. 480 с.

7. Соколов ЕА., Конюхов А.И. Инъекционная геология осадочных бассейнов и нефтегазоносность // Тезисы докл. ежегодной научной конф. "Ломоносовские чтения". М.: МГУ, 1995. С. 44

8. Коробков Ю.И. Возраст углеводородных скоплений в связи с проблемой поиска нефтяных и газовых месторождений // Мат-лы Шестой межд. конф. "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр". Кн. 1. М.: ГЕОС, 2002. С. 253-255

9. Кабышев Б.П., Кабышев Ю.Б. Флюидодинамика: фактор созидания или разрушения и переформирования месторождений углеводородов // Мат-лы Шестой межд. конф. "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр". Кн. 1. М.: ГЕОС, 2002. С. 191-193

10. Чистякова Н.Ф. Термобарические аномалии как отражение формирования углеводородного сырья (на примере Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна) // Геология нефти и газа. 2001. №3. С. 42-49

11. Конищев В. С, Ковтуна А.М. Нефтеносность и геодинамика Припятского палеорифта // Мат-лы Шестой межд. конф. "Новые идеи в гeoлогии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр". Кн. 1. М.: ГЕОС, 2002. С. 239-242

12. Чебаненко ИИ., Клочко В.П., Токовенко В.С., Евдощук НИ. Осадочно-неорганическая теория формирования нефтяных и газовых месторождений // Геология нефти и газа. 2000. №5. С. 50-52

13. Гордадзе Г. Н., Арефьев О.А. Некоторые существенные несоответствия состава органического вещества нефтематеринских толщ с нефтями // Мат-лы Шестой межд. конф. "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр". Кн. 1. М.: ГЕОС, 2002. С. 135

14. Гордадзе Г. Н., Русинова Г. В. Углеводороды-биомаркеры в продуктах мягкого термолиза асф~льтенов и смол // Мат-лы Шестой ме~д. конф. "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр". М.: ГЕОС, 2002. С. 137

15. Прасолов Э.М и др. Изотопный состав углерода и кислорода карбонатов в районах распространения подводных грязевых вулканов (Черное море) // Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть и газ. М.: ГЕОС, 2002. С. 225-226

16. Прасолов Э.М и др. Изотопный состав углерода и кислорода природных карбонатных труб в районах подводной разгрузки флюидов (Кадисский залив, Атлантический океан) // Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть и газ. М.: ГЕОС, 2002. С. 226-228

17. Родкина М. В. О погрешности методики определения вклада мантийной компоненты в составе природных УВ газов // Мат-лы Шестой межд. конф. "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр". Кн. 2. М.: ГЕОС, 2002. С. 1 30- 1 34

18. Краюшкин В.А. Небиотическая нефтегазоносность недр // Тезисы докл. межд. конф. "Генезис нефти и газа и формирование их месторождений в Украине как научная основа прогноза и поисков новых скоплений". Чернигов. 2001. С. 16-17

19. Кулакова И.И., Руденко А.П. Фракционирование изотопов углерода в его круговороте на Земле // Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть и газ. М.: ГЕОС, 2002. С. 170-172

20. Кучер М.И. Эволюция изотопного состава углерода в процессах дегазации и дифференциации мантии // Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть и газ. М.: ГЕОС, 2002. С. 175-176

21. Кривошея В.А. Минеральный синтез углеводородов – ведущая концепция развития нефтегазовой геологии // Тезисы докл. межд. конф. "Генезис нефти и газа и формирование их месторождений в Украине как научная основа прогноза и поисков новых скоплений". Чернигов. 2001. С. 31-33

22. Дюнин В.И, Корзун А.В. Геологическая модель формирования глубоких вод и происхождение месторождений углеводородов // Тр. 5 межд. конф. "Новые идеи в науках о Земле™. М. 2001. С. 223

23. Дюнин В.И., Корзун А.В. Флюидодинамика и формирование месторождений углеводородов. Сырьевая база России в XXI веке // Мат-лы научно-практической конф. Архангельск. 2001. С. 55-58

24. Нивин В.А., Ижорский С.В. Изотопы гелия как индикаторы источников и степени дегазации мантии при формировании палеозойских щелочных и карбонатных комплексов Кольской провинции // Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть и газ. М.: ГЕОС, 2002. С. 204-206

25. Гончаров В.С., Ежиков А.Д, Ильченко В.П. О сохранности углеводородов в недрах // Мат-лы Шестой межд. конф. "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр". Кн.1. М.: ГЕОС, 2000. С. 133-134

26. Гончаров В.С., Есиков А.Д, Ильченко В.П. Особенности распределения изотопного состава углерода природных газов. в месторождениях севера Западной Сибири // Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть и газ. М.: ГЕОС, 2002. С. 303-306

27. Дюнин В.И., Корзун А.В. Движение флюидов: происхождение нефти и формирование месторождений углеводородов М.: Научный мир, 2003. 97 с

ОТКРЫТЬ САМ ДОКУМЕНТ В НОВОМ ОКНЕ