К оглавлению

УДК 553.061.3

К ВОПРОСУ ОБ ОБРАЗОВАНИИ НЕФТИ В КОНТИНЕНТАЛЬНЫХ (ОЗЕРНЫХ) ОТЛОЖЕНИЯХ

Большая часть нефтяных месторождений мира приурочена к осадкам древних морей. Давно установлено, что эта связь генетическая. Нефть встречается также и в континентальных, в частности пресноводно-озерных, отложениях. Длительное время господствовало представление, что нефтяные залежи в этих отложениях являются вторичными. И.М. Губкин [7] утверждал, например, что «...родина нефти не в пресноводных бассейнах, не в болотах, а в областях древних мелководных морей...».

Ряд ученых, однако, считал, что для нефтеобразования совсем не обязательна та или иная соленость вод бассейна седиментации. Так, по мнению Д. Уайта, высказанному им в 1917 г., «Органический ил, которому суждено стать материнской породой нефти, мог быть равным образом отложен и в соленой и в пресной воде» [10]. Геологи, работавшие в центральной части Азии, также отмечали, что широко развитые здесь континентальные озерные отложения мезозоя и кайнозоя нередко являются нефтематеринскими (С.Н. Алексейчик, М.Н. Саидов и др.). В последние годы это положение подтвердилось данными геохимии.

Изучение битумоидов (битуминозных компонентов) органического вещества современных и древних субаквальных осадков, формировавшихся в самых различных фациальных условиях, показало, что основные исходные вещества для нефти - метановые, нафтеновые, ароматические и гибридные углеводороды - широко распространены как в морских, так и в континентальных отложениях. Таким образом, спектр нефтематеринских отложений значительно расширился. Однако отдельные исследователи стали относить к нефтематеринским и такие породы континентальной формации, которые не генерировали нефти. Трудно, например, допустить первичную нефтеносность песков и алевритов красноцветных неогеновых отложений одной из впадин центральной части Азии (Цайдамский нефтегазоносный бассейн). Этим отложениям посвящена статья В.В. Вебера [3].

Статья привлекает к себе внимание необычайной простотой решения столь важного в научном и практическом отношении вопроса, каким является вопрос о первичности (в понимании И.М. Губкина) или вторичности нефтеносности отложений. В распоряжении указанного автора было всего лишь 13 образцов пород из одной скважины, из которых четыре образца представляли нефтяные пески и алевриты. К «ненефтеносным породам» отнесены: 6 образцов красных или красновато-бурых алевролитов, два образца серых алевролитов, один образец кремовобурого мергеля.

На основании изучения органического вещества (ОВ) по 13 образцам В.В. Вебер и решает вопрос о характере нефтеносности соответствующих отложений без привлечения каких-либо геологических материалов (за исключением лишь данных об окраске, типе пород и, в самых общих чертах, о их гранулометрическом составе). Исследование ОВ не выходило за рамки обычных определений содержания Сорг битумоида (спирто-бензольного экстракта), его бензольной части и элементарного состава последней. При таком минимуме исходных данных вопрос о первичной нефтеносности красноцветных отложений неогена западной части Цайдамской впадины решен вполне уверенно, что, конечно, может побудить некоторых читателей воспользоваться методом В.В. Вебера для решения аналогичных проблем для других нефтеносных толщ.

Все исходные данные, использованные В.В. Вебером, сведены нами в таблицу (некоторые цифровые данные получены на основе опубликованных диаграмм, часть данных была сообщена В.В. Вебером).

Цифры в таблице показывают, во-первых, что все породы весьма бедны органическим веществом. Если исключить породы с явной нефтью, т.е. последние четыре образца, то окажется, что содержание Сорг в породах колеблется от 0,10 до 0,25%, т.е. в 2-3 раза ниже кларкового для алевритовых пород. В связи с этим уместно напомнить, что В.В. Вебер противопоставлял осадки, относительно обогащенные ОВ, которые он именовал «органогенными илами», осадкам, более бедным ОВ. По его мнению, «для обеспечения должного процесса превращения органического вещества в сторону нефти степень концентрации этого вещества в осадке имеет большое значение. Повышенное его содержание способствует созданию устойчиво-восстановительной среды в осадке, и этим обусловливается соответствующая направленность, преобразования битумной части органического вещества» [5, стр. 263].

Во-вторых, содержание Сорг в породах колеблется в пределах ±50% от среднего, составляющего 0,17% (максимум равен 0,17 + 0,08%). Отношение максимума к минимуму составляет всего лишь 2,5. Этот небольшой разброс цифр виден и по содержанию остаточного Сорг, как называет В.В. Вебер остаток от вычитания углерода, входящего в состав битумоидов, из общего содержания Сорг в породе.

В-третьих, содержание битумоидов (в данном случае - растворимой в бензоле части спирто-бензольного экстракта) колеблется более значительно - от 0,014 до 0,094% на породу, т.е. изменяется в 6,7 раза против 2,5 для Сорг. Если же учесть и нефтяные породы, то это изменение составит: 4,1:0,014% = 293 против 0,22:0,07% = 3 для остаточного органического углерода. Это обстоятельство заставляет предполагать о явлениях вторичного обогащения пород битумоидом. Учитывая наличие нефтяных песков и алевролитов, В.В. Вебер допускает возможность миграции нефти. Естественно предположить, что мигрирующая нефть возможно в небольшой: доле могла проникнуть сама по себе (путем эффузии и (или) диффузии), а также в виде раствора в воде или газах как в наиболее крупнозернистые и вообще пористые и проницаемые породы, которые она насыщала, так и в другие породы по трещинам или путем равномерного рассеивания в массе пород («диффузно-рассеянная нефть» в прямом смысле этого термина).

Известно, что в нефтеносных пачках примазки нефти по трещинам и повышенная битуминозность нередко отмечаются в породах, переслаивающих нефтеносные пласты.

Тем более это можно ожидать в породах преимущественно песчано-алевритового состава, который, как отмечает В.В. Вебер, «очевидно был благоприятным для миграции образовавшейся нефти» [3, стр. 31].

Небольшое количество нефти, попавшей в породы, повышало содержание в них битумоида - соответственно битумоидный коэффициент равен отношению Сбит/Соргобщ. Вместе с тем, состав такого смешанного битумоида облагораживался, и тем больше, чем большую долю нефти он в себя включал. Данные приведенной таблицы в общем подтверждают это предположение. Более высокому содержанию битумоида в органическом веществе породы (коэффициент βов) отвечает обычно более высокое значение отношения C+H/O+S+N, являющегося показателем степени восстановленности битумоида. Прямой, четко выраженной зависимости, однако, не наблюдается. Это и понятно, так как коэффициент β отражает общее, суммарное содержание и автохтонного и аллохтонного битумоидов пород, а содержание и состав первого безусловно варьируют.

К сожалению, число исследованных образцов весьма невелико, поэтому нельзя уверенно установить, каково же среднее содержание автохтонного битумоида в породах разного типа и каков их состав.

Можно только провизорно определить для нескольких образцов долю в них аллохтонного битумоида, исходя из допущения, что мигрировал битумоид, отвечающий по составу нефти последнего образца (см. таблицу). В качестве же наиболее близких к первичным автохтонных битумоидов можно принять битумоиды наиболее частых в коллекции и, вместе с тем, более или менее однотипных пород (наиболее распространенных в толще), т.е. первых трех образцов. Для образца 3, близкого по ряду показателей к образцам 1 и 2, характерны самое низкое содержание битумоида и низкое значение битумоидного коэффициента β. Следовательно, в этом образце меньше всего можно ожидать примеси нефти. Образцы 4, 6, 7 и 8 также частично между собой сходны, но содержание в них битумоида сильно варьирует, не зависимо от содержания в породе Сорг. Видимо в некоторых из них присутствует примесь аллохтонного битумоида.

По примеру С.Г. Неручева [9] Мы применили одну из формул для смешивания растворов [8, стр. 168-169 и 176] и определили относительное количество аллохтонного битумоида, допустив, что среди образцов среднезернистых алевролитов наименьшее количество аллохтонного битумоида можно ожидать в образце 4. Оказалось, что в образце 6 содержится около 0,06% нефти (в % от породы); тот же результат был получен при допущении, что состав автохтонного битумоида наиболее близок к составу битумоида образца 1, а состав аллохтонного - к составу битумоида образца 13. Доля нефти в образце 6 определилась примерно в 65% от общего содержания в нем битумоида.

В образце 9 доля нефти составляет 0,033% от породы, или около 70% от содержания битумоида.

Конечно, расчеты приблизительны, но они все-таки показывают, что повышенное содержание битумоидов в отдельных образцах при очень низком содержании во всех породах Сорг может быть объяснено именно примесью нефти - следами ее миграции. В рассмотренных случаях ее содержание составило около 0,03-0,06% от веса породы. В нефтяных же песках и алевролитах содержание нефти повышается до 4,1 %. Вторичность по крайней мере 98% нефти в последнем случае подтверждается также тем, что на долю остаточного углерода приходится всего лишь 0,07% органического углерода. Нефть же в наиболее насыщенных ею пластах характеризуется очень низким содержанием О, S и N (в сумме 0,75%), что говорит о бедности ее асфальтово-смолистыми компонентами, вероятно, сорбировавшимися на путях миграции.

Увеличение содержания «битумов» с «ненефтяных породах» В.В. Вебер объясняет дополнительным новообразованием «битумов» благодаря усилению восстановительной обстановки. Однако никаких данных, подтверждающих это объяснение, нет; в частности, количество «битумов» в ряде случаев (и обычно именно в тех, когда содержание Сорг в породах незначительно) достигает 30- 50% от органического вещества. Так, например, максимальному содержанию «битума» в 0,09% (образец 6) отвечает всего лишь 0,14 % Сорг в породе (половину которого составляет углерод самого «битума»). В терригенных породах такая высокая степень «битуминизации» органического вещества не наблюдалась. Она требует полувалового превращения исходной органики в «битум». Если учесть элементарный состав исходной органики в песчано-алевритовых осадках, битумоидов и остаточной органики в породах, то такое превращение с балансовой точки зрения представляется весьма маловероятным.

Сравнивая породы, представленные образцами 5-8, с нефтяными, В. В. Вебер указывает, что для первых (образцы 5-8) «...битумный коэффициент достигает 30-50% (количество остаточного органического углерода в них тоже 0,07-0,08%). В процессе дальнейшего восстановления битума и увеличения битумного коэффициента могли возникнуть миграция и концентрация битума...» [3, стр. 31]. Каким же образом за счет столь ничтожного остатка ОВ, который обычно обогащен гетероэлементами, могли образоваться дополнительные порции битумоидов, практически отвечающие нефти? Для нефтяных песков и алевритов с содержанием остаточного Сорг 0,07 -0,09%, В. В. Вебер допускает миграцию в них нефти, но исключает эту возможность для других пород с таким же низким содержанием остаточного Сорг. Между тем, совсем не обязательно, чтобы миграция нефти всегда приводила к полному или значительному заполнению всех пор в породе. В менее проницаемые породы она может проникнуть лишь в небольшом количестве. По-видимому, именно так и произошло в данном случае.

Несмотря на скудность имеющихся в статье сведений, можно заметить существование зависимости между гранулометрическим составом изученных В.В. Вебером пород и степенью их битуминозности. Группа нефтяных пород (образцы 10-13) относительно более крупнозернистая, чем группа остальных пород разреза [3, стр. 31). Среди же остальных пород выделяются две подгруппы - мелкозернистых известково-глинистых алевролитов (образцы 1, 2, 3 и 9) и среднезернистых алевролитов (образцы 4, 6, 7 и 8). Для первой подгруппы пород, кроме образца 9, очевидно, менее пористых и проницаемых, характерны минимальные содержания битумоида и наименьшие значения коэффициента β. Породы второй подгруппы, относительно более пористые и проницаемые, если исключить образец 4, отличаются повышенным содержанием битумоида как в породах, так и в ОВ (коэффициент β). Все это вполне естественно с точки зрения миграции, но находится в противоречии с концепцией В.В. Вебера.

Известно, что более тонкозернистые, глинистые и известковистые породы при прочих равных условиях (вне зон нефтепроявлений) обычно более богаты ОВ и, соответственно, сингенетичными битумоидами, чем более крупнозернистые. Для первой подгруппы пород, более тонкозернистых, характерно наибольшее содержание остаточного Сорг (0,13-0,22 %), а для второй (как и для нефтеносных песков и алевролитов) - наименьшее. Для битумоида наблюдается противоположное явление. Это служит серьезным подтверждением аллохтонности излишка битумоидов в составе среднезернистых алевритов (образцы 6, 7, 8).

Из диаграмм В.В. Вебера [3, рис. 2 и 3] видно, что возрастание содержания битумоида в ОВ обычно сопровождается увеличением содержания битумоида и в самой породе; это во всех случаях (кроме нефтяных пород) объясняется автором как доказательство новообразования битумоидов, а параллельно нарастающее сходство с нефтью - увеличением степени их восстановленности. Иными словами, оба эти явления представляют собой две стороны единого процесса усиления восстановительных условий. Такое мнение справедливо, но в известных пределах. Возможности восстановительного процесса нельзя гипертрофировать. Битумообразующие способности ОВ осчерпываются скорее, чем возможности облагораживания битумоидов за счет внутреннего перераспределения в них водорода, ведущего к уменьшению содержания битумоида вследствие прочной сорбции более кислых его компонентов и перехода их в так называемое «нерастворимое ОВ».

Поэтому правдоподобнее допустить, что увеличение содержания «битума» в породе, выходящее за рамки предельных значений для сингенетичного «битума» и сопровождающееся нарастанием его сходства с нефтью, является следствием увеличения следов нефти в соответствующих образцах. Такое объяснение подтверждается, как мы видели, другой закономерностью, выражающейся в том, что содержание нефти, в общем, тем больше, чем крупнозернистее порода и чем меньше в ней известково-глинистого материала, т. е. чем вероятнее ее большая пористость и проницаемость.

В.В. Вебер считает, что «Залегание рассеянных битумов во вмещающих их породах (в образцах от 1 до 9 - Н. В.) сомнений не вызывает. Как следствие, с той же фацией отложений генетически связаны, очевидно, и нефтяные битумы» [3, стр. 311. По нашему же мнению, аномально высокое содержание битумоидов в ряде образцов (взятых из нефтеносной пачки!) заставляет сомневаться в автохтонности этих битумоидов, а следовательно, и в справедливости утверждения В.В. Вебера о высокой степени битуминизации ОВ в породах и о постепенном переходе их битумоида в нефть «в условиях рассмотренной континентальной фации отложений» 13, стр. 31J.

Очень низкое содержание ОВ во всех рассмотренных породах (т.е. настолько низкое, что оно не могло обеспечить даже восстановление закисных форм железа, которыми, вероятно, объясняется красная и красновато-бурая окраска большей части пород); затем достаточно кислый характер битумоида (20-30% содержания гетероэлементов) в тех образцах, в которые не попала нефть, а также вторичность битумоидов в случаях их повышенного содержания, вытекающая из зависимости их количества от пористости пород и т.д. - все это говорит против того, чтобы можно было относить описываемые отложения к числу нефтепроизводящих. Нефть попала в эти породы из нижележащих, тоже континентальных отложений, но более обогащенных ОВ. Такой точки зрения придерживается и М.Н. Саидов, которому принадлежит заслуга обоснования первичной нефтеносности ряда континентальных свит в центральной части Азии.

ЛИТЕРАТУРА

1.     Вассоевич Н. Б. По поводу статьи В. В. Вебера «Об образовании нефти в продуктивной толще юго-восточного Кавказа». Геология нефти и газа, 1962, № 10.

2.     Вебер В.В. Битумообразование в четвертичных морских осадках в связи с проблемой происхождения нефти. Сб. «Происхождение нефти и газа», Гостоптехиздат, I960.

3.     Вебер В.В. К возможности образования нефти в осадках континентальных формаций. Геология нефти и газа, 1962, № 2.

4.     Вебер В.В. Об образовании нефти в продуктивной толще юго-восточного Кавказа. Труды ВНИГНИ, вып. XXXIII, Гостоптехиздат, 1962.

5.     Вебер В.В., Горская А.И. и Мессинева М.А. Проблема исходного материала и условия его накопления в осадках. Сб. «Происхождение нефти», Гостоптехиздат, 1955.

6.     Вебер В.В., Горская А.И. и Глебовская Е.А. Сб. «Битумообразование в четвертичных осадках и генезис нефти». Гостоптехиздат, 1960.

7.     Губкин И.М. Учение о нефти. ОНТИ, 2-е изд., 1937.

8.     Краткий справочник химика. Госхимиздат, 1948.

9.     Неручев С.Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти. Гостоптехиздат, 1962.

10. Whitе D. Lete theories regerding the origin of oil. Bull. Geol. Soc. Amer., vol. 28, 1917.

ВНИГРИ

 

Таблица

Характеристика пород

№ образца

Содержание, % вес. от породы

Битумоидный коэффициент βС

Содержание элементов в составе БЧСББ, %

Средний размер зерен в породе, мм

Сорг

БЧСББ 1

остаточного Сорг

С

н

O + N + S

С+Н/ O + N + S

Красные и (или) красновато-бурые мелкозернистые известково-глинистые алевролиты.

1

0,145

0,025

0,13

10,0

59,6

10,9

29,5

2,39

0,04- 0,014

2

0,19

0,029

0,17

10,0

64,6

9,2

26,2

2,84

3

0,14

0,014

0,13

6,5

66,2

10,3

23,5

3,25

Среднее значение

 

0,16

0,023

0,14

8,8

63,5

10,1

26,4

2,82

Красноватые или красновато-бурые среднезернистые известковистые алевролиты

4

0,24

0,035

0,22

10,0

69,2

11,0

19,8

4,05

Кремово-бурый мергель

5

0,25

0,040

0,22

12,0

73,9

11,6

14,5

5,9

Серый среднезернистый алевролит

6

0,14

0,094

0,07

50,7

75,5

11,0

13,5

6,4

Красноватобурый среднезернистый известковистый алевролит

7

0,13

0,051

0,09

30,0

76,65

11,0

12,35

7,1

Серый среднезернистый алевролит

8

0,10

0,020

0,08

16,5

77,8

10,0

12,2

7,2

Красновато-бурый мелкозернистый известково-глинистый алевролит

9

0,20

0,046

0,16

18,5

81,2

12,3

6,5

14,4

Нефтяные пески и алевриты

10

0,8- 4,1

0,63- 4,13

0,07- 0,09

86,7- 97,5

83,2

12,6

4,2

22,8

0,05- 0,65

11

84,1

13,4

2,5

39,0

12

84,75

14,5

0,75

132,2

13

85,35

13,9

0,75

132,2