К оглавлению

УДК 553.98 552.5

 

Н.А. Кудрявцев

О КОЛИЧЕСТВЕННЫХ СООТНОШЕНИЯХ МЕЖДУ УГЛЕВОДОРОДАМИ ОСАДОЧНЫХ ПОРОД И НЕФТЬЮ

Статья печатается в дискуссионном порядке.

В литературе часто встречается утверждение, что количество углеводородов в органическом веществе, рассеянном в осадочных породах, во много раз превышает запасы всех существующих в природе залежей нефти и с избытком обеспечивает их образование. В подтверждение приводятся цифры годовой продукции органического вещества в планктоне океанов и морей, а в нем - углеводородов, или, в лучшем случае, подсчеты валового содержания углеводородов в осадочной толще, полученные в результате умножения среднего их содержания на общий объем пород. Однако такие подсчеты не имеют никакого значения, так как нефть в залежах распределена не равномерно на единицу площади, а образует самые разнообразные по величине скопления: от совершенно незначительных до гигантских по размерам (в миллиарды и даже десятки миллиардов тонн). Только на примере последних скоплений и надо проверять, могли ли углеводороды осадочных пород обеспечить образование всех существующих в природе залежей нефти.

Автору уже неоднократно приходилось указывать на существование на земле столь крупных месторождений нефти и нефтяных битумов, что они не могли образоваться за счет органического вещества осадочных пород. Это особенно ясно видно на примере месторождения нефтяных битумов па р. Атабаске в Канаде, подчиненного огромной линзе нижнемелового песка Мак Марей, содержащей и в настоящее время не менее 50 млрд. т нефтяного битума удельного веса 1,00-1,07. Если бы углеводороды и могли выделиться из органического вещества и «нефтепроизводящих» глин и если бы были даже пути для их миграции издалека (в действительности они отсутствуют), то эта залежь все равно не могла бы образоваться, так как углеводороды должны были бы сконцентрироваться в песок Мак Марей с площади в 500 000 км2. При подсчете (Кудрявцев, 1958) допускалось, что выход углеводородов из материнской глины достигал 0,1% на породу, мощность глин принималась в 100 м, а потери в пути и в результате превращения нефти в битум и размыва залежи битума совершенно не учитывались.

В последнее время были открыты новые очень крупные скопления нефти и нефтяных битумов в различных странах, а также подсчитаны запасы некоторых из вновь открытых месторождений и из ранее известных, а сторонники гипотезы или, как принято говорить, теории «нефтепроизводящих» пород уточнили свои представления о том, какая часть углеводородов, которые могут быть экстрагированы из осадочных пород путем длительного кипячения в сильных органических растворителях, выделяется из глин сама и концентрируется в залежи, превращаясь при этом в нефть. Так, по В.А. Успенскому (1959), углеводородов выделяется во всяком случае значительно меньше, чем остается; по С.Г. Неручеву (1962), поддержанному Н.Б. Вассоевичем, выделяется 30-40% современного содержания углеводородов, по Дж. Ханту (1961) - от 1 до 10%. Кроме того, сторонниками «нефтепроизводящих» пород признано, что первичная миграция может осуществляться только на значительной глубине - по Н.Б. Вассоевичу не менее 1800-2000 м. Таким образом, имеется возможность более обоснованно выяснить, соответствует ли количество углеводородов, которое могло выделиться из «нефтепроизводящих» пород, залегающих на достаточной глубине и по своему положению в общем геологическом разрезе могущих быть принятыми за источник нефти для данной залежи, количеству нефти, сосредоточенному в ней.

Из новых материалов наибольший интерес в этом отношении представляет подсчет запасов нефтяных битумов в пермских отложениях северного крыла Мелекесской впадины (Волго-Уральская нефтеносная область), произведенный В.И. Троепольским с группой сотрудников. Эти залежи, известные еще с XVIII в., в последние годы были пересечены большим числом неглубоких колонковых скважин, пробуренных в 2-5 км друг от друга для поисков антиклинальных поднятий. Использовав материалы этого бурения и сохранившийся керн, сотрудники В.И. Троепольского под его руководством составили карты изопахит насыщенных нефтяным битумом песчаников и известняков, произвели большое количество определений открытой пористости этих пород, а также около 150 определений их насыщения битумом. На основании полученных данных ими было подсчитано, что запасы битумов составляют около 19 млрд. т, из которых свыше 15 млрд. т сосредоточено в верхнеказанском подъярусе. При этом удельный вес битума был принят для подсчета в 0,900 вместо действительного 0,950-1,00, что уменьшило запасы на 5-10%. Кроме того, при подсчете не учитывалась часть площади распространения битумов на правом берегу р. Волги и очень значительные поля насыщенных битумом песчаников вдоль р. Шешмы, включая район Шугурова. Таким образом, подсчитанные запасы должны оцениваться цифрой не менее 20 млрд. т. Эта цифра указывается и В.И. Троепольским (1961).

Кроме того, по данным В.И. Троепольского и его соавторов, за контуром содержащих битум известняков наблюдается их осернение, показывающее, что раньше залежи битума распространялись в некоторых горизонтах на гораздо большую площадь.

Нефтяной битум удельного веса 0,950-1,00 образуется в результате потери нефтью всех легких фракций вследствие испарения и (или) стимулируемых бактериальной жизнедеятельностью окислительных процессов за счет восстановления сульфатов подземных вод. По современному варианту органической теории исходная нефть должна быть очень легкой, так как составляющие ее углеводороды должны были пройти при миграции стадию- газовой фазы. Поэтому исходной нефти должно было быть в несколько раз больше, чем образовавшегося из нее битума. Точно определить соотношение между ними затруднительно, но во всяком случае первоначальное количество нефти не будет преувеличено, если принять, что ее было в 2-2,5 раза больше (К.Б. Аширов (1960) на основании содержания ванадия в битуме Бахиловского месторождения на Самарской Луке считает, что этот битум образовался из в 90 раз большего количества нефти Зольненского месторождения), т. е. 40-50 млрд. т.

На рис. 1 нанесены границы оконтуренных В.И. Троепольским и его сотрудниками полей насыщенных битумом песчаников и известняков в различных горизонтах пермских отложений (исключая лишь самые мелкие поля). Из этой карты видно, что нефтесборная площадь залежей составляет около 18 000 км2. Для удобства арифметических подсчетов она может быть округлена до 20 000 км2.

По данным как В.И. Троепольского, так и З.Л. Маймин с соавторами (1960), ограничивающий Мелекесскую впадину с юга и юго-востока Елховско-Боровско- Смагинский вал начал развиваться еще с конца девонского периода и, следовательно, уже с того времени служит препятствием для миграции нефти в Мелекесскую впадину со стороны. Таким образом, предположения о далекой миграции нефти из Уральской геосинклинали или из Северо-Каспийской впадины, к которым в последние годы прибегает все большее число сторонников органической теории, совершенно отпадают.

Следовательно, на 1 км2 нефтесборной площади в Мелекесской впадине должно было образоваться самое малое 2-2,5 млн. т легкой нефти. Мощность нефтепроизводящих глин, залегающих на глубине свыше 1800 м (поэтому глины малиновской свиты не учитывались), по данным бурения, на Нурлатской, Аканской, Но- виковской, Бугровской и других площадях, составляет в среднем 40-50 м. Включать в число «нефтепроизводящих» карбонатные породы нет никаких оснований, так как никто до сих пор не обосновал и даже не пытался обосновать возможность выделения в природных условиях из содержащегося в этих породах органического вещества тех углеводородов, которые могут быть получены из него при кипячении в органических растворителях, а против такой возможности неоднократно приводились веские аргументы (например, Страхов и др., 1955, стр. 91-92; Кудрявцев, 1959; Теодорович, 1961, стр. 133). Против нее свидетельствуют и данные микроскопического изучения трещиноватых пород, показывающие, что нефть в таких породах, в том числе и в карбонатных, всегда пришлая, а не сингенетичная им (Смехов, 1961).

Для упрощения подсчета округляем удельный вес глины до 2,5 (вместо 2,3) и, исходя из среднего содержания углеводородов в девонских глинах, по Ю.Н. Петровой составляющего 0,005% на сухую породу, получаем, что в 1 м3 глины содержится 0,125 кг углеводородов (По Н.М. Страхову и К.Ф. Родионовой (1955) 1 м3 аргиллитов пашийской свиты содержит 0,097 кг углеводородов (в 1 т - 0,038 кг), а поддоманиковые мергели-0,115 кг (в 1 га - 0,046 кг), т.е. меньше, чем принято автором. В кыновских глинах (по тем же данным) Сорг и углеводородов еще меньше. Наличие в пашийской свите отдельных прослоев мергелей с повышенным содержанием органического вещества не меняет этой картины.). Приняв по С.Г. Неручеву и Н.Б. Вассоевичу, что количество выделившихся и поступивших в залежи углеводородов достигает 40 % по отношению к оставшимся в породе, получим, что на 1 м3 оно равно 0,050 кг; умножая эту величину на среднюю мощность «нефтепроизводящих» глин (40- 50 м), получим отдачу углеводородов на 1 м2 нефтесборной площади в 2-2,5 кг или на 1 км2 - 2000-2500 т, а умножая последнюю цифру на размеры всей нефтесборной площади, - 40-50 млн. т. Таким образом, даже при допущении, что концентрация углеводородов в залежи происходила без всяких потерь по дороге, несоответствие полученной цифры с тем количеством нефти, которое пошло на образование существующих в настоящее время залежей битумов, достигает 1000 раз. Учитывая все сделанные выше допущения и округления, а также не принятые во внимание количества битумов, надо признать, что это несоответствие гораздо больше.

Некоторые нефтяные месторождения, открытые за последние 15-20 лет в различных странах, содержат по нескольку миллиардов тонн нефти в пласте. Поэтому интересно выяснить, с какой площади должна была собраться эта огромная масса нефти. Удобнее всего произвести такой подсчет на материале Волго-Уральской нефтеносной области достаточно хорошо для того изученной.

Допуская, что мощность глин, залегающих на глубине 1800 м и больше, составляет не 40-50 м, а 100 м и что содержание углеводородов в них равно 0,01%, а также исходя из тех же максимальных цифр выделившейся из глин их части, получим, что 1 млрд, т должен был собраться (без учета потерь) с площади в 100 000 км2. Площадь Южной вершины Татарского свода и прилегающих к ней впадин (без Мелекесской), которые могли служить нефтесборной площадью для месторождений, расположенных не только в них самих, но и на этой вершине, составляет не более 50 000 км2. На данной площади открыто несколько очень крупных нефтяных месторождений, содержащих в подчиненных терригенному девону залежах не один, а несколько миллиардов тонн нефти в пласте.

Следует отметить, что включать в число «нефтепроизводящих» глины карбона в данном случае нельзя, так как нефть, тем более находящаяся в газовой фазе, может мигрировать из более молодых отложений в более древние только в исключительных случаях, а не в региональных масштабах. Не могут быть отнесены к этой категории и глины бавлинской серии, так как по данным 3.Л. Маймин (1955) и Л.А. Гуляевой (1955) они образовались в окислительной обстановке и содержат органическое вещество в очень малом количестве.

Не останавливаясь на примерах других крупных месторождений, из которых особого внимания заслуживают Хасси Мессауд в Сахаре и месторождения Саудовской Аравии, и не касаясь недоуменных вопросов, связанных с первичной миграцией углеводородов в газовой фазе по схеме В.А. Успенского и Н.Б. Вассоевича, на основании приведенных данных необходимо сделать заключение, что огромное несоответствие между имеющимися залежами нефти и нефтяных битумов с тем количеством углеводородов, которое, по данным самих сторонников существования «нефтепроизводящих» пород могли дать эти породы, показывает, что и обновленный вариант органической теории столь же несостоятелен, как и все предыдущие.

Совершенно ясно, что колоссальные количества нефти и нефтяных битумов, сосредоточенные на отдельных участках земной коры, в частности в районе Южной вершины Татарского свода, могли возникнуть только за счет углеводородов глубинного происхождения, мигрировавших в осадочную толщу по разломам в кристаллической оболочке Земли, проникающим в ее мантию («перидотитовую оболочку»). Район Южной вершины Татарского свода (рис. 2) пересечен в различных направлениях рядом разломов в кристаллическом фундаменте. Длительность развития и большое протяжение, установленные для большинства их, а также наличие в девонских отложениях и в бавлинской серии этого района следов гидротермальной и магматической деятельности показывают, что данные разломы должны быть отнесены к категории глубинных, проникающих глубоко в мантию Земли, в область высоких температур и больших давлений. Судя по наличию нефтепроявлений почти в каждой скважине, пробуренной в зоне Нурлатского разлома (Мельников и Войтович, 1961), по которому в фундаменте образовался узкий грабен, по крайней мере, по некоторым из этих разломов и в настоящее время происходит миграция нефти в осадочную толщу. Аналогичные грабены пересекают Южную вершину Татарского свода и в других местах. Один из них отделяет Новоелховско-Акташское месторождение от Ромашкинского, другой, слабее выраженный в осадочной толще прогибом, по-видимому, имеется в восточной части последнего. Разломы создают на склонах вершины уступы и окружают ее со всех сторон. Если не в настоящее время, то в прошлом по ним несомненно происходила миграция нефти, чем только и можно объяснить концентрацию таких колоссальных количеств ее в данном районе.

Если обратиться к другим нефтеносным районам, в которых открыты сверхкрупные нефтяные месторождения, то и в них зафиксировано наличие региональных разломов в фундаменте (см. Перродон, 1961, для Сахары; Грейг, 1958, для Среднего Востока и т. д.). Более того, все структуры первого порядка, с которыми связана нефтеносность, - межгорные впадины, предгорные прогибы, краевые и глубокие внутренние впадины платформ - возникли в результате опусканий крупных участков земной коры по глубинным разломам. Таким образом, существование сверхкрупных месторождений нефти и нефтяных битумов, которые не могли образоваться за счет углеводородов органического вещества, рассеянного в осадочных породах, подтверждает уже давно сделанное заключение о генетической связи нефтеносности с глубинными разломами (Кропоткин, 1955; Кудрявцев, 1959; Порфирьев, 1959 и т. д.).

ЛИТЕРАТУРА

1.     Аширов К.Б. К вопросу о времени формирования нефтяных и газовых залежей Среднего Поволжья. Геология нефти и газа, 1960, № 6.

2.     Вассоевич Н.Б. Микронефть. Тр. ВНИГИ, вып. 132, 1959.

3.     Гуляева Л.А. Геохимические фации, окислительно-восстановительные обстановки и органическое вещество осадочных пород. Советская геология, сб. 47, 1955.

4.     Кропоткин П.Н. Проблема происхождения нефти. Советская геология, сб. 47, 1955.

5.     Кудрявцев Н.А. О месторождении асфальтовых песков на р. Атабаске. Геология и геохимия, сб. 2 (VIII), 1958.

6.     Кудрявцев Н.А. По поводу образования нефти в карбонатных породах. Советская геология, № 8, 1959.

7.     Кудрявцев Н.А. Геологические доказательства глубинного происхождения нефти. Тр. ВНИГРИ, вып. 132, 1959.

8.     Маймин З.Л. Некоторые результаты работ по изучению условий образования нефти. Тр. ВНИГРИ, нов. серия, вып. 82, 1955.

9.     Маймин З.Л. и др. Условия формирования нефтяных залежей в Волго-Уральской области. Фонды ВНИГРИ, 1960.

10. Мельников А. М. и Войтович Е. Об условиях залегания нефти па Нурлатской площади и перспективах поисково-разведочных работ. Новости нефт. и газ. техн., № 1, 1961.

11. Неручев С.Г. О составе битумов, эмигрирующих из органического вещества материнских пород, и процессах аккумуляции их в ловушках. ДАН СССР, т. 143, № 1, 1962.

12. Порфирьев В.Б. К вопросу о времени формирования нефтяных месторождений. Ки. «Проблема миграции нефти и формирование нефтяных и газовых месторождений». Гостоптехиздат, 1959.

13. Страхов Н.М., Родионова К.Ф. и Залманзон Э.С. К геохимии нефтеносных отложений (нижнефранские породы Второго Баку). Тр. Ин-та геол. наук АН СССР, вып. 155, сер. геол., № 66, 1960.

14. Теодорович Г.И. О книге Н.А. Кудрявцева «Нефть, газ и твердые битумы в изверженных и метаморфических породах». Советская геология, № 3, 1961.

15. Троепольский В.И. Геологическая история нефти в осадочном комплексе отложений Татарии и основные закономерности современного размещения ее залежей. Тезисы докл. объед. засед. по пробл. «Закономерности размещения нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской нефтеносной области». Казань, 1961.

16. Успенский В.А. Пути преобразования нефти в залежах. Кн. «Проблема миграции нефти и формирование нефтяных и газовых скоплений». Гостоптехиздат, 1959.

17. Успенский В.А., Радченко О.А. и др. Основные пути преобразования битумов в природе и вопросы их классификации. Гостоптехиздат, 1961.

18. Greig Duglas A. Oil Horizons in the Middle East. «Habitat of Oil», Tulsa 1958.

19. Hunt G. M. Distribution of Hydrocarbons in Sedimentary Rocks, Geoch. et Cosmoch. Acta, vol. 22, No 1, 1961.

20. Perrоdоn A. Sur la notion de province petrolifere. Rev. de Г Inst. Franc, du Petr. vol. XVI, No 6, 1961.

ВНИГРИ

 

Рис. 1. Залежи битума в Мелекесской впадине.

1 - стратоизогипсы кровли кыновских слоев; контуры залежей битумов, вошедших в подсчет; 2- в верхнеказанском подъярусе; 3 - в нижнеказанском подъярусе; 4-в уфимском ярусе; 5-в сакмарском ярусе (по В.И. Троепольскому с соавторами).

 

Рис. 2. Схема расположения разломов в кристаллическом фундаменте в районе южной вершины Татарского свода. (По В.Д. Наливкину, Г.Н. Клушину и И.Н. Толстихину, 1962 с дополнительным нанесением нефтяных месторождений).

1, 2, 3, 4 - разломы, устанавливаемые по флексурам различного типа в осадочной толще; 5 и 6 - разломы по геофизическим данным (установленные и предполагаемые); 7 - нефтяные месторождения.