К оглавлению

УДК 553.982

«Микронефть» - еще не нефть

В порядке обсуждения.

Б.Ф. ДЬЯКОВ (ВНИГРИ)

То, что «микронефть» не является нефтью, знают все геохимики-органики, однако многие специалисты-нефтяники этот термин понимают в буквальном смысле слова, что совершенно неверно и часто приводит к недоразумениям, а порой к крупным теоретическим и практическим ошибкам. В 1952 г. в своем докладе на Ученом совете ВНИГРИ о предварительных результатах работ по проблеме «Происхождение нефти и газа в чокракско-караганских отложениях Северного Предкавказья» Н.Б. Вассоевич впервые предложил термин «микронефть». Так он назвал образующийся из ОВ пород в период катагенеза битумоид, содержащий частично унаследованные от живых организмов, частично новообразованные УВ, физически еще не обособленные и не способные к миграции.

Лишь образующуюся, по Н.Б. Вассоевичу, из «микронефти» «диффузно-рассеянную капельно-жидкую нефть», впервые выявленную в нефтематеринских породах И.М. Губкиным, он [3, 4] считал настоящей нефтью, способной к миграции, назвав ее «макронефтью». Так что в «Геологическом словаре» 1973 г. неверно трактуется (со ссылкой на Н.Б. Вассоевича), будто «микронефть» это подвижная, целиком состоящая из УВ часть сингенетичного битумоида. Это, скорее, уже «макронефть», по Н.Б. Вассоевичу. Важно отметить, что тогда же он утверждал, что «микронефть» не обязательно станет нефтью, поскольку процесс преобразования ОВ пород может на том или ином этапе, по тем или иным причинам прекратиться. Однако эти заявления автора термина «микронефть» впоследствии были забыты, и многие нефтяники и даже геохимики стали употреблять его без оговорок, более того, допускать такие выражения, как «миграция микронефти», тем самым отождествляя «микронефть» (незаметно для себя) с настоящей нефтью, только в микроскопическом количестве, которой стоит лишь мигрировать в ловушки, как появляются нефтяные залежи. Ниже мы увидим, насколько это представление неверно и как искажает истинное положение вещей в отношении нефтеобразования. А между тем оно было принято за основу как при теоретических разработках, так и в нефтегеологической практике и, конечно, должно было неизбежно привести к ошибкам.

В действительности же, согласно исследованиям геохимиков, дело обстоит не так.

Обычно процесс нефтеобразования подразделяется на три стадии: начальную - предГФН, главную - ГФН и конечную - ГФГ. При этом считается, что нефть образуется в основном на стадии ГФН, когда ОВ пород подвергается катагенезу (MK1-МК2), как первоначально определялось, при температуре 60-70 °С и залегании пород в интервале глубин 1000-2000 м, который получил название ГЗН.

Эти положения весьма просты для понимания и удобны для использования как при теоретических исследованиях, так и при нефтепоисковых работах и поэтому широко применяются нефтяниками. Территории с мощностью осадочных отложений более 2000 м и температурой 60-70 °С были отнесены к перспективным. Действительно, в ряде открываемых нефтегазоносных регионов отмечались такие геологические условия (Западная Сибирь, Мангышлак и др.), хотя их нефтегазоносность, как ныне представляется, в меньшей степени определялась этими факторами. Многие регионы с подобными условиями оказывались ненефтегазоносными (Московская синеклиза, Мелекесская впадина, межгорные впадины Западного Казахстана и Дальнего Востока, мезозойские отложения Приаралья и др.), но на это не обращали особого внимания.

Сейчас этого делать уже нельзя. Установлено, что процесс нефтеобразования («микро- и макронефти», по Н.Б. Вассоевичу) может происходить в разных регионах и даже в различных частях одного и того же региона на глубинах от 1000 до 5000 м при температурах от 60 до 300-400 °С. Поэтому указанные выше, некогда казавшиеся незыблемыми положения и вытекающие из них критерии оценки перспектив нефтегазоносности регионов и обоснования для разного рода теоретических разработок сейчас потеряли свое значение. И тем не менее ими продолжают пользоваться, что, на наш взгляд, совершенно неправомерно. Особенно недопустимо пользоваться ГФН-ГЗН, полученными расчетным путем, исходя из глубины погружения предполагаемых нефтематеринских пород и их палеотемператур. Но, как увидим позже, и доказанная геохимическими методами ГФН и определение ГЗН ни в коей мере не гарантируют наличие нефти в регионе, а если она и есть, то может не иметь никакой связи с ГФН-ГЗН не из-за неблагоприятных геологических условий сохранения нефти, а вследствие независимости ее в залежах от образующихся в нефтематеринских породах региона «микро- и макронефти».

Несмотря на многочисленные поиски следов миграции «макронефти» в нефтяные ловушки-залежи, результаты их всякий раз оказывались лишь вероятностными предположениями. Достоверных данных о генетической и пространственной связи «микро- и макронефти» нефтематеринских пород с нефтью в залежах не установлено. А они должны быть, если считать, что нефть органического происхождения и образуется в результате катагенеза ОВ. Причина этого, на наш взгляд, заключается в том, что мы ищем нефть и изучаем ее образование не там, где она могла «зародиться». Чтобы показать это, рассмотрим вопрос о времени начала и продолжительности процесса «нефтеобразования», или, другими словами, о начале и продолжительности прохождения нефтематеринскими породами ГФН-ГЗН, как это явствует из проводимых сейчас исследований.

В широко известной книге «Осадочно-миграционная теория образования нефти и газа» (М., Наука, 1978) в обзорной статье «Проблема происхождения нефти и газа на IX Мировом нефтяном конгрессе» Н.Б. Вассоевич приводит данные из доклада Б. Тиссо с сотрудниками об образовании нефти и газа в трех осадочных бассейнах: Иллизи, Северной Сахаре и Западной Канаде (провинция Альберта). Солидаризируясь с докладом, Н.Б. Вассоевич пишет: «В разрезе бассейна Иллизи выделяются два осадочных цикла - палеозойский и мезозойский. Прекрасные нефтематеринские породы присутствуют в отложениях силура, верхнего и среднего девона. В конце карбона палеозойские отложения были смяты в складки, затем подвергнуты эрозии, затронувшей местами даже ордовикские слои. Седиментация возобновилась в триасе, когда отложились песчано-глинистые слои и эвапориты, и продолжалась в юрско-меловое время. Б. Тиссо, Ж. Деру, Ж. Эспиталье ограничились рассмотрением месторождений в песчаниках ордовика и нижнего девона. Было установлено, что нефтематеринскими породами явились глинистые осадки нижнего и верхнего силура. Исходя из кривых опускания отложений и геотермических градиентов, Б. Тиссо с соавторами выделили в пределах бассейна три зоны... В восточной половине центральной части осадочного бассейна погружение материнских осадков к концу мезозоя достигло 2,4 км. Оказавшиеся в главной зоне нефтеобразования породы стали генерировать нефть и газ. Выделение их происходило уже после герцинского складкообразования, т. е. после того, как образовались структурные ловушки, в которых и скопились углеводороды, дав начало крупным месторождениям нефти...» [5, с. 26, 27]. И далее там же: «...В бассейне Северной Сахары также выделяются два крупных цикла. В палеозойском цикле основными нефтематеринскими породами являются богатые ОВ нижнесилурийские глинистые отложения. Несмотря на сильную эрозию, сменившую стадию герцинского горообразования и обусловившую выход на дневную поверхность в сводовых поднятиях пород кембрия и ордовика, нефтематеринские силурийские отложения сохранились в наиболее погруженных частях бассейна и в синклинальных прогибах. Седиментация возобновилась в триасе и продолжалась в юрское и меловое время. Образовалась мощная толща осадков, содержащая толщу солей, являющихся великолепным экраном. Осуществленные Б. Тиссо с коллегами геохимические исследования показали, что нефть в ордовике и в кембрии, безусловно, обязана своим происхождением нижнесилурийским материнским породам, но образовалась нефть значительно позже, только в меловое время, когда нефтематеринские отложения, опускаясь, смогли достигнуть ГЗН» [5, с. 28], т. е. через 300-400 млн. лет после образования самих нефтематеринских пород.

Н.Б. Вассоевич считал, что нефтегазоносность пород триаса, в частности месторождения Хасси-Мессауд, обусловлена повторной генерацией УВ, сохранившихся от постгерцинского размыва в синклиналях региона нефтематеринских пород силура и девона. Комментируя данные Б. Тиссо, Н.Б. Вассоевич пишет: «По мнению автора данного обзора, в течение первых 300 млн. лет в силуре не образовывалась собственно нефть, фазообособленная макронефть, а только дисперсная, еще не зрелая микронефть, лишенная легких компонентов, составляющих керосиновую и бензиновую фракции в нефти. Она не обладала миграционной способностью и потому оставалась рассеянной в материнских породах» [5, с. 29].

Мы привели последнюю цитату, чтобы еще раз показать, что «микронефть» - это еще не нефть.

Касаясь нефтеобразования в районе Ледюк Западной Канады, Н.Б. Вассоевич приводит следующие данные Б. Тиссо: «...нефтематеринские, здесь уже верхнедевонские, породы в течение всего палеозоя, триаса и юры не опускались глубоко и не вступали в ГЗН. Только после отложения меловых и палеогеновых осадков, когда максимальная глубина погружения верхнего девона составила 2,6 км, главная фаза нефтеобразования (ГФН) вступила в свои права...

Таким образом, в районе Ледюк верхний девон стал генерировать нефть только в конце мела и в начале палеогена» [5, с. 29], т. е. спустя те же 300-400 млн. лет после образования нефтематеринских пород, после того как они были дислоцированы в результате проявления герцинской, кимерийской и ларамийской складчатости и неоднократно на значительных площадях в эрозионные периоды размывались.

Из рассмотренных материалов о времени (продолжительности) генерации нефти на стационарных платформах Северной Сахары и Канады трудно точно установить длительность самого процесса нефтеобразования. Однако, поскольку формирование конкретных месторождений заканчивалось в конце мезозоя - начале третичного периода, можно ориентировочно признать продолжительность процесса нефтеобразования не менее 200 млн. лет.

Примерно так же происходило нефтеобразование в Московской синеклизе: «...материнские слои (имеется в виду редкинская толща венда) находились в зоне действия главной фазы, начиная с девона и до палеогена включительно» [13, с. 79]. Из этого заключаем, что здесь процесс нефтеобразования начался в центральном поле развития редкинской толщи спустя примерно 200 млн. лет после образования редкинской толщи и продолжался более 350 млн. лет. А промышленной нефти здесь так и не оказалось.

На Восточно-Сибирской платформе, как считают некоторые исследователи, «начало формирования существующих ныне нефтяных и газовых скоплений (в венде и нижнем кембрии.- Б. Д.) следует относить к рубежу среднего и верхнего кембрия» [8, с. 22], т. е. через 50 млн. лет, после того как сформировались отложения венда, нефтеобразование продолжалось до среднего девона (в течение 100-150 млн. лет). Как полагают другие исследователи [1], нефтеобразование в палеозойских отложениях началось с момента формирования их нефтематеринских пород и продолжается до настоящего времени - вот уже около 200-400 млн. лет.

В Западной Сибири, как признают некоторые исследователи [6], отложения нижней юры вступили в ГФН в различных районах в разное время мелового периода, т.е. спустя (в среднем) около 100 млн. лет после их формирования, средней и верхней юры, а также нижнего мела - в разное время верхнего мела с максимумом нефтеобразования в палеогене, т. е. тоже примерно через 100 млн. лет после их образования. Считается, что процесс нефтеобразования, в частности в юрских отложениях, продолжается до наших дней, т. е. уже более 150 млн. лет.

В Северном Предкавказье, в частности в Восточно-Манычском прогибе [11], в разрезе мезозойско-кайнозойских отложений отмечаются три нефтепроизводящие толщи: средне-верхнетриасовая, нижне-среднеюрская и апт-альбская. Генерация нефти в первой из них началась в среднеюрское время, т. е. спустя 50-60 млн. лет после образования среднетриасовых отложений. При этом осуществлялась она после того, как триасовые породы претерпели ки-мерййскую фазу складчатости и после их значительного размыва в предъюрский эрозионный период.

В нижне-среднеюрской толще генерация нефти началась лишь с олигоцена («к концу эоцена юрские и меловые отложения еще не вступили в ГФН» [11, с. 224]), т. е. спустя более 100 млн. лет после их образования. По мнению этих исследователей, в альб-аптской толще генерация нефти началась еще позже, по крайней мере только в майкопское время, т. е. спустя около 200 млн. лет после их образования. В триасовых породах нефтеобразование происходит с середины юры до конца эоцена, т. е. на протяжении примерно 100 млн. лет, в нижне-среднеюрских - с начала олигоцена до наших дней, т. е. уже более 40 млн. лет, в апт-альбских - с середины миоцена и по настоящее время, т. е. уже более 20 млн. лет.

Интересны в этом отношении исследования, проведенные Л.А. Польстер и другими [12] в районах Северного Предкавказья, Средней Азии, Болгарии, Румынии, Австралии, Индии и Пакистана. Не касаясь конкретных материалов, обратим внимание на их заключение: «В областях, где за короткий промежуток времени происходит устойчивое тектоническое прогибание и мощное осадконакопление, ГФН начинается раньше и проходит значительно быстрее, но при больших глубинах и при более высоких температурах, чем в районе, где тектонические прогибания и осадконакопление относительно растянуты во времени» [12, с. 165].

Что можно сказать в связи с изложенными материалами? Нам представляется невероятным столь длительное время пребывания нефтематеринских пород в «мертвом» состоянии, прежде чем в них начинается процесс нефтеобразования (300-400 млн. лет), тем более в случаях, когда за это время они подвергались многократной складчатости и размывам.

Слишком длительным является сам процесс нефтеобразования - 100-300 млн. лет. А всего со времени отложения нефтематеринских пород до образования нефтяных залежей, получается, проходит более полумиллиарда лет. По нашему мнению, это невероятно. Не разделяем мы и точку зрения о возможности повторной генерации нефти нефтематеринскими породами, сохранившимися вследствие тектогенеза и эрозии в отдельных синклинальных прогибах. Не доверяем мы устанавливаемым ГФН и ГЗН чисто расчетным путем, исходя из современных мощностей пород региона и температурного градиента. На наш взгляд, неправомерно определение нефтематеринских пород лишь по их внешнему облику.

Но это еще не все, что не позволяет при рассмотренных обстоятельствах (длительного процесса нефтеобразования) устанавливать прямую генетическую и пространственную связь между «микронефтью» и нефтью в залежах.

В последнее время проводились детальные физико-химические исследования процесса изменения ОВ пород внутри ГФН-ГЗН [2, 7, 9, 10]. Не касаясь деталей, но приняв их выводы в целом и положив в основу нашего понимания этого процесса, обратим внимание на следующее.

Оказывается, по мере развития этого процесса, на каждом его этапе, на разных уровнях ГЗН, образуются различные продукты изменения ОВ, в том числе УВ. Вначале возникают и тут же мигрируют из среды «нефтеобразования» более подвижные продукты изменения ОВ и с ними - более легкие УВ. Затем образуются и мигрируют качественно и количественно другие продукты изменения ОВ и другого типа, отличные от предыдущих УВ, и т. д. и т. п. Причем вначале процесс этот происходит в открытых, а затем в закрытых порах нефтематеринских пород.

Получается, что образование и миграция продуктов изменения ОВ, в том числе и УВ, происходят отдельными «порциями», «долями», «частями» (различающимися друг от друга) того общего, суммарного продукта изменения ОВ, который образуется в результате полного прохождения нефтематеринских пород через ГЗН.

Допустим, описанный выше процесс «нефтеобразования» продолжался 100-300 млн. лет, в течение этого периода в регионе происходят большие изменения геологических условий (складчатость, размывы, переформирование структурных планов, флюидодинамических систем и др.). Что же будет происходить с мигрировавшими из нефтематеринских пород отдельными «долями» и «частями», различных по составу и физическим свойствам продуктов изменения ОВ, в том числе и УВ? Разве можно представить себе, чтобы эти «доли» суммарного продукта преобразования ОВ, эти «четверть- и полунефти» мигрировали из нефтематеринских пород в коллектор и ожидали бы там друг друга сотни миллионов лет, чтобы объединиться в нефть или по мере своего образования мигрировать из нефтематеринских пород строго одними и теми же путями в ловушки, чтобы там сформировать залежи нефти? К тому же, что здесь, собственно, является «микронефтью», от которой мы ждем появления нефтяных залежей? Начальный ли продукт изменения ОВ, который появляется в начальной стадии ГФН, или тот продукт изменения ОВ, который образуется соответственно в средней стадии ГФН или конечной стадии ГФН-ГЗН, или весь суммарный продукт преобразования ОВ?

Ну, а если процесс изменения ОВ приостанавливается где-то «посредине» ГФН-ГЗН, тогда что же - эта «полумикронефть» будет формировать залежи «полунефти»?

Вот какая путаница получается, когда термин «микронефть» принимают за «микроскопическую» нефть, а также считают будто «микронефть» питает, образует нефтяные залежи. А ведь за этим идут определения (причем в количественном выражении): генерации, миграции, потерь, аккумуляции, вплоть до подсчета прогнозных запасов нефти («микронефти»?), оценки перспектив нефтегазоносности регионов и т. д. Что же можно ожидать в научном и практическом отношении, следуя таким путем?

О том, что при очень длительном процессе преобразования ОВ «микронефть» и нефть в залежах не имеют генетической и пространственной связи, свидетельствуют, с одной стороны, регионы, где было много «микронефти», но нет нефти в залежах, и, с другой стороны регионы, в которых нефтегенерационный потенциал пород чрезвычайно мал и масштабы образования «микронефти» либо незначительны, либо вовсе оно не происходило, но тем не менее имеется промышленная нефть и порой в больших количествах. Примером первых регионов являются: Московская синеклиза, Мезенская впадина, межгорные впадины Западного Казахстана, мезозойские породы Приаралья и другие, примерами вторых - Западная Канада с уникальными залежами нефти и асфальтов провинции Альберта и р. Атабаска, Оринокский прогиб, Приоленекский район, Мелекесская впадина с богатыми залежами асфальтов, оз. Маракаибо, залив Сирт, да, на мой взгляд, и Средний Восток (прогиб Персидского залива) и др.

В нашем представлении нефть образуется не в результате проявления в регионе ГФН-ГЗН под воздействием на ОВ внутренней энергии путем медленного, растянутого до полумиллиарда лет со времени отложения нефтематеринских пород, а благодаря тому же катагенезу ОВ, но быстрому и интенсивному, путем воздействия на ОВ энергии глубинных недр, с образованием нефти не «частями», а сразу - в виде «цельной, настоящей» нефти с сопутствующими ей газами.

Свидетельством быстрого образования нефти и газа и их залежей являются месторождения современных тихоокеанских континентальных окраин, где содержащие их неоген-четвертичные отложения залегают непосредственно на океанической или переходной от океанической к континентальной коре, в зоне проявления глубинных разломов и интенсивного рифтогенеза. Столь быстрый процесс образования нефти и газа и их месторождений (10-20 млн. лет) мог быть обусловлен, на наш взгляд, только участием в катагенезе ОВ неоген-четвертичных осадочных пород высоких энергий глубинных недр Земли, и прежде всего глубинного тепла. Поэтому нам кажется, что «родиной» главной массы нефти и газа на Земле являются континентальные окраины, рифты, авлакогены, рифтоген-геосинклинали, впадины и прогибы, связанные с рифтогенезом, мантийными диапирами и глубинными разломами.

По нашему мнению, так образовались нефть и газ и их месторождения и в вышерассмотренных регионах Северной Африки, Западной Канады, Западной и Восточной Сибири, Северного Предкавказья.

Выводы

1.    Во избежание в будущем путаницы, недоразумений и ошибок при решении практических и теоретических вопросов нефтяной геологии термины «микро- и макронефть», как не отвечающие этому смыслу, должны быть заменены.

2.    В условиях очень длительного «нефтеобразования» прямая генетическая и пространственная связь между продуктами изменения ОВ пород и нефтяными залежами маловероятна, скорее, отсутствует, что должно учитываться при всякого рода теоретических разработках и в практике поисков и разведки залежей нефти и газа.

3.    Проявление в регионе ГФН-ГЗН не гарантирует наличие нефтяных и газовых месторождений.

4.    Установление и использование в теоретических исследованиях и в практике нефтепоисковых работ ГФН и ГЗН по расчетным (а не геохимическим) данным, исходя из возможного палеопогружения предполагаемых нефтематеринских пород (толщ), их палеотемператур и современного геотермического градиента, является неоправданным.

5.    Нефть в массовом количестве образуется при быстром течении процесса изменения OB пород, что, очевидно, может происходить лишь при воздействии на ОВ пород осадочного чехла внутренних энергий глубинных недр Земли, главным образом тепла. Отсюда местами массового нефтегазообразования являются: рифты, авлакогены, геосинклинали, прогибы и впадины, связанные с рифтогенезом, мантийными диапирами и глубинными разломами.

6.    На основании изложенного выше многие вопросы нефтяной теории и практики должны быть пересмотрены.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.      Баженова Т.K., Беляева Л.С., Биккенина Д. А. О нефтегазоматеринском потенциале домезозойских отложений Сибирской платформы.- В кн.: Нефтематеринские свиты и принципы их диагностики. М., 1979, с. 134-142.

2.      Белецкая С.Н. Моделирование и диагностика процессов первичной миграции нефти Автореф. дис. на соиск. учен, степени д-ра геол.-минер, наук. Л., 1985 (ВНИГРИ).

3.      Вассоевич Н.Б. Стадии развития нефтематеринских отложений терригенного типа.- В кн.: Происхождение нефти. М., 1955, с. 323- 336.

4.      Вассоевич Н.Б. Нефтематеринские отложения некоторых нефтеносных районов СССР.- В кн.: Происхождение нефти. Л., 1955, с. 337-364.

5.      Вассоевич Н.Б. Проблема происхождения нефти на IX Мировом нефтяном конгрессе.- В кн.: Осадочно-миграционная теория происхождения нефти и газа. М., 1978, с. 5-42.

6.      Геолого-геохимические показатели главной зоны нефтеобразования / И.И. Нестеров, А.В. Рыльков, Н.X. Кулахметов и др.- В кн.: Нефтематеринские свиты и принципы их диагностики. М., 1979, с. 53-60.

7.      Глебовская Е.А. Катагенез органического вещества и нефтегазообразование по данным инфракрасной спектрометрии и лабораторного моделирования. Автореф. дис. на соиск. учен, степени д-ра геол.-минер, наук. Л., 1979 (ВНИГРИ).

8.      Гольдберг И.С., Лебедев Б.А., Фролов Б.М. Раздельный прогноз размещения газа, нефти и битумов на Сибирской платформе.- Геология нефти и газа, 1981, № 2, с. 22-26.

9.      Еременко Н.А. Первичная аккумуляция в нефтематеринских породах.- Геология нефти и газа, 1985, № 2, с 14-19.

10.  Корчагина Ю.И. О некоторых особенностях проявления главной фазы нефтеобразования.- В кн.: Осадочно-миграционная теория происхождения нефти и газа. М., 1978, с. 89-96.

11.  Назаревич Б.П., Назаревич А.Н., Стафеев А.Н. История нафтидогенеза в мезозойских отложениях Восточного Предкавказья (на примере Восточно-Манычского прогиба).- В кн.: Осадочно-миграционная теория происхождения нефти и газа. М., 1978, с. 218-228.

12.  Польстер Л.А., Висковский Ю.А., Шереметьев Ю.Ф. Влияние режима тектонических движений на условия проявления главной фазы нефтеобразования.- В кн.: Нефтематеринские свиты и принципы их диагностики. М., 1979, с. 160-165.

13.  Соколов Б.А. О выделении очагов нефтегазообразования в осадочных бассейнах.- В кн.: Нефтематеринские свиты и принципы их диагностики. М., 1979, с. 75-86.