К оглавлению журнала

УДК 551.24.01: 553.98.061.3

ГЕОДИНАМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЯ В ЛИТОСФЕРЕ И ЕЕ СЛЕДСТВИЯ

В.П. Гаврилов (ГАНГ им. И.М. Губкина)

Принятие геодинамической концепции эволюции литосферы привело к пересмотру фундаментальных основ геологии. На смену вертикалистских представлений, под углом зрения которых рассматривалось развитие Земли, земной коры и формирование месторождений полезных ископаемых, пришли идеи о ведущей роли горизонтальных движений, что и повлекло за собой своеобразную ревизию в геологии.

В 60-е гг. текущего столетия было доказано существование литосферных плит и их закономерное движение по поверхности Земли под действием мантийных конвекционных потоков. В дальнейшем была создана концепция глобальной эволюции Земли, что позволяет говорить о формировании в геологии нового геодинамического мировоззрения [3, 4].

В геодинамическом аспекте рассматриваются и проблемы геологии нефти и газа. Наряду с "бассейновым" мировоззрением, согласно которому захороненная в осадочных толщах органика претерпевала длительное эволюционное преобразование по мере опускания материнского пласта в недра, появляются представления о возможности относительно быстрого "приготовления" УВ-соединений из ОВ в особых геодинамически напряжённых и сильно прогретых зонах, расположенных, как правило, на стыке литосферных плит, зонах столкновения (субдукции и обдукции) и рифтах (Федынский В.В. и др., 1976; [1-3]). Исходя из этих идей стали подвергаться сомнению основополагающие учения в геологии нефти и газа: о нефтегазоматеринских свитах, главных зоне и фазе нефтегазообразования. Иначе стали трактоваться механизмы генезиса нефти и газа и накопления их залежей в земной коре. Возникла необходимость создания новых поисковых критериев и определения новых объектов самого поиска нефти и газа.

В конце 70-х начале 80-х гг. была предпринята попытка обобщить имеющиеся материалы в области геодинамических подходов в геологии нефти и газа и сформулировать новое представление об образовании УВ, которое получило название "геодинамическая модель нефтегазообразования в литосфере" (Гаврилов В.П., 1979; 1986;

1988). Изложим кратко её сущность и сделаем акцент на те следствия, которые вытекают из признания предлагаемой идеи.

Геодинамическая модель нефтегазообразования в литосфере

Суть идеи сводится к тому, что процессы образования нефти и газа в определённые фазы развития литосферы значительно активизируются. Согласно нашим представлениям, основанным на идеях Дж. Вильсона, О.Г.Сорохтина, С.А. Ушакова, К.А. Клещёва и др., геодинамическую эволюцию литосферы следует рассматривать как закономерный процесс раскрытия и закрытия океанических пространств с образованием на их месте континентальных масс геодинамический цикл эволюции литосферы (Гаврилов В.П., 1986). В процессе этого цикла литосфера в своем развитии проходит ряд стадий и фаз, из которых для нефтегазообразования наиболее благоприятны фазы рифта, частичной и полной субдукции (обдукции). Указанные фазы характеризуются накоплением большой массы осадочных пород с рассеянной органикой, высоким прогревом недр и рядом других благоприятных для нефтегазообразования показателей.

Основные выводы, вытекающие из предложенных подходов в области образования нефти и газа, следующие:

1. Процесс нефтегазообразования носит циклический характер, повторяясь с различной степенью интенсивности по мере эволюции литосферы.

2. Определяющим фактором нефтегазообразования является прежде всего геодинамический режим недр, причём наиболее благоприятны с нашей точки зрения субдукционный и рифтогенный.

Субдукционнообдукционный геодинамический режим характерен для зон субдукции, расположенных по окраинам океанов, где обычно возникают своеобразные ассоциации из глубоководного желоба, аккреционной призмы, островной дуги и окраинного морского бассейна или из глубоководного желоба, аккреционной призмы и активной окраины континента. Во всех случаях максимальная прогретость недр типична для тыловой части субдукционной зоны. Кроме этого фактора, субдукционный механизм предусматривает сгруживание огромных масс осадков с РОВ (аккреционные призмы) и их затягивание непосредственно в зону поглощения, где они оказываются в жёстких термобарических условиях. Находясь под действием высоких температур (100-400 °С) в течение 1-2 млн лет, органика попадает в ситуацию, сопоставимую с искусственной перегонкой органики в лабораторных условиях, где за короткий отрезок времени, но при сильном температурном воздействии из растительных и животных остатков получается синтетическая нефть. Другими словами, в зонах поддвига возникают своеобразные природные перегонные кубы, где за короткое геологическое время происходит трансформация ОВ в капельножидкую нефть. Сомнения в возможности такого механизма образования УВ, как правило, вызываются скудностью органических остатков в пелагических илах. Однако по мере продвигания к зоне субдукции эти илы получают дополнительные порции органики, и в зонах глубоководных желобов среднее содержание органического углерода достигает 0,78 % [5].

Океанические осадки, попавшие в зону поддвига, всегда насыщены поровыми и кристаллизационными водами, концентрация которых нередко достигает 50 %. При разогреве эти воды превращаются в термальные флюиды с температурой до 400 °С и давлением более 2-107 Па. Флюиды будут стремиться уйти из-под зоны поддвига в область меньшего давления. На своём пути они неизбежно начнут выжимать, растворять и выносить капельножидкую нефть. Этот мощный фактор выноса микронефти из материнской породы обеспечивает эффективное вытеснение и миграцию рассеянной микронефти. Поднимающиеся по трещинам термальные воды с УВ (в свободном или растворённом состоянии) будут разгружаться в пределах литосферного выступа и в тылу островодужной системы с образованием залежей нефти и газа.

В предложенном механизме формирование месторождений, мобилизация и миграция рассеянных УВ происходят за счёт активной "промывки" осадочных слоев термальными водами. Последние вовлекают образовавшиеся УВ в общий глубинный водоминеральный поток, направленный в сторону уменьшения давления, т.е. в сторону от зоны поддвига. Избыточное давление термальных вод поддерживается постоянной мобилизацией и перегревом поровых вод океанических осадков, а также вод, освобождающихся при дегидратации коры в зоне субдукции.

По мере удаления от зон поддвига температура и давление термальных вод уменьшаются, замедляется и скорость фильтрации. Создаются условия, благоприятные для аккумуляции УВ в залежи.

Накопление нефти и газа под действием субдукционного механизма достигает своего апогея в период окончательного закрытия океана, когда на месте океанических пространств формируются горно-складчатые области, отделённые от континентальных платформ передовыми прогибами.

Следует различать два основных механизма поддвига, приводящих к генерации УВ. Первый обусловлен поддвиганием океанической плиты под островные дуги или континенты (субдукция), а второйнадвиганием островной дуги или края континента на пассивную окраину другого континента (обдукция). Второй механизм более нефтеобильный и по масштабам образования нефти и газа существенно превосходит первый. Объясняется это тем, что в процесс "производства" УВ вовлекается и пассивная окраина континента, которая всегда имеет в своём основании мощную линзу осадочных пород (до 10-15 км). Если учесть, что континентальные склоны и материковые подножия характеризуются максимальным содержанием Сдрг, то становится понятным источник УВ: под тяжестью литосферного выступа наползающей плиты УВ будут активно выжиматься из осадочной линзы и мигрировать в сторону окраины поддвигаемых континентальных платформ (эффект "горячего утюга"). По нашему мнению, именно этим объясняется высокая нефтегазонасыщенность недр платформенных окраин, прилегающих к горно-складчатым областям. Учитывая сказанное, было бы правильнее квалифицировать этот геодинамический режим как обдукционный, подчёркивая тем самым определяющую роль коллизионных процессов при образовании УВ в зонах столкновения литосферных плит.

Рифтогенный геодинамический режим присущ внутриконтинентальным или окраинноконтинентальным системам рифтов. В современной структуре земной коры это чаще всего внутриплатформенные рифты, которым в верхних секциях чехла соответствуют крупные надрифтовые впадины, прогибы, синеклизы или односторонние рифты, расположенные по пассивным окраинам континентов.

Рифты и надрифтовые депрессии заполнены мощной толщей осадков (4-7 км), обогащенных органикой. Высокий тепловой поток, который идёт от приближённой к подошве литосферы горячей мантии (астеносферный выступ), активизирует процессы переработки органики в капельножидкую нефть. Возникает природный "котёл" -мощная линза осадков с ОВ, которая интенсивно прогревается глубинным теплом. Перегретый водоминеральный поток, идущий из низов литосферы и состоящий из воды, водорода, гелия, углекислого газа, метана и других компонентов, вымывает жидкие и газообразные ОВ и перемещает их в пласты-коллекторы верхних секций осадочного чехла. В этой ситуации, как и в случае субдукционно-обдукционного режима, вовсе не обязательно, чтобы нефтегазоматеринские породы были погружены на значительную глубину. Образование нефти и газа может начаться и активно протекать уже в донных осадках, как это имеет место, например, в "горячих ямах" Красного моря и в наши дни.

По мере дальнейшего развития внутриконтинентальные рифты трансформируются в океанические бассейны с центрами спрединга. С двух сторон формирующегося океана возникают пассивные окраины континентов, представляющие собой фрагменты начальных рифтовых осадочно-породных бассейнов.

Последующая эволюция пассивных окраин сопровождается опусканием их фундамента и дополнительным осадконакоплением. Из этого следует, что пассивные окраины континентов подвержены воздействию того же механизма нефтегазообразования, что и рифты, а именно: лавинное осадконакопление, в котором активное участие принимают речные артерии; повышенное содержание в отложениях Сорг; высокий прогрев недр.

В качестве примера можно привести последовательность формирования пассивных окраин Южной Атлантики в мезозойскую эру, по которой имеется достаточный фактический материал (рис. 1). В юрский период суперконтинент Гондвана уже был охвачен рифтогенезом в начальной стадии с заложением системы внутриконтинентальных рифтов, которые расчленили его на фрагменты, ставшие впоследствии континентами южного полушария.

В меловое время суперконтинент вступает в океанскую стадию развития. В конце позднемелового времени система внутриконтинентальных рифтов преобразуется в систему межконтинентальных рифтов, отделявших Южную Америку от Африки, лишь в районе современного Гвинейского залива существовала структурная перемычка.

Накопление ОВ происходило в условиях эстуариевых застойных бассейнов с высокой прогретостью недр, что, несомненно, играло решающую роль в процессах образования нефти и газа. В настоящее время отложения неокома, апта и альба регионально-нефтегазоносны как на атлантическом шельфе Африки, так и на шельфе Южной Америки. Аналогичный механизм формирования характерен и для других современных пассивных окраин континентов.

Если процессы рифтогенеза не сопровождаются раскрытием океана, а останавливаются на фазе рифта, то над рифтовыми структурами обычно происходит заложение крупных впадин и синеклиз. В осевой части этих обширных областей прогибания располагаются горячие швы, своеобразные "спирали , которые интенсивно прогревают осадки и стимулируют преобразование ОВ в нефть и газ. Формируются региональные зоны нефтегазонакопления рифтогенного типа внутри континентов, к ним относятся месторождения Западной Сибири, Северного моря, Суэцкого залива и ряда других регионов. Энергии недр в этих "несостоявшихся океанах" хватило лишь на образование системы рифтов различного типа, которые в дальнейшем переродились в крупные надрифтовые платформенные депрессии (синеклизы).

Таким образом, рифтогенные геодинамические режимы могут проявляться внутри континентов и быть внутриконтинентальными, а могут затрагивать и пассивные континентальные окраины и являться как бы окраинно-континентальными.

Наряду с рассмотренными двумя основными геодинамическими режимами, во многом определяющими рождение нефти в литосфере, допускается существование и депрессионного геодинамического режима, который характерен для ряда крупных внутриплатформенных впадин, возможно, для некоторых межгорных впадин. В отличие от субдукционного и рифтогенного депрессионный режим отличается относительно меньшей прогретостью недр и, следовательно, более "вялым" течением процессов нефтегазообразования. Для их активизации исходным осадкам требуется погрузиться на глубину 2-3 км, т.е. попасть в наиболее благоприятные термобарические условия (в главную зону нефтегазообразования, по Н.Б. Вассоевичу).

Вся современная теория нефтегазообразования и все установленные закономерности накопления и размещения в земной коре нефти и газа были сформулированы исключительно под углом зрения депрессионного (или бассейнового) мировоззрения. С этих позиций для образования УВ было необходимо: наличие солоноватых водных бассейнов; восстановительная геохимическая обстановка осадконакопления; особые нефтематеринские свиты; длительный (сотни миллионов лет) и устойчивый режим тектонического прогибания; погружение исходного пласта на достаточную глубину, чтобы он оказывался в условиях высоких температур (главная зона нефтегазообразования); значительные геостатические давления, которые отжимали бы протонефть из нефтематеринских пород в пласты-коллекторы и т.д. Между тем, если осадочные породы с РОВ попадают в условия субдукционного или рифтогенного геодинамического режима, то значимость вышеперечисленного набора необходимых условий для генезиса УВ как бы отходит на второй план, уступая более мощному и более определяющему фактору нефтегазообразования в литосфере геодинамическому режиму недр.

Небезынтересно сравнить масштабы нефтегазообразования, протекавшие под влиянием различных геодинамических режимов, а следовательно, и накопленные в недрах запасы УВ-сырья.

Такая оценка сделана нами на примере Гондваны (рис. 2). Из анализа приводимой схемы следует, что практически все нефтегазоносные регионы приурочены к окраинам материков Гондванской группы. По особенностям их пространственного расположения в теле реконструированной Гондваны можно выделить два типа регионов: расположенные внутри (внутренние) и по периферии (окраинные). По периферии Гондваны располагаются нефтегазоносные регионы, формирование которых происходило под влиянием субдукционных и обдукционных процессов в различные отрезки геологического времени, но в основном в кайнозойскую эру в период закрытия океана Тетис.

На рис. 2 размеры квадратов соответствуют относительным величинам доказанных извлекаемых запасов УВ. Незачернённый квадрат у северных берегов Южной Америки отражает запасы тяжёлой нефти и битумов в поясе ОфисинаТрембладор (Венесуэла), который показан на рис. 2 звёздочкой. Сравнение квадратов наглядно свидетельствует о том, что к активным окраинам континентов Гондваны приурочены максимальные запасы (94 %) всех выявленных запасов УВ этих континентов (без учёта тяжёлой нефти и битумов Венесуэлы). Отсюда следует, что субдукционный (обдукционныи) механизм образования нефти, при прочих равных условиях, гораздо более мощный и масштабный, чем механизм рифтогенного типа. Это объясняется более жёсткими термобарическими условиями недр и, что самое главное, гораздо большим объёмом осадочных масс, участвовавших в процессах генерации УВ в зонах поддвига.

Экспертные оценки, выполненные нами и другими исследователями [2, З], показывают, что в ареалах действия субдукционно-обдукционного геодинамического режима генерировалось до 80 % всех выявленных запасов УВ-сырья, тогда как под влиянием рифтогенного режима образовалось ~15 % запасов, и лишь 5 % проходится на долю депрессионного режима.

Подводя итог рассмотрению геодинамической модели (понимания) нефтегазообразования в литосфере, сформулируем её основные положения:

1. Геодинамическая модель нефтегазообразования в литосфере предусматривает цикличность протекания процесса с периодическим усилением его в наиболее тектонически активные эпохи: рифтогенеза и закрытия океанов.

2. Необходимыми условиями образования нефти являются: наличие достаточного объёма осадков с РОВ и жёсткий термобарический режим недр.

3. Механизмом выноса капельножидкой нефти из очагов образования в пласты-коллекторы служит перегретый водоминеральный поток, идущий из низов земной коры.

4. формирование залежей нефти и газа в пластах-коллекторах происходит по традиционной схеме.

Практические и теоретические следствия, вытекаюшие из признания геодинамической

модели нефтегазообраэования

Геодинамическая модель нефтегазообразования предусматривает внесение существенных корректив как в наши представления о происхождении нефти, так и в теорию нефтегазопоисковых работ. Выделим три, наиболее важных с нашей точки зрения, новых момента в области:

нефтегазогеологического районирования недр;

выбора объектов поисковых работ на нефть и газ;

теории нефтегазообразования.

В основе нефтегазогеологического районирования недр лежит представление о нефтегазоносных провинциях (или бассейнах), которые рассматриваются в качестве основных (главных) подразделений нефтегазоносных недр.

Выделение провинций производится с учётом общности геологического строения и развития региона, его территориальной принадлежности. Геодинамический режим недр, естественно, при этом во внимание не принимается.

Между тем, если при нефтегазогеологическом районировании недр за основу брать геодинамический режим, тогда в качестве основных единиц следует принимать земли, в недрах которых образование и формирование скоплений нефти и газа проходило под определяющим влиянием одного из выделенных геодинамических режимов: субдукционно-обдукционного, рифтогенного или депрессионного. В качестве таких единиц предлагается выделять пояса нефтегазонакопления, под которыми понимается ассоциация территориально близких нефтегазоносных провинций (бассейнов} или областей, в пределах которых образование и накопление нефти и газа протекало под влиянием определённого геодинамического режима (Гаврилов В.П., 1984). В связи с этим предлагается выделить пояса нефтегазонакопления субдукционно-обдукционного, рифтогенного и депрессионного типов.

Субдукционно-обдукционные пояса нефтегазонакопления располагаются по окраинам современных платформ в прошлом зон поглощения. В современном тектоническом плане им соответствуют линейные прогибы, вытянутые вдоль контакта платформенных равнин с горными системами (передовые прогибы), а также смежные платформенные склоны, в совокупности образующие краевые системы. К этим поясам относятся: Предуральско-Предновоземельский, Предаппалачский, Предкордильерский, Предверхоянский, Африкано-Индийский, Предандский. В настоящее время они располагаются на континентах, но в период образования нефти и газа и первичного формирования их залежей представляли собой океанические зоны субдукции и обдукциив прошлом места столкновения литосферных плит. В зависимости от времени образования субдукционно-обдукционные пояса нефтегазонакопления бывают палеозойские, мезозойские и кайнозойские. Причём в пределах последних (окраины Тихого океана) процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления ещё далеко не завершены, а образующиеся УВ-соединения находятся большей частью в дисперсном (рассеянном) состоянии.

Рифтогенные пояса протягиваются либо по окраинам современных материков (окраинно-континентальные), либо располагаются внутри них (внутриконтинентальные). Рифтогенные пояса отличаются друг от друга временем своего заложения и развития.

Рифтовые системы, которые не трансформировались в океаны, в современной структуре земной коры представлены внутриконтинентальными рифтами с мощными надрифтовыми впадинами (синеклизами). В совокупности они образовывали внутриконтинентальные рифтогенные пояса нефтегазонакопления: Североморский, Западно-Сибирский и др.

Если рифтовые системы в процессе эволюции литосферы преобразовывались в океанические бассейны, то внутриконтинентальные системы рифтов оказывались разобщенными с симметрично удаленными друг от друга фрагментами. В современной структуре земной коры они существуют в виде окраинно-континентальных рифтогенных поясов нефтегазонакопления: Восточно-Североамериканский и Западно-Европейский, Восточно-Южноамериканский и Западно-Африканский и т. д. Названные пояса нефтегазонакопления рифтогенного типа имеют сравнительно длительную историю развития — 150-200 млн лет. Наряду с ними существует совсем молодой рифтогенный пояс, в котором активное нефтегазообразование и нефтегазонакопление протекают лишь в течение последних 5-7 млн лет, т.е. буквально на наших глазах, это Красноморский пояс нефтегазонакопления. Формирование его связано с раскрытием рифта Красного моря, и в настоящее время пояс является внутриконтинентальным.

Депрессионные пояса нефтегазонакопления в настоящее время можно выделить во внутренних областях некоторых континентов. Созревание ОВ в их пределах полностью зависит от времени попадания потенциально нефтегазоматеринской толщи в главную зону нефтегазообразования, что определяется глубиной погружения исходного пласта. В связи с этим начало процесса нефтегазообразования затягивается, а сам процесс протекает сравнительно медленно, зачастую не реализуя полностью нефтегазопроизводящий потенциал осадков.

В поясах нефтегазонакопления концентрация месторождений нефти и газа в пространстве крайне неравномерна. На фоне рассеянной нефтегазоносности выделяются области с аномальной концентрацией запасов полюса (центры) нефтегазонакопления. В их пределах находятся месторождения, которые относятся к классу гигантов и даже уникальных. В качестве примера рассмотрим Предуральско-Предновоземельский (Баренцево-Каспийский) пояс нефтегазонакопления субдукционно-обдукционного типа и Западно-Сибирский пояс нефтегазонакопления рифтогенного типа (рис. 3).

Первый протягивается на расстояние ~ 4 тыс. км по северо-восточной, восточной и юго-восточной периферии Восточно-Европейской платформы. Его нефтегазоносность определяется мощными субдукционными и обдукционными процессами в конце палеозоя начале мезозоя при закрытии Уральского палеоокеана. В его пределах выделяются четыре полюса нефтегазонакопления: Арктический, Волго-Уральский, Северо-Каспийский и предположительно Печорский.

Западно-Сибирский пояс нефтегазонакопления трассируется с севера на юг через Карское море, Обскую губу до Омска на расстояние ~ 3 тыс. км. В его составе намечаются три полюса нефтегазонакопления: Среднеобский, Уренгойский и Ямало-Карский.

В России и соседних государствах СНГ, кроме двух рассмотренных поясов нефтегазонакопления, можно ещё выделить Кавказско-Памирский пояс, который протягивается от западных берегов Черного моря через Крым, Кавказ, Копетдаг до Памира и Тянь-Шаня. Он охватывает нефтегазоносные бассейны северного шельфа Чёрного моря, Предкавказья, Устюрта, Азербайджана, Туркмении, Таджикистана и Узбекистана, образование которых было предопределено субдукционно-обдукционными процессами при закрытии палеоокеана Тетис. В пределах пояса можно выделить три полюса нефтегазонакопления: Азербайджанский, Туркменский и Узенский.

На территории России намечаются ещё два потенциальных пояса нефтегазонакопления: Среднерусский, связанный с палеорифтами Московской и Мезенской синеклиз, и Предверхоянский, обязанный своим происхождением субдукционно-обдукционным процессам вдоль восточной окраины Сибирской платформы. В пределах этих поясов промышленная нефтегазоносность не установлена, но теоретические предпосылки для этого имеются.

Наконец, по восточной окраине России протягивается пояс нефтегазонакопления, формирование которого ещё далеко не закончено, оно продолжается и в наши дни под влиянием субдукционных процессов вдоль западной окраины Тихого океана (Восточно-Азиатский пояс нефтегазонакопления).

Геодинамическая модель нефтегазообразования оказывает большое воздействие на практику нефтегазовых работ, что выражается в появлении новых объектов поиска, на которые ранее практически не обращалось внимания. Руководствуясь этой идеей, геологи-нефтяники в ряде стран мира достигли определённых успехов в разбуривании поднадвиговых зон, возникших при закрытии океанов. В частности, поиск нефти и газа в поднадвиговых зонах Скалистых гор и Аппалачей позволил американским нефтяникам за последние годы существенно прирастить запасы УВ-сырья. Поднадвиговые залежи обнаружены в Канаде, Мексике, на Кубе, в Швейцарских Альпах, Новой Зеландии и других регионах. На очереди разбуривание поднадвиговых зон в горах Загрос, недра которых содержат, вероятно, не менее богатые залежи, чем в нефтегазоносном регионе Персидского залива. По геофизическим данным ширина надвига здесь 120 км, а мощность осадков, перекрытых горами, более 10 км.

Имеются поднадвиговые зоны и в России, в частности районы Урала и Верхоянского хребта. Перспективным районом следует считать зону надвигания Урала на восточный край Восточно-Европейской платформы. Сейсмические данные, а в некоторых местах и результаты бурения свидетельствуют о том, что под складчатыми Уральскими горами находятся слабодислоцированные и залегающие практически горизонтально платформенные комплексы, глубина которых вполне доступна для бурения (3-4 км). В смежных районах платформы в таких же отложениях уже выявлены залежи УВ. Есть основания ожидать существование поднадвиговых зон на Северном Урале, Новой Земле и Пай-Хое.

Другим перспективным районом для поиска поднадвиговых месторождений нефти и газа является Верхоянский антиклинорий, надвинутый на восточный край Сибирской платформы. В зоне их контакта располагаются Предверхоянский и Лено-Анабарский передовые прогибы, имеющие продолжение в море Лаптевых. О высоких потенциальных возможностях этих регионов говорит крупное Оленёкское месторождение тяжёлой нефти и битумов с запасами 15 млрд т, которое приурочено к восточному склону Оленёкского свода, непосредственно примыкающего к Лено-Анабарскому прогибу.

Согласно геодинамической модели нефтегазообразования поиск новых зон нефтегазонакопления должен быть ориентирован не только на палеозоны столкновения литосферных плит, но и на те области, где расходятся или расходились литосферные плиты. В связи с этим следует высоко оценить перспективы нефтегазоносности пассивных континентальных окраин.

С геодинамических позиций принципиально новым объектом нефтегазоносных работ мы рассматриваем фундамент платформенных областей и весь "гранитный" слой земной коры. Исходя из геодинамического понимания механизма образования коры её "гранитный" слой - это пакеты первично-осадочных пород, сформировавшиеся вдоль зон субдукций и претерпевшие гранитизацию под действием термального водоминерального потока, идущего из недр при дегидратации и переплавлении погружающейся в мантию океанической коры. Под влиянием температурного фактора частично происходит расплавление пород с образованием очагов гранитных магм, но значительная часть "гранитного" слоя не испытывает расплавления и является продуктом метасоматического преобразования первично-осадочных пород,содержавших РОВ. Таким образом, "гранитный слои коры мог сам продуцировать УВ-соединения и "впрыскивать" их в перекрывающий его осадочный чехол.

Современная теория нефтегазопоисковых работ разработана исключительно для условий осадочных бассейнов. Что касается "гранитного" слоя, то геологи-поисковики не располагают на сегодня ни методиками, ни методами поиска. Не исключено, что мы столкнёмся с неизвестными для нас условиями накопления залежей нефти и газа. Предполагается, например, широкое развитие в фундаменте особых залежей жильного типа, которые контролируются зонами разуплотнения и повышенной трещиноватости, дробления, т.е. зонами региональных разломов.

Наконец, ещё одно важное следствие в области теории нефтегазообразования, вытекающее из признания геодинамической модели нефтегазообразования, это нетрадиционное понимание круговорота углерода в природе. Оно состоит в том, что углерод и водород, составляющие основу нефти и газа, при своём круговороте проходят не только через атмосферу, биосферу, гидросферу и литосферу, но и через околоземное космическое пространство и мантию Земли. На рис. 4 сплошной линией показан традиционный цикл круговорота углерода в природе, а пунктиром новое понимание пути этого круговорота. Нисходящие ветви двух круговоротов сливаются при подходе к биосфере. Растения и животные усваивают углерод, откуда бы он ни попал на Землю, и перерабатывают его в ОВ. В дальнейшем происходят частичная "утечка" углерода и консервация его в литосфере в виде залежей нефти и газа, каменного угля и карбонатов. Значительная часть углерода попадает через зоны поддвига в мантию Земли. Пройдя в ней сложные превращения, углерод в виде "газового дыхания" недр, содержащего СО2, СО, СH4 и другие эманации, вновь возвращается в литосферу, гидросферу, биосферу и атмосферу. И на этих восходящих (правых) ветвях круговорота углерода также происходят его "утечка", консервация в залежах и горных породах. Значительная его часть возвращается в атмосферу и частично рассеивается в космическом околоземном пространстве. Общим для двух типов круговорота углерода в природе является то, что углерод обязательно проходит через живые организмы и растения биосферы.

Таков новый подход к пониманию круговорота углерода в природе. Думается, что в известной мере он может примирить "органиков" и "неоргаников". Даже если УВ-газы и поступают на поверхность Земли из мантии, то всё равно углерод, входящий в их состав, когда-то был в живых организмах, видоизменялся в биосфере Земли. Касаясь вопроса о генезисе нефти, подчеркнём ещё раз, что с геодинамических позиций он теряет смысл, ибо углерод, как и другие "нефтяные" составляющие, присутствовал в разное время и в космосе, и в живых организмах, и в мантии Земли. В отложениях древних геологических эпох, когда органическая жизнь в видовом и количественном отношении была ограничена и на планете не существовало биосферы в её современном понимании, углерод при своем обращении не образовывал УВ-соединений. Они стали появляться уже в те времена, когда на Земле возникла биосфера. Причём по мере расцвета органической жизни увеличивается и "производство" нефти. Так, если проследить изменение её запасов, содержащихся в древних и более молодых толщах, то оно выглядит следующим образом (по А.А. Бакирову). В докембрийских образованиях залежей нефти обнаружено пока очень мало. На долю нижнепалеозойских отложений приходится 3,1 % общемировых запасов нефти, верхнепалеозойских — 3,7 %, мезозойских — 68,0 %, кайнозойских — 25,2 %. То же можно сказать и о УВ-газе соответственно: 0,4; 26,3;

62,0; 11,3 %. Если проследить изменение числа семейств органического мира по этим же отрезкам геологического времени, то можно увидеть, что от древних эр к молодым "волны жизни" делаются всё мощнее и значительнее (рис. 5). Максимум обоих показателей приходится на вторую половину мезозоя (юра, мел). По нашему мнению, это указывает на то, что только с появлением биосферы создаются условия для образования нефти и газа.

По оценкам ряда учёных диоксид углерода атмосферы оборачивается через живое вещество за 6,3 года, а за последние 500-600 млн лет весь УВ-резерв атмосферы Земли, вод Мирового океана и продукции живого вещества был обновлен 1850 раз. Следовательно, углерод, откуда бы он ни поступал на Землю, неоднократно "пропускался" через биосферу, причём при определённых благоприятных обстоятельствах происходили его "утечка" и консервация в залежах нефти, газа и каменного угля, а также в карбонатах. Таким образом, можно сделать очень интересный и важный вывод: развитие биосферы на Земле приводит к появлению УВ-сферы (увосферы, по Б.А.Соколову и Ф.П.Мельникову). Эти две сферы органично и закономерно связаны между собой, причём наличие первой определяет появление второй. Именно отсутствие биосферы на других планетахнаших соседях по Солнечной системе предопределило и отсутствие там широкого спектра УВ-соединений, хотя углерод достаточно распространён в космическом пространстве.

В заключение выделим два аспекта признания идеи геодинамической модели нефтегазообразования.

Во-первых, в геологии нефти и газа мы стоим перед назревшей необходимостью коренного пересмотра устоявшихся и, казалось бы, незыблемых фундаментальных положений как в области теории происхождения нефти и газа, так и выбора объектов поисковых работ, методов и методик самого поиска.

Во-вторых, запасы УВ-сырья в литосфере далеки от своего истощения. Мы выявили и разрабатываем лишь малую толику этих запасов, которые представляют собой своеобразную верхушку нефтяного айсберга, основное тело его и корни кроются в глубоких недрах. Подобрать ключи и открыть дверь новой эры нефти и газа задача нашего и последующих поколений геологов-нефтяников.

Литература

1. Клещёв К.А. Геодинамика нефтегазоносных бассейнов.М.,1986. - 25 с. - (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. "Нефтегазовая геология и геофизика"; Вып. 12).

2. Кучерук Е.В., Ушаков С.А. Тектоника плит и нефтегазоносность. Итоги науки и техники. Сер. Физика Земли. - М.: ВИНИТИ,1985.

3. Сорохтин О.Г. Теория тектоники литосферных плит современная геологическая теория. М.:. Знание, 1984.

4. Сорохтин О.Г., Ушаков С.А. Глобальная эволюция Земли. М.:Изд-во МГУ, 1991.

5. Троцюк В.Я., Марина М.М. Органический углерод в отложениях Мирового океана. М.: Наука, 1988.

© В.П.Гаврилов, 1998

 

ABSTRACT

The article presents a new idea of hydrocarbon generation mechanism "Geodynamic model of oil and gas generation in the lithosphere".lt is based on the fact that a geodynamic regime of the subsurface is the determining factor in oil and gas "birth".From this point of view, subduction (obduction) and riftogene regimes are believed to be most favourable ones.

Recognition of a geodynamic model of oil and gas generation involves to introduce the significant correctives in our ideas both about oil origin and the whole theory of oil and gas exploration activity.

The article deals with three most important moments — in the field of oil and gas geological zoning of the subsurface, selecting of oil and gas exploration targets, oil and gas generation theory.

The first aspect proves a zonal distribution of oil and gas accumulations in the Earth's crust; the second one substantiates a theoretical possibility of regional oil and gas potential of the platform basement; the third one shows a failure of discussion concerning oil origin since carbon and hydrogen in its nature cycle could occur both in live organisms and in the Earth's mantle.

In conclusion it is said about necessity for radical revision of the accepted fundamental statements both in the field of oil and gas origin theory and in the theory and practice of exploration activity, methods and procedures of exploration itself.

 

Рис. 1. СХЕМА РЕКОНСТРУКЦИИ ЮЖНОЙ АТЛАНТИКИ НА НАЧАЛО МЕЛОВОГО ПЕРИОДА

1 — выход кристаллических пород фундамента на земную поверхность (щиты); 2 — рифты; 3 — разломы; 4 — области палеодельт; 5 — континентальные грубообломочные отложения; б прослои песков; 7 — песчаники; 8 — глины; 9 — глинистые сланиы, обогащенные 0В; 10 — песчанистые известняки;11 — известняки; 12— доломиты; 13 — эвапориты (каменная соль и др.); 14 — эффузивы; 15 — интрузии; 16 — красноиветные отложения; 17 — интервалы промышленной нефтегазоносности; цифры мощность осадков, км

Рчс. 2. СХЕМА НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ РЕГИОНОВ ГОНДВАНЫ

1 — контур суперматерика (положение материков на начало мезозойской эры, по А.М. Городницкому и Л.П. Зоненшайну); 2 — области практического отсутствия осадочного чехла (внебассейновые пространства); 3 — границы рифтов; 4 — нефтегазоносные территории и акватории; 5 — крупные месторождения УВ; б пояс тяжелой нефти и твердых битумов ОфисинаТрембладор; 7 — относительная величина доказанных извлекаемых запасов УВ; в то же, тяжёлой нефти и битумов

Рис. 3. ПОЯСА НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ РОССИИ И ПРИЛЕГАЮЩИХ СТРАН СНГ

1 — границы поясов (субдукциионно-обдукиионного типа: / — Предуральско-Предновоэемельский, /// — Кавказско-Памир-ский; рифтогенного типа: // — Западно-Сибирский); 2 — границы предполагаемых поясов (IV — Среднерусский рифто-генного типа; V — Предверхоянский субдукиионно-облукиионного типа); 3 — полюса нефтегазонакопления; 4 — предполагаемые полюса нетфегазонакопления; некоторые гигантские меторождения: 5 — нефтяные, б газовые; 7 — Оленёкское месторождение битумов; 8 — границы формирующегося пояса нефтегазонакопления субдукиионно-обдукии-онного типа (VI — Восточно-Азиатский)

Залежи: 1 — нефти, 2 — каменного угля, 3 — газа (СО2, СН4,); 4 — массы карбонатов; стрелки движение углерода

Puc.5. ИЗМЕНЕНИЕ ЧИСЛА СЕМЕЙСТВ ОРГАНИЧЕСКОГО МИРА И ДОЛИ ЗАПАСОВ УВ В ОТЛОЖЕНИЯХ ФАНЕРОЗОЯ

1 — кривая изменения числа семейств органического мира (по C.A-Ушакову, Н.А. Ясаманову); 2 — диаграмма изменения доли запасов УВ в отложениях фанерозоя (по А.А.Бакирову)