К оглавлению

© И.И. Нестеров, 2004

ГЕНЕЗИС И ФОРМИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

И.И. Нестеров (ЗапСибИГНГ)

В геологии нефти и газа, как и в других науках, к основным задачам относятся исследования по достоверности укоренившихся идей, их совершенствованию или доказательствам их ошибочности, повышение уровня интерпретации и извлечения информации по геологическому строению недр по прямым, контактным и дистанционным методам исследований и разработке новых, прогрессивных технологий по изучению, освоению, реализации и использованию прежде всего энергетических ресурсов, обеспечивающих экономическую безопасность России.

Особое внимание следует уделить изучению фундаментальных природных процессов и созданию на их базе новых инженерных технологий по искусственному образованию полезных ископаемых с максимальным использованием свойств недр и космоса. При этом придется отказаться от ряда традиционных понятий, многие из которых были ошибочными. В первую очередь пересматриваются и уточняются: генезис УВ в земной коре; роль миграции жидких и газообразных УВ-компонентов за пределами их залежей; энергетический потенциал углей, горючих сланцев и керогенов; понятия времени и непрерывности геологических процессов; роль плитной тектоники в формировании энергетических источников; использование космических энергетических процессов и др. Новые идеи, которые предполагается реализовать в науке и производстве, приведены в работе [1].

1. Наиболее старой является проблема исходных источников сырья для образования нефти. Существовали две диаметрально противоположные позиции: источниками образования нефти и газа были или отмершее ОВ, или глубинные процессы синтеза углерода и водорода. При первой точке зрения осадочные породы и источники УВ-сырья рассматриваются как единое целое и основное внимание уделяется исследованиям этих комплексов пород. Вторая позиция предусматривает, что источниками нефти и газа являются углерод и водород глубинных образований, главным образом основного состава, которые в виде углеродных радикалов или нефти и газа мигрируют из пород земной коры и мантии и скапливаются в проницаемых породах осадочных комплексов.

Независимо от гипотез глубинного или органического генезиса наиболее вероятна следующая схема образования материнского вещества для УВ-сырья. Углерод поступает в атмосферу при дегазации глубинных недр в виде СO2. Зародившиеся в протерозое живые организмы экспонентно увеличивают свою массу за счет поглощения из атмосферы углекислого газа и воды из гидросферы с образованием кислорода, углеводов, белков и жиров. Источником энергии является солнечное излучение, а основным процессом - фотосинтез.

Процессы преобразования углерода и водорода интенсивно продолжаются и в настоящее время, и на фоне неограниченных ресурсов водорода масса подвижного углерода настолько значительна, что можно утверждать, что предположения о возможности наступления УВ-истощения недр неубедительны. Таким образом, можно считать, что ресурсы углерода и водорода, являющиеся основой накопления УВ-сырья Земли и ее атмосферы, практически неограниченны. Все зависит от рентабельности технологий их переработки. Ресурсы углерода и водорода нашей планеты столь значительны, что теоретически можно допускать получение из этого сырья почти 50*1015 т УВ-сырья. При современном потреблении УВ-сырья этих ресурсов углерода и водорода хватит на 10 млн. лет.

На фоне этих теоретических предположений дискуссии об источниках сырья для получения УВ-топлива являются неактуальными и более реальными становятся конкретные закономерности геологического строения недр и процессов их изменения во времени и пространстве, которые могут быть изучены и использованы человеком в ближней и средней перспективе.

2. Между составом ОВ в живых тканях бактерий, животных и растений и УВ-сырьем имеется существенная разница - в живом ОВ нет УВ, а в УВ-сырье имеется достаточное число алкановых (метановых), ароматических, нафтеновых УВ и гетерогенных соединений углерода и водорода с высокой концентрацией метильных и метиленовых групп. Смена состава происходит буквально "на грани жизни и смерти". На стадиях начального диагенеза в современных речных, озерных и морских илах суммарное число метильных и метиленовых групп достигает (10-20)*1020 на 1 г.

В процессах нефтегазообразования этот этап диагенеза ОВ можно назвать "бактериологическим фильтром".

Изменение максимального суммарного содержания метильных (-СН3) и метиленовых (-СН2-) групп в 1 г керогена возрастает от нуля в исходном живом ОВ до (210-220)*1020 на начальной стадии катагенеза Г по шкале углей. При этом рост числа групп (-СН2-) происходит до границы Б3 и БД, а (-СН3) - до середины стадии Г. После этих граничных пределов наблюдается падение концентрации как метиленовых, так и метильных групп. После "бактериологического фильтра" сближение состава ОВ и УВ-ресурсов продолжается, но более медленно.

3. При диагенетическом преобразовании ОВ в среде "бактериологического фильтра" зарождаются лишь основные тенденции изменения физико-химических свойств отмершего ОВ, которые определяются окислительно-восстановительными условиями среды.

Одним из показателей среды преобразования ОВ является отношение четных атомов углерода к нечетным в нормальных алканах, выделенных из ОВ илов, пород и углей. Суммарное число четных и нечетных атомов углерода подсчитывалось в диапазоне от 11 до 32.

По [4] построены графики изменения отношения четных (Счет) к нечетным (Снечет) атомов углерода в нормальных алканах ОВ, выделенных из илов и пород дна Японского моря в зависимости от глубины отбора образцов. Выделяется два типа ОВ. Первый тип накапливался в более восстановительных условиях в породах, залегающих на глубине 6-26; 169-194; 283 и 506 м. Второй тип характерен для пород, отобранных с глубины 36-87; 226 и 127 м. Они формировались в более окислительных условиях. Для углей такая же зависимость - от отражательной способности витринита (R°).

Из этого вытекает главный вывод - независимо от типа ОВ и абсолютных чисел молекул с четным и нечетным числом атомов углерода с увеличением глубины (катагенеза) в нормальных алканах возрастает число молекул с четными атомами углерода. При этом в илах и породах дна Японского моря для алканов первого типа ОВ преобладают молекулы с нечетным числом атомов углерода до глубины 80 м, для второго типа алканов - до глубины 300 м, а для углей - с отражательной способностью витринита с R° >= 102,5 %о. После этих критических глубин рост молекул с четным числом атомов углерода происходит уже в условиях, когда отношение Счет/Снечет > 1. До этих глубин их увеличение происходило в условиях, когда это отношение было < 1.

В общем виде, исходя из приведенных выше данных, можно наметить основные направления расшифровки процессов нефтегазообразования: дегазация геосфер Земли с выходом в атмосферу углекислого газа; фотосинтез углерода и водорода с образованием живого ОВ; скачкообразное преобразование отмерших органических соединений в среде "бактериологического фильтра" на начальных этапах диагенеза пород; региональное катагеническое изменение состава и свойств ОВ при погружении осадочных пород.

На начальных стадиях диагенеза пород количество водорода в окислительных условиях уменьшается с 4 до 2 % от живых к отмершим тканям, а для восстановительных условий - увеличивается от 8 до 16 %. В этих же условиях по углероду происходит соответственное увеличение с 58 до 63 и с 58 до 84 %. В образующихся при этом УВ-газах углерод имеет лёгкий изотопный состав - dС13 = 80-90 %0.

В условиях "бактериологического фильтра" микроорганизмы при диагенезе в отмершем ОВ прежде всего обогащают первичный состав метильными и метиленовыми группами.

В аэробных, кислых условиях образуются метан, обогащенный легким изотопом углерода, азот, Н2O и СO2, что приводит в фоссилизированном ОВ к относительному увеличению углерода, уменьшению водорода и преобладанию в нормальных алканах молекул с нечетным числом атомов углерода при общем росте молекул с четным числом. В анаэробных, восстановительных условиях образуются метан и его легкие гомологи, а избыточный донорный водород расчленяет тяжелые молекулы ОВ на более легкие. В результате в фоссилизированном ОВ увеличивается относительное содержание углерода и водорода, а в алканах из этого ОВ образуется больше молекул с четным числом атомов углерода при общем преобладании молекул с нечетным числом атомов углерода. За счет гидрирования донорным водородом в ОВ образуются новые соединения со стабильными радикалами, что отражается в увеличении в ОВ илов концентрации парамагнитных центров.

После формирования типа фоссилизированного ОВ в диагенезе начинается его катагенное преобразование под влиянием внешних факторов среды. При обосновании региональных процессов изменения состава и структуры ОВ при катагенезе прежде всего следует объяснить следующие основные закономерности, наблюдаемые в природных седиментационных бассейнах:

·        наличие региональной зональности распределения метана и его гомологов, растворенных в подземных водах, - увеличение количества последних от окраин к центру и вниз по разрезу седиментационных бассейнов;

·        увеличение с ростом степени катагенеза в нормальных алканах ОВ относительного содержания молекул с четным числом атомов углерода и смещения их максимума в сторону более легких УВ;

·        увеличение с ростом степени катагенеза в керогене всех типов ОВ относительного содержания углерода и уменьшение абсолютной величины водорода, кислорода, азота и серы.

В Западной Сибири в мезозойских отложениях С2Н6 в водорастворенных газах появляется при средней палеотемпературе 31 °С; С3Н8 - 35; С4Н10 - 41 и С5Н12 - 50 °С. Одновременно происходит рост их концентрации до определённого предела.

Для условий мезозойских отложений Западной Сибири с увеличением палеотемпературы до 90 °С ( R° = 62 %0) растут предельные значения газонасыщенности, л/л: СН4 - до 3,5; С2Н6 - до 0,5; С3Н8 - до 0,1; С4Н10 до 0,06; С5Н12 до 0,015. При дальнейшем повышении давления и палеотемпературы наблюдается уменьшение их предельных концентраций. Вероятнее всего, это связано с тем, что замедляется темп образования газов и происходит общее снижение газонасыщенности. Примерно такая же зональность отмечается для газов, сорбированных глинами, но относительные концентрации гомологов метана, особенно тяжелых, в этой системе почти на порядок выше, чем в водорастворенных газах. Кроме того, в сорбированных газах отмечается повышенное содержание СO2 и Н2. Для пород, накапливавшихся в монофациальных условиях с увеличением степени катагенеза в ОВ, также отмечается рост содержания хлороформенных битумоидов и УВ. Эта региональная закономерность практически характерна для всех седиментационных бассейнов земной коры.

Не вызывает сомнения, что водорастворенные и сорбированные породами газы по изотопному составу углерода существенно отличаются от газов диагенетического этапа и являются продуктами преобразования ОВ катагенетическими процессами. Рассматриваемые газы могут образовываться только за счет энергии неспаренных электронов вокруг ядер углерода. Однозначно доказывается, что хлороформенные битумоиды в ОВ являются вторичными веществами, возникшими в процессе катагенеза, и нет сомнения, что существенное увеличение роли водорода в битумоидах происходит за счет донорного водорода, образующегося при стабилизации неспаренных электронов в нормальную УВ-систему "углерод - водород". Это процесс региональный и не зависит от локального формирования залежей УВ-сырья. Для пород, накапливавшихся в монофациальных условиях, происходит региональное изменение количества и состава битумоидов в ОВ этих пород. В Западной Сибири для нижне-среднеюрских отложений количество битумоидов в РОВ увеличивается от окраин к центру и на север в глинах с 0,3-0,5 до 2-3 %, а в песчаниках - с 2-3 до 5-7 %.

В баженовском субгоризонте титон-берриасского возраста от окраин к центру битумоидный коэффициент (содержание хлоро- форменного битумоида в ОВ) увеличивается с 3-5 до 5-7 %, т.е. также как в песчаниках нижней - средней юры и выше, чем в глинах, в 1,0-2,5 раза. При этом к центру Западно-Сибирского мезо-кайнозойского бассейна по мере увеличения давления относительное превышение значения битумоидного коэффициента в титон-берриасских по сравнению с нижне-среднеюрскими глинами уменьшается. Этот факт позволяет рассматривать эти отложения в качестве первоочередного объекта для исследований по формированию залежей УВ-сырья на месте их современного залегания.

Наличие региональных закономерностей в распределении битумоидов без аномалий в районах месторождений нефти и газа позволяет утверждать, что битумоиды РОВ не участвуют в процессах формирования локальных залежей УВ-сырья и могут быть использованы лишь для оценки изучения направлений процессов его формирования в залежах.

4. К глобальным закономерностям относится распределение залежей УВ-сырья в пространстве стратисферных плит. При прочих равных условиях из одного и того же класса ОВ с увеличением катагенеза последовательно формируется следующий ряд залежей: сухого газа с небольшим (до 5-7 см33) содержанием нафтеновых конденсатов; нефтегазовых (сухой газ и нафтеновая нефть); тяжелых нафтеновых нефтей; жирного газа; нефтегазовые с жирным газом и нефтями с алкановым основанием; газоконденсатные; нефтегазоконденсатные; нефтяные.

Существование в этом ряду газоконденсатных залежей за счет деструкции нефтяных маловероятно. Для ОВ восстановленного ряда, способного воспроизводить УВ-сырье, последовательность смещается в сторону условий с более низкими стадиями катагенеза по сравнению с органикой, накапливавшейся в окислительной обстановке.

По вертикали можно наметить увеличение газовых залежей в верхах разреза осадочных пород. По латерали в каждом седиментационном бассейне имеются региональные стратиграфические уровни, к которым чаще всего приурочены залежи нефти и газа. Например, в Западной Сибири такие уровни отмечены в кровле тюменской (J1-2), васюганской (J2cl-J3o), покурской (K1a-K2cs), ипатовской (K2s-st) свит, а также в группах пластов БB8(K1v), БC10(K1v), Ю0(J3tt1b) и их аналогах. Очевидно, это связано с палеогеографией и типом исходного ОВ, не всегда зависящих от условий (морских, континентальных) его накопления и размеров ловушек. Тип ОВ является более определяющим фактором прогноза нефтегазоносности, чем параметры статической тектоники, основой которой является антиклинальная гипотеза формирования залежей. Отсюда следует главный вывод - в каждом типе ОВ (сапропелевом или гумусовом) и более дробных их классах всегда присутствуют органические соединения, способные генерировать нефть и газ.

Следует обратить внимание на места повышенных содержаний ОВ. Для гумусовой органики наличие в континентальных отложениях многочисленных угольных пластов толщиной от нескольких метров до 400 м, расположенных на локальных участках, ни у кого не вызывает удивления. В то же время не известны попытки картирования таких же локальных концентраций сапропелевого вещества на месте современных залежей нефти и газа. Между тем имеются случаи наличия таких пластов в виде кукерситов и богхедов. В Якутии на р. Оленек в нижнемеловых отложениях имеется Таймылырское месторождение булунита, в котором содержание водорода достигает 12,5 %. В 1944 г. специалисты США в пос. Тикси построили специальный завод по производству из булунитов авиационного бензина.

Все эти материалы показывают, что материнским веществом для нефти и газа являются керогены РОВ или более концентрированные формы его скопления, отличающиеся повышенным содержанием водорода. Возможно участие в этом процессе иона НС03 в водах, окружающих залежи УВ. Битумоиды к процессам формирования залежей УВ-сырья имеют лишь косвенное отношение.

5. Совершенно неизученными оказались процессы миграции УВ-флюидов из областей их генерации к конкретным локальным залежам и месторождениям нефти и газа.

Почти во всех моделях формирования залежей нефти и газа априорно принимается наличие миграции УВ-смесей, основанное на предположении, что количество УВ в реальных залежах несоизмеримо больше массы РОВ и битумоидов во вмещающих залежь породах. Это мнение ошибочно, ибо в процентах от массы эти величины соизмеримы.

При детальном рассмотрении проблемы формирования УВ-залежей возникают вопросы, объяснить которые невозможно при любых формах миграции нефти и газа за пределами площади их настоящего местонахождения.

Первый и главный вопрос: почему при вертикальной миграции УВ снизу на месторождении в 80-99 % ловушки остаются водоносными ниже верхней залежи? При латеральной миграции: почему из 100 ловушек, способных вместить объем флюидов в 1 млн. м3, только в одной есть залежь? При этом так называемые пустые и продуктивные пластовые системы на месторождении по химическим, флюидодинамическим и физическим параметрам не отличаются друг от друга. Ни одна модель не предусматривает доказательств причин отсутствия залежей УВ в ловушках между продуктивными пластовыми системами.

Общепринятым объяснением наличия газовых залежей стало допущение, что они сформировались за счет дегазации из растворенного в воде состояния при тектонических движениях. Этому простому объяснению противоречат следующие факты:

·        в зонах с низкой степенью катагенеза ОВ во вмещающих породах растворенный в подземных водах и тем более сорбированный породами газ всегда более "жирный", чем в залежах, а в зонах с повышенным катагенезом, наоборот, газ залежей содержит на порядок больше тяжелых гомологов метана, чем газ, растворенный в подземных водах;

·        если в любой газовой (нефтяной) залежи рассчитать запасы каждого компонента отдельно и распределить их по зонам возможного дренажа, то чем больше сорбируемость газовых (нефтяных) компонентов породами, то тем больше его путь миграции из зон дренажа до залежи, и по законам физики газовые залежи не должны содержать тяжелых газообразных УВ, а в нефтяных не должно быть сложных соединений парафина, асфальтенов, ароматики и др.;

·        в большинстве нефтегазоводоносных бассейнов мира дефицит упругости растворенных в воде газов уменьшается по мере удаления от зон с максимальной концентрацией газовых месторождений. Объяснить этот факт тем, что в этих зонах произошла дегазация подземных вод, нельзя, ибо в этом случае все ловушки были бы с газами, чего нет в действительности.

Еще труднее с позиций миграции объяснить формирование нефтяных залежей. Среднемировой коэффициент нефтеотдачи равен 33 %. И это в условиях, когда в скважинах депрессии на пласт достигают 10-20 МПа, а почти 70 % нефти не извлекается. В природе такие депрессии в сотни и тысячи раз меньше, но следов миграции нефти не обнаружено, т.е. коэффициент нефтеизвлечения при миграции достигает 100 %. Объяснить это явление длительностью геологических процессов не удается. Там, где нефтяные залежи выходят на поверхность (например, на р. Оленек в Якутии), в экстремальных поверхностных условиях песчаник "очищается" от нефти всего на 2-3 мм за время почти 100 млн. лет.

Рассмотрим несколько наиболее общепринятых моделей формирования залежей нефти. Одной их таких моделей является схема концентрации нефти в ловушке из растворенного состояния в газовых смесях. В среднем при давлении 30 МПа и температуре 90-100 °С для переноса 1 кг нефти требуется 15-20 м3 газа. При снижении давления на 0,1 МПа из 1 м3 газа выпадает 0,6 г нефти. При такой модели для объяснения запасов нефти только одного Самотлорского месторождения при снижении давления газовой смеси на 10 МПа потребуется более 80 трлн. м3 газа. Это нереально.

Растворимость легких нефтей в воде составляет 0,003 %, а при содержании в воде до 2 % жирных кислот увеличивается до 0,2 % в коллоидной форме. При снижении температуры и давления соответственно на 10 °С и 10 МПа можно ожидать, что из воды при ее движении от крыльев к своду ловушки будет выпадать не менее 2 % нефти от общего ее количества в водно-газовых растворах.

В случае Самотлорского месторождения потребуется "прокачать" через пластовые системы около 120 трлн. м3 воды с растворенной нефтью. Это тоже нереально.

Очень широко распространено убеждение, что нефтяные и газовые залежи формируются за счет миграции из нефтематеринских свит. В Западной Сибири многие специалисты однозначно указывают, что такой нефтематеринской свитой являются битуминозные глинистые породы баженовской (J3tt-K1b) и тутлеймской (J3tt-K1v) свит и все залежи неокома и апта образовались за счет миграции части битумоидов из битуминозных пород. С этих позиций рассмотрим Самотлорское месторождение, в котором на площади 2 тыс. км2 геологические запасы нефти составляют около 7 млрд т. При предположении, что область миграции из пород баженовской свиты составляет 5 тыс. км2, содержание в ней ОВ равно 72 млрд т, а битумоидов - 7,2*109 т (битумоидный коэффициент равен 10 %). Соответственно до формирования залежей нефти в нижнемеловых отложениях в баженовском горизонте было около 14 млрд. т битумоидов, а их состав, полученный суммированием компонентов нефти и битумоидов, неординарный. В природе таких соединений не найдено. В то же время состав битумоидов ОВ баженовской свиты в зоне дренажа самотлорских залежей не отличается от их состава в районах, где залежей нефти нет.

Приведенные материалы показывают, что миграцию УВ из зон, удаленных от современных залежей, ни теоретически, ни практически объяснить не удается.

В пользу отсутствия миграции и формирования залежей нефти и газа на месте их современных залежей указывает открытие в Западной Сибири, а затем в Ставропольском крае нефтяных залежей в битуминозных глинистых породах. Эти залежи имеют повышенное аномальное пластовое давление, не содержат краевых и подошвенных вод, а состоящий из глинистых частиц коллектор не имеет жесткого скелета. Только в Западной Сибири открыто более 100 таких месторождений. Доказано (Нестеров И.И., 1997), что залежи в битуминозных глинистых породах формировались на месте их современного местонахождения за счет ОВ вмещающих пород. Следует также иметь в виду, что дебиты нефти из таких "глинистых" коллекторов в отдельных случаях достигают 2,5-5,0 тыс. м3/сут.

Таким образом, можно однозначно утверждать, что господствующая почти в течение 200 лет гипотеза формирования залежей УВ за счет их миграции из так называемых нефтематеринских свит по вертикали и латерали является ошибочной.

6. Влияние температуры и давления на процессы нефтегазообразования различными исследователями трактуется неоднозначно. Большинство геологов считают, что основное влияние на эти процессы оказывает температура. И.И. Нестеров и др. [2] привели данные по нормальным алканам, выделенным из эстонских кукерситов в исходных породах при температуре 200 °С и давлении 0,1 и 100 МПа. Анализировалось отношение числа четных атомов углерода (С16-1815-17; С20-2419-23; С26-3425-33) к нечетным в молекулах нормальных алканов.

При нагревании нормальных алканов до 200 °С и повышении давления до 0,1 МПа величина всех трех отношений увеличивается по сравнению с исходным продуктом от 0,75-1,33 до 1,07-2,00, т.е. возрастает число четных атомов углерода. При той же температуре 200 °С и увеличении давления от 0,1 до 100 МПа происходит обратный процесс - возрастает роль нечетных атомов углерода. Это означает, что при больших давлениях процессы нефтегазообразования затухают или прекращаются.

Для оценки роли температуры и давления в процессах нефтегазообразования были произведены серии лабораторных исследований на керогенах из глинистых битуминозных пород низов майкопской свиты Ставропольского края, баженовской и кузнецовской свит Западной Сибири. При одновременном воздействии температуры от 60 до 150 °С и давления от 20 до 100 МПа на каждом этапе производилось определение новообразованных жидких и газообразных УВ (рис. 1, 2). Наиболее благоприятные условия для нефтегазообразования отмечаются при температуре 90-100 °С и горном давлении 55,0-65,0 МПа. За пределами этих критических условий количество новообразованных углеводородов скачкообразно уменьшается. По результатам этих опытов сформулирован основной закон нефте(битумо)газообразования - температура в основном способствует образованию газообразных УВ, а давление смещает реакции в сторону образования более тяжелых соединений, включая жидкие, вплоть до полного прекращения реакций (Нестеров И.И., 1997; [2]).

Таким образом, главным параметром, контролирующим формирование залежей УВ, является давление. Для расчетов влияния температуры и давления в каждом конкретном случае на локальном участке рекомендуется использование коэффициента, равного отношению палеотемпературы (°С) к давлению (МПа) в момент формирования залежи УВ.

7. Принципиальная модель образования светлых фракций залежей нефти и газа из ОВ вмещающих пород может быть представлена в виде разрыва длинных алифатических цепей по связям углерод - углерод (-С-С-). Если представить цепь, условно состоящую из 100 метиленовых групп, и разорвать ее в двух местах, то получатся три молекулы с 33 атомами углерода. Это тяжелые нефти. Если разорвать цепь в трех местах, то получатся четыре молекулы с 25 атомами углерода. Это нефть с плотностью около 0,8 г/см3 и т.д. Но для того, чтобы разорвать цепь по связи С-С, необходима энергия 230-250 кДж/моль (57 ккал/моль), что соответствует нагреванию залежи до 300-330 °С. Таких температур в нефтегазоносных комплексах бассейнов нет и не было. Следовательно, при образовании нефти и газа и формировании их залежей источником энергии являются другие факторы кроме температуры и давления.

Такой источник энергии имеется в самом ОВ в виде парамагнитных центров (ПМЦ), определяемых на приборах электронно-парамагнитного резонанса (ЭПР).

На рис. 3 приведены усредненные кривые изменения ПМЦ с ростом катагенеза ОВ. В керогене рассеянного в породах ОВ концентрация ПМЦ в исходном ОВ на стадии диагенеза составляет (2-5)* 1017 спин/г; увеличивается до 2*1020 спин/г на границе БД и Г и резко снижается уже к концу газовой стадии катагенеза. В бурых и каменных углях рост ПМЦ происходит до границы тощих углей и полуантрацитов, и это обеспечивает генерацию в основном только метана без жидких УВ-продуктов.

Нефть и газ образуются за счет энергии стабилизации магнитного поля неспаренного электрона вокруг ядер углерода. Для доказательства этого керогены из РОВ и угли подвергались бомбардировке пучком электронов в электронной пушке. В результате было получено, что если в ОВ имелись достаточные концентрации ПМЦ, то при облучении их электронами возникала цепная взрывная реакция почти с мгновенным образованием газообразных продуктов реакции, состоящих в основном из метана и водорода с примесью более тяжелых УВ вплоть до жидких. При облучении электронами ОВ (антрациты), не содержащего ПМЦ, видимых следов его преобразования не отмечено. Облучение электронами производилось без учета давления и температуры. В конкретных природных условиях эта скрытая энергия ОВ реализовывалась в результате изменения напряженного состояния пород при дискретных тектонических процессах, приводящих к возникновению мощных локальных электромагнитных полей с потоком электронов, которые взаимодействуют с неспаренными электронами углерода с образованием радикалов -СН2-; -СН3- и -Н, разрывающих связи С-С в ОВ с образованием нефти и УВ-газов. Эти данные являются основой для создания инженерных технологий искусственного получения промышленных залежей УВ-сырья в пластовых условиях недр из РОВ во вмещающих залежь породах.

8. Одним из основных условий начала процесса нефтегазообразования с формированием залежей УВ-сырья является дискретность геологических процессов, обеспечивающих скачкообразное изменение свойств вещества и состояния недр. Особое значение имеет дискретность тектонических процессов во времени, определяющих процесс осадконакопления и дискретность размеров тектонических поднятий в платформенных чехлах седиментационных бассейнов. Неожиданными, почти сенсационными, оказались исследования по дискретности осадконакопления. На Назинской площади (Томская область) в разрезе средней юры (тюменская свита) по пяти скважинам были скоррелированы вертикальные корневидные остатки по всему разрезу тюменской свиты (нижняя - средняя юра). В основу анализа были положены две аксиомы: первая - участок разреза с корневидным остатком не размывался в течение роста растения; вторая - время роста растения принималось равным 5 годам. Длительность среднеюрского отдела принята равной 21 млн. лет (178-157 млн лет назад). В результате оказалось, что преимущественно континентальные песчаные отложения средней юры Назинской площади накапливались в течение 5 тыс. лет, остальное время приходилось на перерывы и перемывы. Эти расчеты проверялись по разрезу средней юры Мало-Атлымской опорной скважины, где в качестве дискретного участка принимался слой толщиной 3-5 см с косой слоистостью. Априорно считалось, что такой слой не размывался в течение 1 сут. В результате расчетов подтвердилось, что непрерывный процесс осадконакопления продолжался 5-6 тыс. лет. Даже если априорные условия были занижены или завышены в 10 или 100 раз, конечный вывод о мгновенных дискретных погружениях, когда осадки не размывались, не изменится. Для тонкодисперсных глинистых пород морского генезиса скорость осадконакопления существенно замедляется, но дискретность их накопления сохраняется.

Подтверждением дискретного седиментогенеза является наличие многочисленных внутриформационных конгломератов с базальным цементом. Обломки в таких образованиях представлены вмещающими породами и их угловатость и даже некоторая окатанность свидетельствуют, что эти породы имели достаточную прочность. В Западной Сибири одним из распространенных случаев являются размывы подводными течениями. В нижненеокомских (берриас - валанжин) отложениях такие размывы имеют вид каньонов шириной 3-5 км, глубиной до 200 м и длиной до 200 км. В таких каньонах частыми являются оползневые явления. Если такие размывы затрагивают битуминозные глинистые отложения баженовской свиты (титон - берриас), то в этих породах видны плойчатость в виде микроскладок или включения мелких и крупных обломков верхнеюрских битуминозных глин толщиной до 2-5 м, чередующихся с вышележащими песчаными отложениями берриаса и валанжина. Такие образования могли формироваться из достаточно литифицированных пород и время их накопления в геологическом исчислении происходило почти мгновенно, во всяком случае, ниже точности геологических и геофизических методов фиксации начала и окончания этого процесса, а время формирования и литификации протекало сравнительно долго.

9. О формировании залежей нефти и газа на месте их современного залегания свидетельствует анализ закона компенсированного осадконакопления на материалах временных сейсмических разрезов (Нестеров И.И., 1968).

Такой анализ используется для уточнения глубин залегания стратонов, их площадной корреляции, прогноза интервалов отбора керна в скважинах, построения высокоточных структурных карт по сейсмическим данным без определения скорости волн (точностью до ± 5 м), глубины залегания пластовых систем, условий седиментационного режима стратонов, выявления размывов и др.

При построении графиков и карт компенсированного осадконакопления по сейсмическим данным установлено отклонение отражающих сейсмических границ над залежами нефти и газа. Этот эффект определяется разуплотнением пород над залежами УВ-сырья вследствие разогрева до 320 °С при их формировании, повышенных концентраций газов за счет диффузионного потока и других факторов, влияющих на понижение скорости сейсмических волн, а также аномалиями магнитного, теплового и гравитационного полей. Над мелкими залежами нефти и газа акустические эффекты могут быть на уровне точности их определений, но поскольку они отражаются на всем разрезе осадочных пород, залегающих стратиграфически выше продуктивного пласта, то можно использовать методологию их суммирования путем последовательного анализа всех сейсмических комплексов, когда кровля нижележащего комплекса одновременно принимается за подошву вышележащего. Такое суммирование позволяет не только существенно усиливать акустические эффекты над залежами УВ-сырья, но и исключать наличие размывов и некомпенсированного осадконакопления, которые дают на временных сейсмических разрезах такие же аномалии, как и залежи нефти и газа.

В итоге можно представить следующий механизм генезиса УВ-сырья и формирования их залежей.

В диагенезе "на грани жизни и смерти" биофитоценозов в восстановленных условиях "бактериологический фильтр" существенно изменяет состав захороняющегося ОВ в иловых осадках. Появляются метильные и метиленовые группы, а также неспаренные электроны вокруг ядер углерода, которых в живых организмах не было. При погружении в РОВ число ПМЦ, метильных и метиленовых групп, а также битумоидов увеличивается. При этом битумоидный коэффициент в ОВ битуминозных глин и песчаниках выше, чем в сероцветных глинистых породах. Этот процесс региональный и определяет лишь общую тенденцию образования битумоидов, которые к залежам нефти не имеют прямого отношения.

УВ-сырье из РОВ образуется на локальных участках, вероятно, с повышенным содержанием ОВ, вокруг краевых ядер углерода, в котором имеются ПМЦ, способные при определенных термобарических условиях и дискретных тектонических движениях обусловливать изменения напряженного состояния пород и появление электромагнитных полей, стабилизирующих ПМЦ с выделением энергии и образованием радикальных групп -СН3-; СН2-; Н. Последние разрывают связи углерод - углерод с образованием из твердого ОВ жидких и газообразных соединений нефти, газа и конденсата. Залежи формируются на месте их современного залегания [3].

10. Нефть и газ - это проблемы не столько регионального, сколько планетарного масштаба. В наиболее оптимальном варианте они решаются по территории Западной Сибири. Здесь процессы формирования залежей УВ-сырья в недрах Земли менее всего затронуты вторичными явлениями и имеются наиболее благоприятные условия для исследования природных параметров, составляющих основу естественных технологий, инженерных решений и технологий извлечения УВ-сырья, в том числе искусственно полученного в пластовых условиях недр.

Все приведенные данные позволяют определить основы природных процессов, а на их базе - конкретные параметры и технологию искусственного формирования промышленных залежей УВ-сырья.

Основные технологические параметры природных процессов формирования залежей УВ-сырья в пластовой системе с фиксированными термобарическими условиями включают в себя наличие ОВ с достаточной концентрацией ПМЦ и создание условий для его облучения потоком электронов, которые возникают при изменении напряженного состояния пород, вмещающих природные залежи нефти и газа. Для разработки инженерной технологии выбираются пластовые системы с естественными природными условиями (температура, давление, наличие ОВ с расчетными концентрациями ПМЦ) и искусственно создаются условия, имитирующие тектонические процессы с изменением напряженного состояния пород (Нестеров И.И., 1992).

Такие процессы создаются при гидроразрыве пластовой системы специально подготовленными растворами с закреплением вновь образованного порового пространства фобизированными проппантами или высокопрочным песком с окатанными зернами минералов и пород. При определенной скорости гидроразрыва пластовой системы в ней возникают мощные электромагнитные поля с потоком электронов, которые взаимодействуют с неспаренными электронами ОВ пород, образуя жидкие и газообразные соединения УВ-сырья. Все параметры инженерной технологии могут быть достаточно точно рассчитаны на проектной стадии работ (рис. 4).

В Западной Сибири для получения в промышленно рентабельных количествах техногенной нефти наиболее благоприятны пластовые системы баженовской свиты с природной плитчатостью и листовитостью пород. В других районах такие условия имеются в породах низов майкопской свиты Предкавказья; Южного и Восточного побережья Англии в отложениях киммериджской формации; в отдельных разрезах сланцев Грин-Ривер (США); горючих сланцев Ленинградской области и др. На рис. 5 приведена схема распространения битуминозных глинистых и глинисто-кремнистых пород Западной Сибири. Их площадь составляет 1,1 млн км2, а объем пород - 33 тыс. км3, объем ОВ - 15,4* 1012 т; объем битумоидов - 0,77*1012 т. Если в реакциях взаимодействия неспаренных электронов вокруг ядер углерода участвует половина объема пород, то при 1 и 10 % перехода объема ОВ в нефть и при увеличении объема жидких УВ из твердой органики в 1,5 раза геологические ресурсы нефти соответственно составят 115*109 и 1,15*1012 т. При коэффициенте извлечения 0,7 извлекаемые ресурсы составят (80,8-808,0) * 109 т.

Литература

1.     Нестеров И.И. Новые идеи в области фундаментальных и прикладных исследований для реализации в науке и товарном производстве. - Тюмень: Изд-во Тюм. ГНГУ, 1998. - С. 51.

2.     Нестеров И.И. и др. Нефтегазоносность глинистых пород Западной Сибири. - М.: Недра, 1987. - С. 256.

3.     Нестеров И.И. Нефтяная геология в XXI веке // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 1992. - № 1. - С. 7-13.

4.     Седикахиты на разных этапах литогенеза. Материалы VI Всесоюзного семинара по органическому веществу в современных и ископаемых осадках. - М.: Наука, 1982.

Abstract

Genesis and formation of НС accumulations is a system of knowledges in the field of sedimentary rocks including geological processes predetermining the sedimentary basins formation: accumulation and transformation of organic matter considering these processes energetics, sedimentology, lithogenesis, tectonogenesis, HC pools formation and methods of their studying and recovery, up to creating new technologies and technical means of their artificial construction.

 

Рис. 1. ИЗМЕНЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ЖИДКИХ УВ ПРИ РАЗНЫХ ТЕМПЕРАТУРЕ И ДАВЛЕНИИ В ПОРОДАХ БАЖЕНОВСКОЙ ФОРМАЦИИ ВЭНГАЯХИНСКОЙ ПЛОЩАДИ (скв. 355), доли первоначального содержания

 

Рис. 2. КОЛИЧЕСТВО УВ-ГАЗОВ, ГЕНЕРИРОВАННЫХ ОВ БАЖЕНОВСКОЙ ФОРМАЦИИ (скв. 171) ЕТЫ-ПУРСКОЙ ПЛОЩАДИ ПРИ ИЗМЕНЕНИИ ТЕМПЕРАТУРЫ И ДАВЛЕНИЯ, мл/1 кг породы

 

Рис. 3. ИЗМЕНЕНИЕ ПМЦ ПРИ КАТАГЕНЕЗЕ

 

Рис. 4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЛИНИЯ ИСКУССТВЕННОГО ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В НЕДРАХ ЗЕМЛИ

I - природная пластовая система; 2 - забойный узел распределения закачиваемого реагента; 3 - насосный блок; 4 - блок с реагентом; 5 - электронный блок управления технологическим циклом; 6- система приёма флюида из недр

 

Рис. 5. РАСПРОСТРАНЕНИЕ БИТУМИНОЗНЫХ ГЛИНИСТЫХ ПОРОД В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Области развития свит: 1 - баженовской, 2- тутлеймской, 3 - трехозерной и игримской; 4 - участки отсутствия титон-нижнеготеривских отложений; 5 - серо- цветные аналоги битуминозных титон-нижнеготеривских отложений; 6- основные промышленные залежи нефти в битуминозных породах; 7- нефтепроявления; 8- граница Западно-Сибирской мезо-кайнозойской нефтегазоносной провинции