Происхождение нефти [Виктор Петрович Гаврилов] (fb2) читать онлайн

В. П. Гаврилов
ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИ

*

Ответственный редактор

член-корреспондент АН СССР

К. Р. ЧЕПИКОВ

Рецензент

доктор геолого-минералогических наук,

профессор Б. А. СОКОЛОВ

© Издательство «Наука», 1986 г.

Верная разгадка происхождения нефти в природе имеет для нас не только научно-теоретический интерес, но и первостепенное практическое значение.

Академик И. М. Губкин

От автора

Вторая половина XX в. знаменуется массированным наступлением на нефтяные недра нашей планеты. О нефти пишут в газетах и популярных журналах, издают фундаментальные монографии и научно-популярные книги. В специальном библиографическом указателе 1966 г., в рубрике «Происхождение нефти» перечисляется около 12 тыс. печатных научных трудов. За последние 20 лет информация по этому вопросу как минимум удвоилась. Однако до сих пор проблема эффективного поиска нефти, эксплуатации ее месторождений остается актуальной, решением ее занимаются ученые многих научно-исследовательских институтов. Создаются сложнейшие механизмы и электронно-вычислительные приборы, предназначенные для поисков нефти. С этой же целью человек начал осваивать дно морей и океанов — своего рода гидрокосмос. И несмотря на успешное решение многих инженерных задач, недра Земли таят в себе еще много загадочного. И одна из загадок природы — происхождение нефти. Со времен М. В. Ломоносова ученые всего мира пытаются решить эту проблему, но до сих пор нет окончательного ответа, который бы удовлетворил всех нефтяников. Существует множество гипотез, объясняющих рождение нефти, но ни одна из них не является общепринятой. Дискуссия ведется вокруг главного вопроса: нефть — органическая, т. е. производная от животных и растений, или же нефть — неорганическая, образовавшаяся в земных глубинах и по трещинам поднявшаяся вверх и напитавшая пористые пласты?

Мы не ставим себе задачу осветить в предлагаемой книге все существующие гипотезы происхождения нефти. Да это было бы и просто невозможно. Одних только неорганических гипотез выдвинуто около 50. Тем не менее необходимо на современном уровне наших знаний дать объективный ответ на вопрос: как произошла нефть? Этого требует дальнейшее развитие нефтегазовой науки и прежде всего практики.

При этом наше внимание будет сконцентрировано главным образом на последних научных достижениях сторонников как органического, так и неорганического образования нефти. Особый акцент делается на новых взглядах в этой области, которые только начинают развиваться, но за которыми, как нам представляется, будущее.

Звездный час «черного золота»

Нефть часто называют «черным золотом», подчеркивая тем самым ее большую ценность в жизни человека. Невозможно установить точную дату открытия нефти. Однако известно, что уже в Древнем Египте она добавлялась в бальзамирующие составы, асфальт — вязкое смолистое вещество, остающееся при выветривании нефти, использовался при строительстве Вавилонской башни и висячих садов Семирамиды, при возведении дамб на реке Евфрат и бассейнов древнеиндийского города Мохенджо-Даро 5 тыс. лет назад.

В 220 г. до н. э. китайский император династии Цинь повелел бурить землю в провинции Сычуань в поисках соли. Когда полые бамбуковые трубы проникли в недра на несколько десятков метров, по ним вдруг ударил первый нефтяной фонтан. Эта нефть пошла на освещение жилищ.

В древности нефть применялась и в военных целях. Летописи рассказывают, что древние греки привязывали сосуд с таинственной смесью к метательному копью, запускавшемуся гигантской пращой. Когда снаряд достигал цели, происходил взрыв и поднималось облако дыма. Пламя сразу же распространялось во всех направлениях. Вода не могла погасить огонь. Состав «греческого огня» хранился в строгой тайне, и лишь арабским алхимикам XII в. удалось его разгадать. Основу рецепта составляла нефть с добавлением серы и селитры.

В XVII–XVIII вв. нефть использовалась и как лечебное средство. В середине XVII в. французский миссионер патер Жозеф де ла Рош д’Альён обнаружил в дебрях Западной Пенсильвании таинственные «черные воды». Индейцы добавляли их в качестве связующего вещества в краски для раскрашивания своих лиц. Из этих вод, бывших не чем иным, как нефтяными озерами, патер и создал свой чудодейственный бальзам. Во многих странах Европы его применяли как лекарство.

Однако не везде нефть получила должную оценку. В 1840 г. русский губернатор Баку направил пробы бакинской нефти в Петербургскую академию наук с целью определения ее пригодности для промышленных нужд. Он получил весьма «поучительный» ответ: «Это вонючее вещество пригодно только для смазки колес у телег».

Лишь во второй половине прошлого века человек открыл удивительные возможности «черного золота». Развитие промышленности потребовало огромного количества смазочных средств, нового, более дешевого и более эффективного, чем уголь, топлива, принципиально новых источников света. Все это могла дать только нефть. Молох индустрии все больше и настойчивей требовал для своего роста нефти и нефтепродуктов. Началась повсеместная ее добыча. Занималась заря новой, нефтяной эры. Первым вестником ее явились нефтяные вышки полковника Дрейка. В североамериканском городке Тайтесвилле штата Пенсильвания его скважина дала нефть. Это случилось 27 августа 1859 г. С этой даты ведет отсчет современная нефтяная промышленность мира.

Началась погоня за нефтью. Во всех концах света, в обжитых и неисследованных районах, на суше и на дне океана искали эту черную и бурую маслянистую на ощупь и с характерным острым запахом «земную кровь». Нефтяную лихорадку подхлестнуло изобретение в январе 1861 г. крекинга — современного метода переработки нефти. Вещество, на которое тысячелетиями мало кто обращал внимание, стало широко использоваться в промышленности и в военных целях, превратилось в объект торговли и спекуляции, стало своеобразным яблоком раздора для различных государств мира.

Тем не менее, несмотря на активные поиски, в конце прошлого века добывалось в год всего около 5 млн т нефти, по нынешним масштабам капля в море. Добыча велась примитивным способом. На Апшероне, где хозяйничал предприимчивый шведский делец Э. Нобель, нефть доставали бурдюками из простых колодцев. В конце 80-х годов прошлого века на его «нефтяную империю» работало более 25 тыс. рабочих. Естественно, что такими средствами трудно было увеличивать нефтедобычу.

По мере развития науки и техники совершенствовался процесс бурения нефтяных скважин и их эксплуатация. В результате уже в 1900 г. во всем мире было произведено 20 млн т «черного золота».

Рис. 1. Динамика добычи нефти и газа в мире

Настоящий взрыв нефтедобычи приходится на послевоенные годы: в 1945 г. в мире добыто 350 млн т нефти, в 1960 г, — свыше 1 млрд т, а в 1970 г. — около 2 млрд т. Максимум добычи падает на 1979 г. (3,2 млрд т), а потом темпы ее снизились. Сейчас из земных недр ежегодно выкачивается около 3 млрд, т «черного золота» (2,8 млрд т в 1984 г.) (рис. 1).

Такими же темпами развивалась и добыча постоянного спутника нефти — горючего газа. Его использование начинается лишь в первой половине XX в. В 1920 г. годовая добыча газа составила всего 35 млрд м³, а в 1950 г. увеличилась до 192 млрд м³. С 1960 г. производство газа резко пошло вверх, достигнув максимума в 1984 г. (1560 млрд м³).

Развитие современной промышленности немыслимо без углеводородов. Это прежде всего самый выгодный и эффективный вид топлива. Нефть и горючий газ обеспечивают энергетические потребности в мире на 65 % и на 100 % топливо для транспорта. На получение энергии идет 90–95 % добываемых углеводородов. Однако еще Д. И. Менделеев говорил, что сжигать нефть и газ в топках все равно, что растапливать печь ассигнациями. И это не преувеличение. Нефть и газ — источники многих жизненно важных продуктов. Это синтетический каучук и пластмасса, строительные материалы и искусственные ткани, красители и моющие средства, инсектициды и гербициды, взрывчатые вещества и медицинские препараты, душистые соединения для парфюмерии и удобрения, стимуляторы роста и искусственный пищевой белок, различные масла, бензин, керосин, мазут, без которых невозможна эксплуатация машин, автомобилей, самолетов, ракет.

Если бы вдруг источники нефти и газа неожиданно иссякли, мировая цивилизация оказалась бы на краю катастрофы. Как видим, человек очень зависит от нефти. Особенно остро это почувствовалось в начале 70-х годов текущего столетия, когда разразился «топливный кризис». Отголоском его стало всеобщее увеличение дороговизны жизни в западных странах. Люди попали в еще большую зависимость от нефти. Чтобы освободиться от этой зависимости, человек ищет альтернативный источник энергии, используя энергию ветра, рек, атома, каменного угля. В этом направлении сделаны определенные успехи, однако ближайшие 20–30 лет нефть и газ будут определять «топливное лицо» мира. Невольно возникает вопрос: а хватит ли нам углеводородов? Ведь запасы нефти и газа исчерпаемы и невосполнимы. В некоторых промышленно развитых странах при современном уровне добычи «черного золота» не хватит даже до конца текущего столетия. Успеет ли человек, до того как иссякнут источники нефти и газа, изобрести достойный энергетический заменитель? Человеческий разум упорно бьется над решением этой проблемы.

А тем временем поисковики в различных частях света буравят все новые земли в поисках нефти и газа. Во влажных тропиках Южной Америки, Африки и Индонезии, в полярных морях Арктики, в жарких пустынях Северной Африки, Аравии и Австралии — везде можно увидеть ажурную конструкцию нефтяной вышки, устремленную в небо, а своим тонким и чутким жалом в земные недра. Цель одна — нефть!

На бурение скважин ежегодно тратятся огромные средства. Но прежде надо провести геофизические работы, сделать геологический анализ многих данных, чтобы правильно выбрать объект бурения, а это тоже стоит немалых денег. В этой связи эффективность поисковых работ на нефть и газ приобретает огромное значение. Между тем, несмотря на использование поисковиками современной аппаратуры и техники, коэффициент успешности поиска в среднем находится на уровне 40 %, а это означает, что из 100 пробуренных скважин только 40 дают искомый продукт.

Для правильной ориентации поисковых работ на нефть и газ очень важно знать закономерности размещения в земной коре залежей нефти и газа, а это, в свою очередь, возможно лишь на основе четкого знания о происхождении этих полезных ископаемых. Древнегреческому мыслителю Аристотелю принадлежат слова: «Только тогда можно понять сущность вещей, когда знаешь их происхождение и развитие». В полной мере это применимо и к нефти.

Основоположник отечественной нефтегазовой науки академик Иван Михайлович Губкин придавал этому вопросу первостепенное значение. В своем капитальном труде «Учение о нефти», первое издание которого вышло в 1932 г., он писал: «Только тогда, когда мы будем иметь правильное представление о тех процессах, в результате которых возникает нефть, мы будем знать, каким образом в земной коре образуются ее залежи… и как надлежит наиболее целесообразно организовать ее разведку» [Губкин, 1975, с. 300]. Развивая свою мысль, И. М. Губкин продолжал: «Правильное представление о процессах образования нефти дает нам указание и ответ на вопрос о причинах возникновения разного рода нефтей… здесь лежит ключ к разрешению всех вопросов наиболее правильного использования этого ценнейшего продукта» [Там же]. Слова выдающегося ученого-нефтяника как нельзя лучше отвечают на вопрос: почему необходимо разгадать эту одну из величайших загадок природы — происхождение нефти?

Проблема происхождения нефти не утратила своей актуальности и в наши дни, несмотря на то что дискуссия среди ученых ведется уже почти 200 лет. Труд-по найти в науке такой предмет, который вызывал бы столь жаркие и непримиримые споры, как происхождение нефти. Этой проблеме и посвящена предлагаемая книга. Однако, прежде чем дать ответ на вопрос об образовании нефти, нам необходимо хотя бы кратко рассказать о самой нефти: что она собой представляет, из чего состоит, в каких условиях залегает в недрах Земли?

Нефть — как она есть

Нефть и газ — горные породы. Они относятся к группе осадочных вместе с песками, песчаниками, глинами, известняками, каменной солью и т. д. Мы привыкли считать, что порода — твердое вещество, из которого состоит земная кора и более глубокие недра Земли. Оказывается, что есть и жидкие породы и даже газообразные. Это нефть и газ. Одно из важных их свойств — способность гореть. Таким же качеством обладает и ряд других осадочных пород: торф, бурый и каменный уголь, антрацит. Все вместе горючие породы образуют особое семейство, получившее название каустобиолитов (от греч. «каустос» — горючий, «биос» — жизнь, «литое» — камень, т. е. горючий органический камень). Среди них различают каустобиолиты угольного ряда и каустобиолиты нефтяного ряда, последние называются битумами. К ним-то и относятся нефть и газ.

Все каустобиолиты содержат углерод, водород и кислород, но в разном соотношении. Каустобиолиты угольного типа отличаются явным преобладанием углерода над водородом: для антрацита это соотношение (С/Н) равно 63, для каменного угля — 17 и т. д. Нефти же имеют более уравновешенную пропорцию углерода и водорода, поэтому С/Н у них варьирует обычно в пределах 6–6,5. В каустобиолитах угольного ряда повышено также содержание кислорода по сравнению с нефтями: в буром угле –23,7 %, в торфе — 29,7, а у нефтей — 0,5–1,7 %.

В химическом отношении нефть — это сложная смесь углеводородов и углеродистых соединений, содержащая также кислород, азот, серу и реже другие элементы. Она состоит из следующих основных элементов: углерод (83–87 %), водород (12–14), кислород, азот и сера (1–2), содержание серы возрастает иногда до 6–8 %. В нефтях выделяют углеводородную часть, асфальто-смолистую, парафины, серу и зольную часть.

Первая часть состоит из трех групп углеводородов: метановые (алканы), нафтеновые (циклоалканы) и ароматические (арены). Первые относятся к предельным углеводородам и имеют формулу С_nН_2n+2.

Метановые углеводороды, или алканы, химически наиболее устойчивы. Если количество атомов углерода в молекуле колеблется от 1 до 4 (СН₄—С₄Н₁₀), то углеводород представляет собой газ. Если количество атомов углерода от 5 до 16 (С₅Н₁₆—C₁₆H₃₄), то это жидкие углеводороды, а если оно выше 16 (С₁₇Н₃₆ и т. д.) — твердые (например, парафин).

Нафтеновые углеводороды, или циклоалканы (С_nН_2n), имеют кольчатое строение, поэтому их иногда называют карбоциклическими соединениями. Все связи углерода с водородом здесь также насыщены, поэтому нафтеновые нефти обладают устойчивыми свойствами.

Ароматические углеводороды, или арены (С_nН_n), наиболее бедны водородом. Молекула имеет вид кольца с ненасыщенными связями углерода. Они и называются ненасыщенными, или непредельными углеводородами. Отсюда их неустойчивость в химическом отношении.

Асфальто-смолистая часть нефтей — это темно-окрашенное вещество. Оно частично растворяется в бензине. Растворившаяся часть именуется асфальтеном, нерастворившаяся — смолой. В составе смол содержится до 93 % кислорода от общего его количества в нефтях.

Порфирины — особые тетрациклические азотистые соединения органического происхождения. Считают, что они образовались из хлорофилла растений и гемоглобина животных. Интересно, что при температуре 200–250 °C порфирины разрушаются.

Сера широко распространена в нефтях и углеводородном газе и содержится либо в свободном состоянии, либо в виде соединений (сероводород, меркаптаны). Количество ее обычно колеблется от 0,1 до 5 %.

Зольная часть — это различные минеральные соединения, чаще всего железо, кальций, магний, алюминий, никель, ванадий, остающиеся при сжигании нефти. Встречаются соли и окислы натрия, бария, меди, олова, кобальта, свинца и других металлов, а также ртуть. Интересно, что определенному типу нефти присущи определенные металлы. Значит, они не механическая примесь, а вещество самой нефти.

Нефть только тогда называется нефтью, когда углеводородная часть составляет более 50 %. Если меньше, то это уже будут киры, асфальты, асфальтиты, озокериты, кериты, антроксолиты и т. д. Соединения, входящие в состав всех частей нефти, кроме углеводородной, называют гетероатомными соединениями, или просто гетеросоединениями, а сумму элементов в их составе — гетероэлементами. К настоящему времени в нефтях обнаружено более 380 гетеросоединений, большинство из которых относится к классу сернистых соединений — меркаптанов.

Состав каждой нефти слагается из нескольких серий гомологических рядов (от греч. «хомос» — похожий). Каждый ряд представлен несколькими группами изомеров, молекулы которых построены по-разному, хотя химическая формула у них одинакова. Члены этих групп составляют непрерывный ряд гомологов, число и структура их меняется в зависимости от типа данной нефти. В природе имеется огромное количество изомеров. Так, если в углеводородном соединении 40 атомов углерода (тетракоптан), то число изомеров достигнет 62 491 178 805 831! Член-корреспондент АН СССР И. И. Нестеров [1969] в своей книге «Тайны рождения нефти» приводит такие расчеты: если человек будет писать формулы этих изомеров со скоростью изомер в минуту, то ему потребуется 120 млн лет круглосуточной работы, чтобы написать формулы всех изомеров углеводородного соединения с 40 атомами углерода.

Химический состав нефтей берется за основу при их классификации. В настоящее время химический состав нефтей полностью не изучен. Установлено 425 углеводородных соединений, но это не предел. Наиболее распространено деление нефтей по содержанию различных углеводородов. Выделяют, например, метановые нефти (метановых углеводородов более 66 %), нафтеновые (нафтеновых углеводородов более 66 %), нафтено-метановые и ароматические.

Эта классификация основана на групповом составе нефтей. Дело в том, что вся нефть по групповому составу делится на две части: те, что закипают при температуре до 360 °C, и те, что кипят при температуре выше 360 °C. К первым относятся чистые углеводородные соединения и частично гетероэлементы; ко вторым — преимущественно гетеросоединения (кислородные, сернистые, азотистые) и в меньшей степени углеводородные. Используются также классификации по содержанию парафина, серы, асфальтенов и смол.

Важным показателем химического состава нефтей является их фракционный состав, который определяется разделением нефтей по различной температуре кипения составных ее частей. Фракция — это доля нефти, выкипающая в определенном интервале температур. Обычно они следующие: бензиновая, выкипающая при температуре до 170–210 °C; лигроиновая, пределы кипения — 160–210; керосиновая — 200–300; газойлевая — 270–350 °C. Остаток после выкипания всех фракций называется мазутом, который, в свою очередь, делится на масляную и смолистую фракции.

К физическим свойствам нефтей относят плотность, вязкость, температуры застывания, кипения, испарения, теплотворную способность, растворимость, электрические и оптические свойства, люминесценцию и др.

Важнейшее свойство нефти, благодаря которому она обрела мировую славу, — теплотворная способность. Теплота сгорания нефти значительно выше, чем у пороха, нитроглицерина и даже тротила. При полном сгорании 1 кг нефти выделяется около 11 тыс. ккал, при сгорании 1 м³ газа — около 9 тыс., а при сгорании 1 кг каменного угля — 7 тыс. ккал. Чтобы получить одно и то же количество тепловых единиц, требуется по весу: нефти — 1, антрацита — 1,44, торфа — 2,09, сосновых дров — 2,24, соломы — 2,59. В своей книге «Учение о нефти» И. М. Губкин приводил такой пример. Если принять число вагонов, нужных для перевозки нефти, за единицу, то для каменного угля их нужно 1,35, для бурого угля — 3,1, для торфа — 3,2, для дров — 3,4. Все это показывает огромный экономический выигрыш при использовании нефти как источника энергии и при ее транспортировке.

Ведя поиск нефти, часто используют свойство люминесценции, которое обозначает способность нефтей светиться под воздействием ультрафиолетовых лучей. Легкие нефти светятся голубым цветом, тяжелые — бурым и желто-бурым. С помощью этого свойства в горных породах можно отыскать даже «следы» нефти.

Представление о нефти будет неполным, если мы не упомянем ее ближайших «родственников», и прежде всего углеводородные газы. Вообще все газы Земли делятся на углеводородные, углекислые и азотистые. Нас интересует углеводородный газ, который может образовывать самостоятельные скопления в земной коре или же встречаться вместе с нефтью. Углеводородный газ (или просто газ) представляет собой смесь нескольких газов. До 95 % и более этой смеси составляет метан (СН₄), присутствуют этан (С₂Н₆), пропан (С₃Н₈), бутан (C₄H₁₀) и т. д. При повышении давления на глубине все углеводородные газы (кроме метана) переходят в жидкое состояние. Если такую залежь вскрыть скважиной, то на поверхность вырвется газ, на 90 % состоящий из метана. Остальные газы останутся в пласте в виде прозрачной жидкости, состоящей почти целиком из бензина — это так называемый конденсат. Если не принять мер, то конденсат начнет испаряться и выноситься из недр вместе с метаном в виде паров. Между тем конденсат — ценнейшее химическое сырье, требующее особого подхода при разработке его залежей.

В составе углеводородных газов могут быть также углекислота, азот, аргон, криптон, ксенон, гелий, неон, сероводород, аммиак и даже свободный водород. Самая ценная примесь — гелий. Даже 0,1 % его содержания достаточно, чтобы организовать промышленную разработку. А в газах некоторых месторождений содержание гелия достигает 2 % (например, месторождение Панхэндл — Хьюготон, США).

Иногда углеводородный газ включает значительное количество сероводорода (на французском месторождении Лакк — 20 %, на месторождениях Западной Канады — до 30 %). Разработка таких залежей требует особого оборудования, поскольку обычные металлические трубы быстро разрушаются под действием сероводорода. В то же время можно извлечь из газов серу, которая является ценным химическим сырьем.

К свойствам газа относятся плотность, молекулярная масса, вязкость, растворимость, сорбционная способность, упругость паров, критическое давление и температура, теплоемкость, теплотворная способность и диффузия, обратная конденсация и др.

Кроме обычной нефти и газа, известны тяжелые нефти (мальты) с удельным весом 0,97–1; твердые битумы — горный воск (озокерит), горная смола, асфальт.

Итак, мы видим, что нефть и газ — это очень сложные естественные соединения углеводородов. Нефть имеет черный цвет, хотя известны бурые и светлоокрашенные, почти бесцветные нефти, резкий специфический запах, маслянистая на ощупь, плотность ее меньше 1 г/см³ (0,8–0,9). Газ бесцветен и не имеет запаха.

Подземная жизнь нефти

Рис. 2. Внутреннее строение Земли

v — скорость распространения упругих колебаний (v_р — продольных, v_s — поперечных); р — плотность земного вещества (Геофизика океана, 1979)

Какой бы точки зрения мы ни придерживались по вопросу о происхождении нефти, ясно одно — она образуется не на поверхности Земли. Нефть рождается в подземелье, там и проводит свою жизнь до тех пор, пока человек не вскроет ее залежь скважиной и не «вытянет» на дневную поверхность. А что представляют собой эти земные недра? Об этом мы можем судить по данным геофизических и сейсмологических исследований.

Недра нашей планеты имеют сферическое строение и напоминают матрешек, вложенных одна в другую. По особенностям прохождения в недрах упругих колебаний, вызываемых искусственным пли естественным путем, они делятся на три основные оболочки (рис. 2): земную кору (А), мантию (В, С, D', D'') и ядро (Е, F, G).

Слоистое строение земных недр — результат длительного и сложного процесса дифференциации земного вещества, начавшегося 4,5 млрд лет назад и продолжающегося в наши дни.

Все известные залежи нефти и газа связаны с земной корой, с ее осадочным слоем. Причем распространены они не повсеместно, а приурочены к определенным структурам коры. В геологии под структурой понимают обособленные участки коры, отличающиеся определенным сочетанием состава и условий залегания слагающих их пород. Это научное определение структур, а другими словами, это геологические тела, имеющие естественные границы и обладающие специфическими свойствами горных пород, которыми они сложены. К этим свойствам относятся прежде всего вещественный состав пород и особенности залегания их пластов в пространстве. Основные отличительные черты геологических структур кроются в их происхождении и, что самое главное, в различной истории развития. В свою очередь, это определяется разнонаправленными и разноинтенсивными движениями, преобразующими строение земной коры и получившими название тектонических. Поэтому-то основные типы структур удобно выделять по степени их подвижности во времени.

Наиболее подвижные структуры — геосинклинали. Для них характерны интенсивные вертикальные и горизонтальные движения, повышенная сейсмичность и вулканизм. Геосинклиналь — это арена максимального проявления сил внутренней динамики Земли. Согласно классическим представлениям, геосинклиналь в своем развитии проходит две основные стадии: интенсивного прогибания и горообразования. По мере завершения развития геосинклинали на ее месте возникают новые структуры — орогены, или горно-складчатые области, выраженные в рельефе местности горными странами. По сути дела, орогены можно рассматривать как геосинклиналь на заключительной стадии развития. Однако образование гор может происходить и вне геосинклиналей. В последние 20–25 лет ученые обнаружили на дне океанов протяженные срединно-океанические хребты, геологическая природа которых еще неясна.

С течением времени интенсивность внутренних процессов резко понижается, это результат истощения энергии в глубоких недрах Земли. Тектонические движения, столь активные для геосинклиналей и орогенов, слабеют, уменьшается их амплитуда, замедляется скорость роста горных хребтов. Эрозионные процессы, протекающие на поверхности, начинают стачивать горы, все более и более нивелируя рельеф. Разрушение хребтов продолжается до тех пор, пока на месте высокогорных стран не возникнет полого всхолмленная равнина — пенеплен. Такая равнина уже не испытывает в дальнейшем интенсивных тектонических движений, присущих геосинклиналям и орогенам. Прогибание идет медленно с небольшой амплитудой. Данный участок земной коры закончил свое геосинклинальное развитие и перешел в платформу. Таким образом, развитие земной коры на протяжении последних, по крайней мере, 2 млрд лет можно рассматривать как постепенный и последовательный исторический процесс отмирания геосинклинального режима и замены его на платформенный.

В основании каждой платформы лежат магматические и метаморфические породы, сформировавшиеся в геосинклинальный период развития. Они сильно дислоцированы, т. е. смяты в складки, разбиты трещинами. Геосинклинальный комплекс составляет фундамент, или цоколь, платформы. На нем практически горизонтально залегают осадочные породы (пески, глины, известняки, каменная соль и т. д.), накопившиеся на платформенном этапе развития. Они образуют платформенный (осадочный) чехол.

В зависимости от особенностей дальнейшего геологического развития плиты дифференцируются на крупные поднятия (антеклизы) и обширные депрессии (синеклизы).

Теперь, когда мы познакомились со строением земных недр и ее самой верхней оболочки — земной коры, можно перейти к рассмотрению тех условий, которые определяют процесс накопления в коре нефти и газа. Единичные скопления этих полезных ископаемых называются залежью, а их совокупность, приуроченная к единой геологической структуре, — месторождением^[1]. Чтобы образовалась залежь или месторождение, необходимо благоприятное сочетание определенных условий (коллекторы, покрышки, ловушки, миграция).

Коллекторы — любые проницаемые горные породы, в которых возможно движение природных флюидов под влиянием гравитационных сил или нормальных градиентов давлений, существующих в верхней части земной коры. Однако если бы вся толща осадочных пород состояла из коллекторов, то нефть и газ не смогли бы скопиться в залежь. Они поднимались бы вверх, пока не достигли бы дневной поверхности и не испарились. Следовательно, необходимым условием накопления залежи является присутствие в осадочной толще пласта или пластов непроницаемых для нефти и газа пород — своеобразных экранов (флюидоупоров), способных задержать вертикальное движение флюидов к поверхности Земли. Такие практически непроницаемые породы получили название покрышек. Обычно ими бывают глины, каменная соль, гипсы, а иногда известняки и мергели, не нарушенные трещинами.

Допустим, что у нас есть проницаемый пласт, по которому движутся флюиды нефти или газа, имеется хорошая глинистая покрышка, способная удержать эти флюиды. Будет ли образовываться залежь? Нет, оказывается этого еще тоже недостаточно. Необходимо наличие ловушки — особой формы пласта, попав в которую нефть и газ оказываются как бы в тупике. Здесь-то постепенно и накапливаются эти продукты и образуется залежь. В прошлом веке в качестве ловушек рассматривали крупные пустоты типа пещер или же системы крупных трещин. Сейчас уже доподлинно известно, что никаких подземных нефтяных озер нет. И нефть и газ находятся в многочисленных порах и мелких трещинах, пронизывающих горные породы. А ловушками являются особые формы этих пористых пластов-коллекторов. Обычно ловушки делятся на структурные и неструктурные. Типичный пример первых — антиклинальные складки и тектонические экраны, вторых — стратиграфическое несогласие, литологическое выклинивание и погребенные рифы (рис. 3).

Рис. 3. Типы ловушек для нефти и газа

а — антиклинальная; б — солянокупольная (диапировая); в — тектонически экранированная; г — стратиграфическая; д — литологическая; е — погребенный риф; 1 — непроницаемые породы типа глин (покрышки); 2 — проницаемые породы типа песков или песчаников (коллекторы); з — непроницаемые известняки; 4— проницаемые известняки; 5 — каменная соль; 6 — залежи нефти; 7 — залежи газа; 8 — линии тектонического нарушения

По типу ловушки обычно классифицируют и сами залежи нефти и газа, т. е. выделяют сводовые залежи (приуроченные к антиклиналям), тектонически экранированные, стратиграфические, литологические, рифогенного типа и смешанные.

Миграция нефти и газа — важнейшее условие формирования месторождений. Миграция происходит в проницаемых породах вместе с подземной водой, которая обычно насыщает поровое пространство. Перемещение нефти и газа по пласту может происходить в растворенном или свободном состоянии. Растворителем обычно бывает вода. Ее растворяющие способности улучшаются в пластовых условиях при больших давлениях и температуре. Как мы узнаем в дальнейшем, растворяющая способность подземных вод сравнительно невелика. Тем не менее подземная гидросфера формирует своеобразный накопитель газов, в том числе и углеводородных. По оценке Л. М. Зорькина, только в подземных водах нефтегазоносных бассейнов нашей страны растворено более 4000 трлн м³ углеводородных газов, а глобальные ресурсы газов в пластовых водах осадочного слоя коры (до глубины 4 км) составляют 1,5×10¹⁷ м³.

Направление миграции определяется перепадом давлений и происходит из области большого давления в область меньшего. Специалисты-гидрогеологи называют эти области соответственно пьезометрическими максимумами (пьезомаксимумы) и пьезометрическими минимумами (пьезоминимумы). Двигаясь по пласту, подземная вода неизбежно попадает в область относительного пьезоминимума, при снижении давления уменьшается и растворяющая способность воды — происходит выделение нефти или газа в свободную фазу, причем, чем больше падает давление, тем больше выделяется их из воды. В свободном состоянии нефть и газ также способны мигрировать, они как бы всплывают в воде вследствие разности плотностей.

Различают боковую (латеральную) и вертикальную миграции. В первом случае флюиды перемещаются в пределах одного пласта, во втором — из одного пласта в другой, обычно снизу вверх.

Благоприятное сочетание рассмотренных и ряда других факторов приводит к формированию залежей нефти и газа. Чаще всего это происходит в бортовых и внутренних зонах крупных депрессий (впадин, прогибов), на склонах сводовых поднятий и в их центральных частях. Как правило, в земной коре не встречается единичных скоплений нефти или газа. Они распространены целыми «семействами», как опята в лесу. Одно такое «семейство», связанное с однотипными ловушками, образует зону нефтегазонакопления. Несколько зон, приуроченных к одному крупному структурному элементу коры, объединяются в нефтегазоносную область, а те — в нефтегазоносную провинцию. Ряд геологов-нефтяников предлагают рассматривать крупные осадочные бассейны земной коры, которые на определенной стадии своего развития становятся нефтегазоносными, как нефтегазоносные бассейны.

Итак, у нефти сложная и длительная подземная жизнь. С момента ее образования до накопления в залежи проходят многие миллионы лет. И еще десятки миллионов лет залежь ждет своего «часа», пока скважина не распечатает непроницаемую покрышку и нефть не начнет служить людям. Воистину, залежь нефти — это клад миллионолетий.

В подземной жизни нефти, скрытой от нас мощным чехлом осадочных пород, много еще неясного, проблематичного. Но проблемой номер один остается вопрос о ее происхождении.

Зарождение дискуссии

Попытки объяснить происхождение нефти предпринимались очень давно. Советский ученый профессор М. К. Калинко, много сделавший для выяснения интересующего нас вопроса, в одной из своих книг приводит высказывания древнегреческого ученого Страбона, жившего 2 тыс. лет назад. Он наблюдал в Албании извержения вулканов и одновременное высачивание нефти на поверхность Земли: «В области аполлонийцев есть место под названием Нимфей, это скала, извергающая огонь, а под ней текут источники теплой воды и асфальта, вероятно, от сгорания асфальтовых глыб под землей» [Страбон, 1964, с. 289]. Аналогичные наблюдения сделал Страбон и в районе Мертвого моря. Эти факты он связывал воедино: извержение вулканов и образование асфальтов, так он называл нефть. Однако теперь мы знаем, что ни в Албании, ни в районе Мертвого моря нет действующих вулканов. То, что наблюдал Страбон, было извержение грязевых вулканов — прорыв подземных вод с нефтью и газом из пластов осадочных пород на дневную поверхность. И в наши дни такое явление распространено на Апшеронском и Таманском полуостровах.

Несмотря на ошибку Страбона, его толкование происхождения нефти имело под собой материалистическую основу. В отличие от мыслителей древности, которые часто высказывали удивительную прозорливость, последующие взгляды на природу образования нефти носили порой курьезный характер и имели религиозные корни. Одна из таких гипотез, сведения о которой дошли до нас, была высказана польским натуралистом каноником К. Клюком, жившим в XVIII в. Он полагал, что нефть образовалась в раю и является остатком той благодатной почвы, на которой произрастали райские кущи. Грехопадение человека послужило причиной того, что бог решил удалить из почвы жирные вещества, дабы уменьшить урожайность земли и тем самым покарать человека. Часть жира испарилась под жаркими лучами солнца, другая же часть опустилась в глубь земных недр под действием собственной тяжести. Погрузившийся жир, смешавшись с разными веществами, и образовал месторождения нефти. Всемирный потоп окончательно размыл остатки благодатной райской почвы, перемешав ее с другими породами и полностью уничтожив. Гипотеза каноника К. Клюка часто упоминается в популярных статьях и книгах о происхождении нефти в качестве курьеза. Однако в то время эти представления считались строго научными и единственно верными.

Одним из первых, кто попытался дать истинно научное объяснение происхождению нефти, был великий русский ученый М. В. Ломоносов. Свои взгляды на природу нефти М. В. Ломоносов основывал на химических опытах, из которых ему было известно, что при перегонке каменного угля от «крутого» огня выходит масло черное и густое, от «легкого» огня — светлое и прозрачное. Великий ученый полагал, что именно каменный уголь является исходным веществом для получения нефти.

Таким образом, более 200 лет назад была высказана мысль об органическом происхождении нефти из каменного угля. Исходное вещество одно — органический материал, преобразованный сначала в уголь, а затем в нефть и газ. Возникла органическая гипотеза.

Рождение нефти из угля надолго вошло в сознание геологов. Эти представления еще более упрочились благодаря практике. Исследуя угольные шахты, геологи обнаруживали порой и многочисленные нефтепроявления в угольных горизонтах. Известны случаи, когда скопления нефти в угольных шахтах достигали значительных размеров. В 1847 г. английский промышленник Дж. Юнг организовал даже добычу нефти на Олфертонской угольной копи в Дербишире. Полученную нефть он перерабатывал на осветительные масла. Когда нефть иссякла, Дж. Юнг пытался наладить переработку угля, но тот не давал таких масел, как нефть. В поисках подходящего исходного материала промышленник наткнулся на битуминозный сланец. При сравнительно невысоких температурах перегонки ему удалось получить из сланца минеральные масла, близкие по своим качествам к нефтяным. Дж. Юнг в 1850 г. запатентовал свое изобретение, а в геологию стали проникать идеи формирования нефти из битуминозных сланцев. В общем-то это была разновидность гипотезы М. В. Ломоносова, менялся лишь исходный материал — сланец на уголь, но суть геологических процессов оставалась прежней.

В середине и особенно в конце XIX в. больших успехов достигла химия. Мимо внимания химиков не прошла и проблема происхождения нефти. Химическими анализами было доказано, что состав вещества, полученного при перегонке углей, отличается от нефти. При перегонке угля образуется вовсе не природная нефть, а смола! Это сильно поколебало идеи, высказанные еще в свое время М. В. Ломоносовым. И химики повели атаку на органическую гипотезу.

Однако первым, кто высказал идею о неорганическом (магматическом) рождении нефти, был немецкий физик и математик А. Гумбольдт. Основываясь на высачивании нефти из магматических пород, которое он наблюдал в Венесуэле, на ощущении Гей-Люссаком запаха смолы при извержении Везувия в 1805 г. и на связи между лавовыми и грязевыми вулканами, А. Гумбольдт в 1805 г. сделал заключение: «…мы не можем сомневаться в том, что нефть представляет продукт перегонки на громадных глубинах и происходит из примитивных горных пород, под которыми покоится энергия всех вулканических явлений». Таким образом, была сформулирована неорганическая гипотеза происхождения нефти.

В 1866 г. французский химик М. Бертло, искусственно получив всю гамму нефтяных углеводородов, высказал мысль о том, что нефть образуется в глубинных зонах земной коры из минеральных веществ. С того момента неорганическая гипотеза происхождения нефти набирает силу, а химики начинают участвовать в разработке этой проблемы не менее активно, чем геологи. В 1877–1878 гг. проводит свои знаменитые опыты французский химик С. Клоэц. Воздействуя соляной или серной кислотой на зеркальный чугун, содержащий 4 % углерода, он получил водород и значительное количество углеводородов с запахом, напоминающим нефть, а удалив из сырой смеси олефины, путем фракционирования выделил углеводороды метанового ряда: С₁₀Н₂₂ и другие до C₁₆H₃₄.

В 60-е годы XX в. современным методом газовой хроматографии был изучен состав углеводородной фракции, полученной при действии соляной кислоты на карбид железа. Оказалось, что эта смесь углеводородов состоит из тысячи различных полимеров, тогда как природные нефти характеризуются резкой, «аномалийной» обогащенностью отдельными углеводородами. Другими словами, искусственные углеводороды не имели ничего общего с естественными. Но это стало известно уже в наши дни, а тогда опыты С. Клоэца имели огромное значение для распространения неорганических воззрений.

Французский химик X. Буассон примерно в то же время, действуя водяными парами на железо при белом калении, также получил жидкое, похожее на нефть вещество.

Достижения химии существенно подкрепили идею неорганического синтеза нефти, привели к появлению более совершенной и научно обоснованной концепции неорганического происхождения нефти, известной под названием карбидной гипотезы. Автором ее был выдающийся русский химик Д. И. Менделеев.

По представлению Д. И. Менделеева, «внутренность» нашей планеты должна состоять из расплавленных металлов, в основном железа, с добавлением углерода. Строение Земли рисовалось ему следующим образом: расплавленное ядро, состоящее преимущественно из карбида железа (барисфера), покрывалось сравнительно тонкой и твердой корой (литосфера). По трещинам, которые возникают в литосфере при горообразовании, в глубь Земли проникают воды. Воздействуя на карбиды металлов, и прежде всего железа, вода образует окислы металлов и углеводороды. Процесс идет согласно реакции Энглера

2FeC +3Н₂О = Fe₂O₃ + С₂Н₆ ↑ этилен

Газообразные углеводороды по трещинам же поднимались в верхние части коры, где и скапливались в пористых пластах. По мнению Д. И. Менделеева, этот процесс происходил не только в прошлые геологические периоды, но может происходить и в наши дни. Поэтому запасы нефти могут пополняться и возобновляться в случае их истощения.

Для подтверждения своих идей Д. И. Менделеев привлекал и геологические данные. В частности, от Г. В. Абиха он знал, что часто месторождения нефти и газа бывают приурочены к сбросам — особого рода трещинам земной коры. В этом Д. И. Менделеев видел важное доказательство своей правоты.

Однако в конце прошлого века в Париже были опубликованы данные опытов X. Муассона, из которых следовало, что карбиды большинства металлов, реагируя с водой, дают ацителен либо смесь последнего с метаном. А реакция перегретого водяного пара, в который неминуемо превратилась бы вода, попав внутрь Земли, с чугуном дает свободный водород и лишь немного непредельных углеводородов. Следовательно, для образования сложных углеводородных цепей, составляющих нефть, по карбидной гипотезе Д. И. Менделеева необходимо допустить возможность в недрах Земли явлений гидрогенизации и полимеризации простейших углеводородов. Для этого было необходимо найти какой-то катализатор. Начались поиски таинственного катализатора, который ускорял бы реакцию полимеризации углеводородов. Предлагались различные катализаторы: никель, окислы металлов, высокие давление и температура.

Между тем профессор П. Вальден обнаружил, что все нефти, полученные неорганическим путем, оптически неактивны. Все же природные нефти оптически активны, т. е. они способны вращать плоскость поляризации светового луча. На основании этого факта была поставлена под сомнение не только карбидная гипотеза Д. И. Менделеева, но и все другие неорганические концепции.

Серьезные возражения встретила карбидная гипотеза со стороны геологов. Во-первых, нет никаких доказательств наличия в недрах Земли карбидов. Известные магматические породы в своем составе их практически не содержат. Во-вторых, невозможно представить себе существование трещин, проникающих в самое сердце планеты. Огромные давления в недрах неминуемо закрыли, запечатали бы их. Наконец, в-третьих, залежи нефти обнаруживались и вне сбросов. Все это привело к тому, что идеи неорганического синтеза нефти не получили в то время широкого распространения. Тем не менее они дали существенный толчок для развития научной мысли в области происхождения нефти и в этом отношении имели положительное значение. Очень правильно оценивал в своих трудах Д. И. Менделеев роль гипотез в научных изысканиях. Он считал, что лучше держаться такой гипотезы, которая может оказаться со временем неверной, чем никакой. Гипотезы, по его мнению, облегчают и делают правильной научную работу по отысканию истины.

Успехи химии XIX в. «работали» не только на пользу «неоргаников». Немецкие ученые Г. Гёфер и К. Энглер задались целью получить искусственную нефть из органических остатков. В 1888 г. они поставили опыты по перегонке сельдевого жира при температуре 400 °C. Из 492 кг жира было получено масло, горючие газы, вода, жиры и разные кислоты. Больше всего было отогнано масла (299 кг, или 61 %) плотностью 0,8105 г/см³, состоящего на 9/10 из углеводородов коричневого цвета. Последующей разгонкой получили из масла предельные углеводороды (от пентана до нонана), парафин, смазочные масла, в состав которых входили олефины, нафтены и ароматические углеводороды.

Позднее, в 1919 г., известный химик профессор Н. Д. Зелинский осуществил похожий опыт, по исходным материалом здесь служил органический ил преимущественно животного происхождения (сапропель) из озера Балхаш. При его перегонке были получены сырая смола — 63,2 %, кокс — 16, газ (метан, окись углерода, водород, сероводород) — 20,8 %. При повторной перегонке смолы из нее извлекли бензин, керосин и тяжелые масла.

Итак, химические опыты доказывали также, что нефть и газ — производные при разложении органического материала. Взгляды «органиков» вновь начали преобладать. Споры велись лишь на тему исходного вещества: растения (гумус), или остатки животных (сапропель), или же и то и другое. Казалось бы, что проблема происхождения нефти решена, но…

Вулканическая гипотеза

На ранней стадии зарождения дискуссии между «органиками» и «неорганиками» был сравнительно широко распространен еще один взгляд на происхождение нефти, известный как вулканическая гипотеза. Впер вые наиболее полно его сформулировал американский геолог Ю. Коста в 1905 г. Хотя идея о связи нефти с извержениями вулканов, как мы видели, находила отражение еще в работах Страбона почти за 2 тыс. лет до этого, а в начале XIX в. в трудах А. Гумбольдта, автором вулканической гипотезы считают Ю. Косту. В доказательство своего предположения он приводил следующие аргументы: тела животных никогда не захороняются и, следовательно, не могут являться источником нефти; остатки организмов всегда углефицируются, а дальнейшая дистилляция угля, как правило, не происходит; среди «сольфатарных вулканических эманаций» встречаются газообразные, жидкие и твердые углеводороды. Ю. Коста указывал также на приуроченность месторождений нефти и газа к трещиноватым зонам земной коры. Анализируя материалы по Примексиканской впадине, Ю. Коста связывал образование нефти, газа, каменной соли и сероводорода этого региона с выделением их из горячих вод, поднимающихся из глубин под влиянием «вулканического давления» вдоль линий «структурного ослабления».

В феврале 1914 г. Ю. Коста выступил со своей несколько модернизированной «дислокационной теорией нефтяных эманаций» на заседании Американского института горных инженеров. Суть этой «теории» осталась прежней: нефть и газ имеют глубинное происхождение и выброшены в осадочные породы вулканами по трещинам, сбросам, «трубообразным каналам». Эту концепцию подверг резкой критике Г. Гёфер.

Позднее «неорганики» неоднократно возвращались к вулканической гипотезе. Наиболее обоснованно это получилось у Э. Штебера, длительное время изучавшего грязевые вулканы Керченского, Таманского и Апшеронского полуостровов. В 1914 г. он пришел к выводу, что нефть образуется в жерлах вулканов на глубине около 10 км благодаря реакциям синтеза между окисью и двуокисью углерода, с одной стороны, и водорода — с другой, при температурах 300–400 °C

При температуре примерно 800 °C и давлении 1,96 МПа Э. Штебер экспериментально из двуокиси углерода и водорода получил смесь газообразных углеводородов, а при более высоких температурах (800–900 °C) — графит.

В обоснование своих взглядов ученый приводил такие доказательства: присутствие нефти в бедных органическим веществом отложениях; разные качества нефти в пределах одного месторождения; встречающиеся порой сверхнормальные давления в нефтяных залежах; химический состав вулканических газов, содержащих метан, окись и двуокись углерода, водород; расположение залежей углеводородов в относительной близости от вулканов. При этом исследователь оставлял без внимания тот факт, что грязевой вулканизм и извержение вулканов с излиянием лавы — это совершенно разные природные явления.

Многочисленные исследования вулканических выделений, обобщенные М. К. Калинко [1968], свидетельствуют о несколько преувеличенных представлениях о содержании в них углеводородных фракций. А те факты спорадического присутствия их в газообразных эманациях вулканов связаны с тем, что вулканические каналы зачастую прорывают осадочные породы с органическими остатками, которые и продуцировали углеводороды, захваченные вулканическими потоками. Так, исследователи вулкана Безымянного на Камчатке Г. С. Горшков и Г. Е. Богоявленский допускают, что в знаменитой Долине Десяти Тысяч Дымов под толщей лав погребен растительный покров, который и мог продуцировать метан при своем обугливании.

Позднее изучение вулканов дало в руки «неоргаников» новые, очень интересные неожиданные и, казалось бы, неопровержимые данные, указывающие на генетическую связь нефти и газа с вулканами. Ниже мы отметим эти факты, сейчас же только подчеркнем, что действительно с вулканами связаны прямые признаки нефти и газа, но объяснение этой связи совершенно иное, чем давали «неорганики» и сторонники традиционных органических воззрений.

Нефть из космоса?

Появлению этой гипотезы предшествовали успехи физики и астрономии конца прошлого столетия. В 1859 г. были заложены основы спектрального анализа. Исследуя спектры небесных тел, ученые обнаружили в атмосфере Юпитера и других больших планет, в газовых оболочках комет линии спектра соединений углерода с водородом. К тому же времени были установлены факты нахождения в метеоритах битумов, углеродистых соединений.

В 1889 г. русский геолог В. Д. Соколов сделал доклад на заседании Московского общества испытателей природы о космическом происхождении битумов. Он предположил, что в тот далекий период развития нашей планеты, когда все земное вещество находилось в газовом состоянии, в его составе присутствовали и углеводороды. По мере охлаждения раскаленного газа и перехода земного вещества в жидкую расплавленную магму, в ней поглощались и растворялись углеводороды. Далее В. Д. Соколов рассуждал так: остывание Земли должно было повлечь за собой образование коры; вещество магмы, также охлаждаясь, выделяет углеводороды. Последние по трещинам в земной коре поднимаются в верхние ее части, сгущаясь и образуя скопления нефти и газа. Автор этой идеи подтверждал свои выводы редкими находками битумов, капельной нефти в трещиноватых зонах магматических пород, продуктах деятельности современных вулканов (Этна, Везувий и др.).

Космическая гипотеза сразу же подверглась критике. Г. Гёфер указывал, что эта концепция дает больше фантастических данных и что она построена лишь на предположениях и допущениях, остающихся пока совершенно недоказанными. Высказывал критические замечания и И. М. Губкин. В своем труде «Учение о нефти» он писал: «Если же иметь в виду вообще происхождение нефти и ее небольшие, не имеющие практического значения скопления, то нужно признать, что в очень редких случаях и в весьма ограниченных количествах нефть имеет неорганическое происхождение и возникла в результате чрезвычайно небольших выделений из магмы. Только с этой точки зрения космическая гипотеза и заслуживает того, чтобы о ней упомянуть. Но так как она претендует на универсальность, то, понятно, она должна быть признана несостоятельной и фантастической в той же мере, как и карбидная и вулканическая и вообще все так называемые эманационные гипотезы неорганического происхождения нефти, основным недостатком которых является то, что все они построены на догадках и предположениях и теоретических рассуждениях, которые с геологической точки зрения не могут быть доказанными» [Губкин, 1975, с. 310]. В таком же ключе отзывался о неорганических гипотезах выдающийся ученый академик В. И. Вернадский.

Космическая гипотеза В. Д. Соколова была отвергнута. Однако возрождение космических представлений на образование нефти происходило в дальнейшем неоднократно. Одним из первых, кто вновь обратился к космосу, был академик АН УССР В. Б. Порфирьев. В 1957 г. он предложил свой вариант космической гипотезы: Земля при своем формировании захватила водород из первичной газовой материи. Проникая в раскаленные недра планеты, оп реагировал с углеродом, растворенным в жидкой магме, и образовывал нефтяные углеводороды.

Новосибирский инженер В. Сальников, участвуя в дискуссии о происхождении нефти, развернутой на страницах журнала «Техника — молодежи» (№ 7–12) в 1979 г., высказывает еще более фантастический вариант космический гипотезы.

Используя предположение томского ученого Л. А. Пухлякова о существовании второго спутника Земли — Перуна, В. Сальников связывает рождение нефти с его падением на нашу планету. Именно Перун принес на Землю элементы, составляющие углеводороды. Резкий толчок удара активизировал вулканическую и горообразовательную деятельность: миллиарды тонн вулканического пепла, мощные грязевые потоки и оползни завалили принесенные из космоса нефть и асфальты, похоронив их в глубокие недра.

Автор гипотезы обосновывает свои выводы необычным расположением месторождений нефти и газа.

Соединяя между собой крупные зоны нефтегазонакопления, В. Сальников получил систему параллельных синусоидальных линий, которая ему напомнила «проекции траекторий искусственных спутников Земли». Поскольку, падая, Перун разделялся на отдельные сгустки плазмы, то места их падения и образовывали зоны нефтегазонакопления, отмечая путь летящего небесного тела. Подобная гипотеза по дерзости своего замысла сопоставима лишь с представлениями уже известного нам каноника К. Клюка. В мире открыто свыше 30 тыс. месторождений нефти и газа, их можно соединять как угодно, получая самые прихотливые системы линий, остается только призвать на помощь воображение…

Несмотря на слабую обоснованность космических гипотез и их слишком большую научную «смелость», полностью отрицать существование в космосе соединений углеводорода с водородом вряд ли правильно. Исследования последних лет обнаружили во внеземном пространстве разнообразный мир органических соединений: углеводородов, спиртов, эфиров, даже аминокислот, нуклеотидов и других ароматических соединений с содержанием до 18 атомов углерода в молекуле.

В 1970–1971 гг. были получены первые доказательства существования аминокислот в метеоритах, в так называемых углистых хондритах. Особенно интересные сведения дал метеорит Мерчисон, взорвавшийся над городом Мерчисон в 100 км от города Мельбурна (Австралия). В метеорите было обнаружено 18 аминокислот, шесть из которых входят в состав белков живых организмов. В этом и в других метеоритах были выявлены парафины, нафтены, ароматические соединения, а также спирты, фенолы, углеводы, органические кислоты. Сравнительно недавно американские ученые Дж. Клоз и Б. Неги, исследуя метеорит, упавший в Тасмании, обнаружили на нем волокнистое покрытие, напоминающее грибки. Ученые считают, что это микроорганизмы, которые «поселились» на метеорите задолго до образования Земли. На другом космическом пришельце, найденном в австралийской провинции Виктория, обнаружен уголь, явившийся продуктом жизнедеятельности спор и бактерий, аналогичных тем, которые были выявлены на тасманском собрате.

Исследования лунного грунта также показали содержание в них органических соединений, правда в очень малых дозах. Так, углерода содержится около 200 частей на 1 млрд, присутствуют «следы аминокислот».

Трудно поверить в то, что сложные органические соединения могут существовать в условиях космического вакуума и холода. Чтобы проверить это, группа ученых из Астрофизической лаборатории Лейденского университета (Нидерланды) провела эксперимент. В установку, состоящую из гелиевого криостата и обеспечивающую температуру около 10 К (–263 °C) в условиях вакуума, была впрыснута смесь летучих молекул метана, углекислоты, воды, аммиака, кислорода, азота. Одновременно проводилось ультрафиолетовое облучение. Изучение результатов этого опыта с помощью масс-спектрометра показало, что молекулы не только не разрушились, но образовали гораздо более сложные соединения: карбоксильные группы кислот, аминогруппы, углеводородные радикалы СН₂ и СН₃, соединения типа C₄H₆N₂ и следы мочевины.

Из этого эксперимента был сделан вывод о том, что в космическом пространстве могут формироваться сложные органические молекулы, которые, осаждаясь на микроскопические замороженные межзвездные частицы, путешествуют в космосе. Предварительные подсчеты показывают, что во время прохождения Землей через среднее типичное пылевое облако на поверхность планеты могло осесть 10⁸–10¹⁰ т органического вещества, что превосходит по своим размерам современную биомассу Земли. Ученые пытаются даже таким образом объяснить удивительно быстрое появление жизни на Земле: планета возникла 4,5 млрд лет назад, а уже через 500–700 млн лет на ней была жизнь.

Более того, в начале 80-х годов нашего века английский астрофизик Ф. Хойл и индийский астрофизик Ч. Викрамасингх высказали предположение о том, что основным компонентом межзвездной космической пыли должна быть целлюлоза, спектр которой почти идеально совпадает со спектром космических пылевых облаков. Ф. Хойл даже предположил, что слипание частиц в протопланетном облаке при образовании планет Солнечной системы происходило из холодной пылевой туманности за счет склеивания их вязкими асфальтовыми веществами нефтяных углеводородов! Оставим это предположение на совести ученого, отметим только, что слипание космических частиц могло происходить и без участия асфальтовых веществ, в результате молекулярных сил и сил тяготения.

Итак, дискуссия между сторонниками органического и неорганического подхода к проблеме происхождения нефти постепенно набирала силу, накаляя научную атмосферу нефтяников. Каждый новый довод «органиков» подвергался острой критике со стороны идейных противников, а гипотезы «неоргаников», в свою очередь, встречались «в штыки» сторонниками органической концепции происхождения нефти. Но неизменно верх оставался за «органиками»: именно с этих позиций проводились поисковые работы на нефть и газ, да и подавляющее большинство нефтяников разделяли эту точку зрения. Огромная заслуга в пропаганде органических идей, в активном внедрении их в сознание геологов принадлежит И. М. Губкину.

Основоположник учения о нефти

Иван Михайлович Губкин был ученым мирового масштаба, талантливым педагогом и общественным деятелем. Им написаны статьи, брошюры, монографии, учебники, многие из которых не утратили своей ценности и до наших дней. Появлению трудов И. М. Губкина по геологии нефти предшествовали работы выдающихся отечественных и зарубежных исследователей, и в первую очередь М. В. Абрамовича, Н. И. Андрусова, К. П. Богдановича, В. И. Вернадского, Д. В. Голубятникова, К. Крэга, Г. Потонье, К. Энглера, Г. Гёфера, И. Уайта, X. Хедберга, Э. Р. Лиллея и др. В частности, академик В. И. Вернадский, основоположник геохимии нефти, уже в 1927 г. писал: «Организмы, несомненно, являются исходным веществом нефтей». Заслуга И. М. Губкина в том, что он впервые в отечественной и мировой практике подвел научный итог более чем полувековой истории нефтяного и газового дела. В 1932 г. вышла в свет монография «Учение о нефти», в основу которой были положены его лекции в Московской горной академии. В монографии изложены соображения автора об условиях залегания нефти в земной коре, о ее происхождении.

В качестве исходного вещества для образования нефти и газа И. М. Губкин рассматривал сапропель — битуминозный ил смешанного растительно-животного происхождения, накапливающийся на дне мелководных морей. В прибрежной полосе моря происходит быстрая смена осадков и сравнительно быстрое их накапливание. Слой органического ила перекрывается более молодыми отложениями, что предохраняет органику от окисления. Дальнейшее ее преобразование идет в восстановительной геохимической обстановке без доступа кислорода под действием анаэробных бактерий. По мере погружения пласта породы, обогащенного органикой, возрастают давление и температура, что оказывает важное влияние на захороненный органический материал. Эти процессы, которые позднее получили название катагенеза, приводят к преобразованию рассеянной органики в диффузно рассеянную нефть. И. М. Губкин допускал также возможность возникновения капельно жидкой нефти уже в донных илах. Под действием возрастающего давления нефть вытесняется в рыхлые пористые породы, где она совместно с водой образует неразделимую смесь. Затем вследствие разницы плотностей начинается дифференциация воды и нефти.

Породы, которые первоначально были обогащены органикой, а в дальнейшем послужили источником нефти и газа, стали называть нефтематеринскими свитами.

Впервые идеи о существовании «материнского пласта», или «материнской породы», производящей чефть, высказал в 1865 г. американский геолог и геохимик Винчелл. По мнению И. М. Губкина, нефтематеринскими свитами могут быть преимущественно глинистые, реже известняковые толщи. В качестве примера он приводил майкопские глины Северного Кавказа. Представления о нефтематеринских свитах в дальнейшем очень помогли геологам-нефтяникам при поисках месторождений нефти и газа.

Таким образом, И. М. Губкин уже почти полвека назад считал процесс нефтеобразования длительным, непрерывным и стадийным со следующими этапами: процесс накопления органического материала в осадках (биохимический и геохимический), приведший к образованию диффузно рассеянной нефти; выжимание рассеянной нефти из нефтематеринских свит в коллекторы; движение нефти по коллекторам и накопление ее в месторождениях; последующее разрушение месторождений в результате различных геологических явлений.

В сумме все этапы как бы образуют цикл нефтенакопления.

Взгляды И. М. Губкина на образование нефти и газа и формирование их залежей лежат в основе современной теории происхождения нефти. Некоторые положения И. М. Губкина дополнены, уточнены, значительно развиты, но основа сохранилась. Изменились, например, представления о нефтематеринских свитах. Во-первых, доказано, что таковыми могут быть разнообразные осадочные породы (песчаники, глины, известняки, доломиты и др.) и даже вулканогенно-осадочные породы, содержащие органические вещества вовсе не обязательно в аномально больших дозах. Требование к минимальному количеству органики для нефтематеринских свит за последние 50 лет уменьшилось на порядок — от 2 до 0,2 %.

Долгое время обязательным условием нефтематеринских свит было накопление их в водной (субаквальной) среде. Вначале считали, что это обязательно должны быть нормальные морские бассейны, затем стали допускать возможность накопления свит в мелководных опресненных водоемах. В последние годы высказываются мнения о том, что нефтематеринские свиты могут формироваться и в континентальной обстановке. Так, М. К. Калинко считает, что нефтематеринскими являются континентальные толщи позднедевонско-раннекаменноугольной, ранне-среднеюрской, меловой и палеогеновой эпох. По его мнению, в континентальных болотах, озерах, реках и даже в наземной субаэральной обстановке могли накапливаться отложения с гумусовым и сапропелевым веществом. В результате континентальные толщи продуцировали не только газ, но и жидкие углеводороды. По М. К. Калинко, нефть и газ континентального генезиса имеются в залежах Днепрово-Донецкой впадины, Волго-Уральской антеклизы, Печорской синеклизы.

К аналогичным выводам приходят и другие ученые. В. С. Вышемирский, Н. В. Лопатин и Г. М. Парпарова в 1984 г. показали, что в кембрии, ордовике, силуре и девоне нефть и газ концентрируются в отложениях преимущественно морского происхождения; в каменноугольном периоде (карбоне) залежи углеводородов сосредоточены как в морских, так и в континентальных породах; в перми уже большая часть углеводородов содержится в континентальных отложениях. В дальнейшем доля запасов нефти и газа в континентальных свитах увеличивается и достигает максимума в плиоцене.

Таким образом, пределы, в которые должны «укладываться» нефтематеринские свиты, со времен И. М. Губкина до наших дней существенно расширились.

Во-вторых, не все нефтематеринские свиты в дальнейшем реализуют свои потенциальные возможности, а только те, которые попадают в благоприятные термобарические условия. Поэтому в настоящее время употребляют термин «нефтегазопроизводящие свиты», понимая под ними только такие толщи пород, которые реализовали свои генерирующие возможности и «произвели» нефть или газ.

Свою теорию И. М. Губкин изложил на одном из научных совещаний еще в марте 1934 г. Он сказал, что зоны глубоких депрессий являются тем местом, где осадки сапропелитового характера, погружаясь на значительную глубину, попадают в особые условия температуры и давления, а процессы разложения органического вещества происходят в — особо благоприятных условиях для возникновения диффузно рассеянной нефти. Образовавшаяся нефть концентрируется в определенных местах, удавливаясь на своем пути всякого рода барьерами в виде различных тектонических структур. Остается лишь удивляться прозорливости ученого, который сумел воссоздать правильную в своей основе картину нефтеобразования. Концепция И. М. Губкина способствовала распространению в Советском Союзе и за рубежом верных представлений о происхождении нефти и формировании ее месторождений, она выдержала проверку временем.

Развитие идей И. М. Губкина

Представления И. М. Губкина о происхождении нефти были в значительной степени развиты, углублены и дополнены его коллегами, учениками и последователями.

Важный вклад в совершенствование представлений о нефтегазоматеринских свитах внес академик А. Д. Архангельский, который, уже будучи крупным геологом, слушал в Московской горной академии на нефтяном факультете лекции И. М. Губкина по геологии нефти. В этом смысле его можно считать учеником И. М. Губкина, хотя в многолетних совместных работах они выступали как коллеги. По их инициативе в начале 20-х годов текущего столетия было создано московское отделение Геологического комитета. Они проводили геологические изыскания в Бакинском нефтяном районе, руководили поиском железной руды в районе Курска: И. М. Губкин был председателем комиссии по изучению КМА, А. Д. Архангельский — руководителем геологического отдела.

В 1926 г. А. Д. Архангельский, изучая осадки Черного моря и сопоставляя их с нефтеносными отложениями Грозненского и Дагестанского районов, сделал важные выводы об условиях формирования нефтегазоматеринских пород. Он считал, что их образование проходит в условиях сероводородного заражения придонных вод морского бассейна, а по своему составу они должны быть обязательно глинистыми. Работа А. Д. Архангельского, получившая широкую мировую известность, была удостоена премии имени В. И. Ленина.

Другой последователь И. М. Губкина — профессор И. О. Брод, долгое время возглавлявший кафедру в Московском государственном университете им. М. В. Ломоносова, творчески развил представления И. М. Губкина о роли глубоких депрессий в образовании нефти. И. О. Брод считал, что процесс нефтегазонакопления контролируется главным образом масштабом и длительностью погружения данного участка коры. По его мнению, это условие следует рассматривать «в качестве основного закона нефтегазонакопления». И. О. Брод совместно с Н. А. Еременко в 1953 г. ввели понятие «нефтегазоносный бассейн», сыгравшее важную роль в дальнейшем развитии теории нефтегазовой геологии. Под ним понимались области «крупного и длительного погружения в современной структуре земной коры, с которыми связаны многочисленные зоны нефтегазонакопления и питающие их нефтесборные площади» [Брод, Еременко, 1953, с. 268].

В настоящее время представление о нефтегазоносном бассейне сравнительно широко вошло в теорию и практику нефтегазовых работ как у нас в стране, так и за рубежом. Наиболее активно и плодотворно эти взгляды развивают ученые МГУ (И. В. Высоцкий, Б. А. Соколов, Ю. К. Бурлин, В. Б. Оленин и др.) — По их мнению, нефтегазоносный бассейн является основной генетической категорией нефтегеологического районирования недр, связывающей в единое целое процессы образования, перемещения и накопления нефти и газа. Введение этого понятия в теорию и практику нефтегазовых работ позволило впервые выделить основной конкретный объект нефтегеологического изучения и нефтегеологического районирования. Однако не все ученые-нефтяники придерживаются таких взглядов. Некоторые считают более правильным при нефтегеологическом районировании недр использовать понятие о провинциях, областях и зонах нефтегазонакопления (А. А. Бакиров, Э. А. Бакиров, М. Ю. Успенская, В. В. Семенович и др.).

Существенный вклад в творческое развитие идей И. М. Губкина внес А. А. Бакиров. На основе анализа обширного мирового материала он показал приуроченность ареалов распространения месторождений нефти и газа к областям устойчивого и длительного прогибания. Ученый подчеркивал, что режим и направленность тектонических движений во многом определяют процессы нефтегазонакопления в земной коре. «В пределах каждой нефтегазоносной провинции в фазы развития преимущественно движений прогибания при наличии благоприятных литологофациальных, в том числе геохимических условий, — отмечал в своих трудах А. А. Бакиров, — происходило образование регионально нефтегазоносных… комплексов. В фазы активизации и усиления дифференциации колебательных движений крупных геоструктурных элементов усиливалась региональная… миграция флюидов и формирование различных генетических типов зон регионального нефтегазонакопления» [Бакиров и др., 1982, с. 108].

Развивая идеи И. М. Губкина, А. А. Бакиров показал, что изменение пространственного размещения крупных геоструктурных элементов приводило и к перераспределению в пространстве и во времени скоплений нефти и газа. На характер этого процесса в конечном итоге влияла палеотектоника, т. е. режим и направленность тектонических движений.

Без преувеличения можно сказать, что первая половина XX в. благодаря научным трудам И. М. Губкина прошла под доминирующим влиянием органической гипотезы происхождения нефти. Это, однако, не означало отсутствия дискуссии, но она велась главным образом между «органиками». Большие споры, например, вызвали представления крупного геолога-нефтяника К. П. Калицкого об образовании нефти из морского растения зоостера. Оно покрывает обширные пространства дна Каспия и других морей, растет на песчаном грунте и образует крупные скопления на мелководье. По мнению К. П. Калицкого, остатки этих водорослей захороняются на морском дне, перекрываясь все новыми и новыми толщами осадков. В конце концов они попадают в условия, благоприятные для разложения и преобразования их в нефтяные углеводороды. Возникшая нефть не мигрирует, а остается на месте первоначального залегания растительных остатков. Пласт горной породы, смоченный нефтью, становится более пластичным, чем соседние участки этого же пласта, и под действием горного давления он быстрее деформируется, изгибаясь в антиклинальную складку. Так объяснялась структурная приуроченность залежей нефти. По К. П. Калицкому, слово «месторождение» имеет буквальный смысл. Гипотеза образования нефти на месте первоначального залегания исходной органики (in situ) и вызвала дискуссию, но подавляющим большинством геологов была отвергнута.

Доводы И. А. Кудрявцева

Начало 50-х годов знаменуется активизацией концепции неорганического синтеза углеводородов и обострением дискуссии между «органиками» и «неорганиками». Это связано с именем известного ленинградского геолога-нефтяника Н. А. Кудрявцева. Неутомимый исследователь, долгие годы практически в одиночку он собирал и обобщал огромный геологический материал по нефтяным и газовым месторождениям мира. Выводы, к которым пришел Н. А. Кудрявцев, взбудоражили специалистов и способствовали возобновлению затихшей, было, дискуссии.

Прежде всего Н. А. Кудрявцев обратил внимание на пространственную приуроченность месторождений нефти и газа к зонам глубинных разломов земной коры. Сама по себе эта мысль была ненова. На это уже указывали Г. В. Абих и Д. И. Менделеев на примере Апшеронских месторождений. Но у Н. А. Кудрявцева эта связь приобрела закономерный и всеобщий характер. Вот один из примеров, который приводил исследователь. На севере Сибирской платформы в районе Мархинского вала необычайно широко развиты на поверхности нефтепроявления. Скважина, пробуренная здесь, показала, что весь разрез мощностью 2 км пропитан нефтью. В то же время количество сингенетичного углерода (т. е. образовавшегося в породе в момент ее формирования) очень низко — 0,02– 0,4 %. С удалением от вала появляются породы, обогащенные органикой, а нефтепроявления исчезают. Н. А. Кудрявцев доказывал, что нефтегазоносность Мархинского вала связана не с органическим веществом, а с разломом, который прослеживался вдоль всего вала геофизическими исследованиями. Вопрос о взаимоотношениях нефтегазовых скоплений с глубинными разломами в дальнейшем неоднократно обсуждался в геологической литературе, но об этом особый разговор.

Далее Н. А. Кудрявцев акцентировал внимание специалистов на имеющиеся факты приуроченности скоплений углеводородов к магматическим породам. Так, в штате Вайоминг (США) местные жители для отапливания своих домов использовали асфальт из гранитных пород соседних Медных гор. Нефть заполняет здесь трещины и пустоты в магматических образованиях до глубины 600 м. Для добычи нефти и асфальта пробивались даже с поверхности шахты и штольни. В ряде месторождений марганца Швеции и Норвегии асфальты были обнаружены в пегматитовых жилах^[2]. Жидкая нефть была выявлена и в пегматитовых жилах Канады.

Во многих рудниках на Скандинавском, Канадском и Украинском кристаллических щитах горным работам мешают выделяющиеся по трещинам взрывоопасные углеводородные газы. В Южной Африке (рудник района Одендалсрюс) при проветривании рудников выносится до 500 млн м³ газа в год. Если бы на пути этого газового потока, рассуждал Н. А. Кудрявцев, имелись бы благоприятные условия для его накопления, то за 10 тыс. лет (очень короткий, по геологическим меркам, отрезок времени) могла бы образоваться залежь с запасами в 5 трлн м³. Н. А. Кудрявцеву и его последователям удалось зафиксировать более 200 случаев включений углеводородов в магматических породах. Кроме того, известны десятки промышленных залежей нефти, связанных с изверженными магматическими или метаморфическими породами, некоторые из них успешно эксплуатировались.

Важным доводом Н. А. Кудрявцева являлось обнаружение следов нефти в кимберлитовых трубках. Последователь и ученик Н. А. Кудрявцева ленинградский геолог Н. С. Бескровный тщательно изучил такие факты. Кимберлитовые трубки — это каналы взрывообразного прорыва земной коры глубинными газами и магмой. В них в условиях огромных давлений и высоких температур рождаются алмазы. Подобные образования называют еще трубками взрыва, алмазоносными трубками. Для формирования кристаллов необходимо, чтобы в магме содержался углерод. Н. А. Кудрявцев и другие «неорганики» предполагали, что одновременно с алмазами в трубках взрыва возникали и углеводороды, которые из мантии Земли двигались к ее поверхности. Исследования зарубежных ученых X. Мелтона и А. Джиардини масс-спектрографическим методом выявили в образцах алмазов Южной Африки и Бразилии следующий состав летучих компонентов: вода, водород, углекислота, метан, этан, пропан и др. «Органики» пытались объяснить эти и другие подобные данные «захватом» нефтяных веществ трубками взрыва из прорываемых осадочных пород. В Сибири, на примере которой изучались эти факты, такими породами являлись известняки, имеющие в своем составе углерод (формула известняков — СаСО₃. Однако Н. С. Бескровный на основании изотопного анализа углерода карбонатных пород трубок взрыва, алмазов и битумов, содержащихся в этих трубках, а также в окружающих их известняках, пришел к выводу о различии содержащегося в них углерода. Вмещающие известняки имеют тяжелый углерод по сравнению с алмазами и битумами трубок взрыва. Этот факт, ставящий в затруднительное положение «органиков», требует особого объяснения, о чем будет сказано далее.

Еще один довод Н. А. Кудрявцева: в мире известны удивительные случаи аномально высокой концентрации нефти. В зоне Персидского залива сосредоточено почти 70 % всех зарубежных запасов «черного золота». Еще более грандиозные залежи тяжелой нефти и битумов известны в Канаде и Венесуэле. В районе озера Атабаска (Канада) в песчаниках мелового возраста содержится около 100 млрд т тяжелой нефти (уд. вес 1,0–1,07 г/см³), что равно всем мировым ее запасам. Только высокая вязкость этой нефти не позволяет эксплуатировать месторождение обычным способом. Н. А. Кудрявцев полагает, что для образования такого количества тяжелой нефти потребовалось бы обычной нефти в 3–4 раза больше. С позиций органической концепции для сбора такого количества нефти необходима площадь не менее 2 млн. км². Однако в этом районе Канады нет столь огромной нефтесборной площади.

В Венесуэле по нижнему течению реки Ориноко вытянулся знаменитый асфальтовый пояс Офисина-Трембладор. Общие запасы тяжелых углеводородов в его пределах оцениваются почти в 500 млрд т. По расчетам Н. С. Бескровного для образования этого количества тяжелой нефти, асфальтов и битумов потребовалось бы почти 1,5 трлн т обычной нефти, что в 15 раз больше всех установленных на сегодня нефтяных богатств мира [Особенности глубинного строения…, 1982]. С позиций органической гипотезы происхождения нефти подобные факты трудно объяснялись.

Н. А. Кудрявцев обратил внимание исследователей еще на один весьма интересный факт: на содержание в вулканических газах (фумаролах) газообразных углеводородов. Новые подтверждения этого получены в последние годы. Так, в результате извержений вулканов Тятя на острове Кунашир в июле 1973 г. и Толбачик на Камчатке в июле 1975 г. в пеплах было обнаружено значительное количество органических соединений. В частности, в пепле вулкана Тятя содержалось 140 тыс. т неочищенного от элементарной серы органического вещества, состоящего из углеводородов и их производных, там же обнаружено 26 т аминокислот. При извержении Толбачика в изверженных материалах находилось около 2 млн т органического вещества и более 100 т аминокислот, а общая масса углеводородных соединений, вынесенных в составе вулканических продуктов, по оценке Е. К. Мархинина, достигала 2,5×10⁶ т. Интересно, что органика представляла собой многокомпонентную смесь, в которой присутствовали все гомологи нормальных парафинов с С₂₆ до С₃₁ и небольшое количество изопарафинов. Соотношения углеводородов в этом ряду характерны для соединений нефтяного характера. И эти факты не единичны. По данным Е. К. Мархинина, за всю геологическую историю Земли посредством извержения вулканов могло выделиться n(10¹⁵–10¹⁶) т углеводородов, что сопоставимо с массой всего органического вещества, содержащегося в осадочных породах земной коры [Дегазация Земли и геотектоника, 1985].

В 1969 г. Н. С. Бескровный, изучая вулканы Камчатки, обнаружил в кратере вулкана Узон небольшое озерцо жидкой нефти. Узонская нефть ничем не отличалась от обычной. Она даже была оптически активна и вращала плоскость поляризации света вправо на 21°, что, казалось, полностью опровергало представление «органиков», будто оптическая активность создается лишь живым веществом.

В 1970 г. были опубликованы интересные данные о выделении нефти в многочисленных горячих источниках (до 100 °C) Йеллоустонского парка. Источники были ювинильны, т. е. связаны с глубинными магматическими очагами.

Н. А. Кудрявцев не только приводил факты в пользу неорганической концепции, но и подвергал критике устои «органиков». В частности, он ставил под сомнение возможность перемещения нефти вдоль слабона-клоненных пластов-коллекторов на большие расстояния под влиянием только силы тяжести; отрицалась возможность выделения углеводородов из нефтепроизводящих свит и концентрации их в залежи. Казалось бы, все это неоспоримо свидетельствует о глубинном синтезе углеводородов.

Обобщая изложенные факты, Н. А. Кудрявцев создал свою магматическую гипотезу происхождения нефти. Согласно его взглядам, в условиях высоких температур и давлений в мантии Земли из углерода и водорода вначале формируются углеводородные радикалы СН, СН₂ и СН₃. Они движутся в веществе мантии, подчиняясь перепаду давления: из области высоких в область низких давлений. В зонах глубинных разломов снижение давления особенно ощутимо, именно сюда должны устремляться, по И. А. Кудрявцеву, мантийные углеводороды. Поднимаясь в земную кору, в менее нагретых зонах они соединяются друг с другом и с водородом, образуя различные углеводороды. В недрах Земли могут происходить и сопутствующие реакции, приводящие к образованию дополнительных углеводородов из окиси углерода и водорода, из карбидов различных металлов и воды. По мнению Н. А. Кудрявцева, разнообразие реакций обеспечивает разнообразие нефтей в природе.

Движение углеводородов к земной поверхности происходит по системам трещин, оперяющих глубинные разломы. В результате в пористых породах осадочного чехла скапливается несколько залежей, образующих не одно месторождение, а целые зоны нефтегазонакопления. Так, Н. А. Кудрявцев увязал воедино разрозненные до того представления «неоргаников». Исходя из своих теоретических воззрений, он делал и практические выводы, в частности предлагал искать залежи нефти в зонах глубинных разломов, включая в объект поиска и магматические породы фундамента. Н. А. Кудрявцев считал, что если залежь выявлена в верхних горизонтах осадочного чехла, то внизу обязательно должны быть новые залежи, может быть даже более богатые «черным золотом». В результате и глубоко залегающие горизонты земной коры (до — глубины 6–7 км и более) стали рассматриваться как перспективные объекты, что имело большое практическое значение и было в ряде мест земного шара подтверждено сверхглубоким бурением.

Теоретические доводы Н. А. Кудрявцева, ставившие порой в тупиковое положение «органиков», и его практические рекомендации вдохновили сторонников неорганического синтеза углеводородов. Немаловажную роль сыграли убежденность исследователя и бойцовские качества его характера. Незадолго до своей кончины в одной из последних статей, посвященной неорганическому синтезу углеводородов, Н. А. Кудрявцев [1971] писал: «Сторонники этой гипотезы, которых становится все больше, уверены, чтоименно за ней — будущее» (с. 72). Действительно, в Ленинграде, Киеве, Львове сформировались целые научные коллективы, развивающие и обогащающие неорганические воззрения. Наиболее существенный вклад в развитие этих идей внесли В. Б. Порфирьев, П. Н. Кропоткин, Г. Н. Доленко, И. В. Гринберг, Э. Б. Чекалюк, Н. С. Бескровный, В. А. Краюшкин, Б. М. Валяев, А. И. Кравцов, И. Я. Фурман и другие исследователи.

Парад «неоргаников»

Академик АН УССР В. Б. Порфирьев многие годы возглавлял украинскую школу «неоргаников». Основной упор в своих исследованиях он делал на изучение и обобщение фактов приуроченности скоплений нефти и газа к породам фундамента на Украине, Волго-Урале и в Западной Сибири. В частности, по последнему региону было проанализировано почти 150 площадей, где установлена нефтегазоносность в трещиноватых и выветренных породах фундамента. На основании этого В. Б. Порфирьев и его коллеги пришли к заключению, что кристаллические, метаморфические и вулканические породы фундамента Западной Сибири представляют самостоятельный объект на нефть и газ. В целях поиска глубинных залежей нефти они рекомендовали разбуривать фундамент на глубину 1–2 км, располагая скважины в зонах глубинных разломов и особенно в местах их пересечения.

Другой вывод В. Б. Порфирьева заключался в единовременном акте творения нефти. Ученый считал, что образование всех залежей углеводородов в мире произошло в миоцен-четвертичное время (последние 13–10 млн лет). По каким-то причинам именно в тот период геологической истории Земли произошло раскрытие зон глубинных разломов, по ним устремились в осадочные пласты верхних сфер литосферы жидкие и газообразные углеводороды, источник которых находился в области мантии. Несостоятельность вывода очевидна, так как он противоречит имеющимся данным о времени формирования залежей нефти и газа.

В середине 60-х годов проводились серьезные термодинамические исследования, задачей которых было научное обоснование возможности образования и существования в глубоких недрах Земли «нежных» углеводородных соединений. Дело в том, что углеводороды — это термически неустойчивые образования. При высоких температурах они распадаются на радикалы и даже на химические элементы — углерод и водород; деструкция углеводородов происходит также и в условиях сверхвысоких давлений. Требовалось объяснить, как же могут образовываться и существовать углеводородные цепи в столь неподходящих для себя глубинных условиях.

Термодинамическому обоснованию глубинного происхождения нефти были посвящены работы львовского ученого Э. Б. Чекалюка. По его мнению, термической деструкции углеводородов препятствуют огромные давления (десятки тысяч атмосфер) мантии Земли. Его исследования базировались на математическом физико-химическом моделировании состояния термодинамического равновесия углеводородных систем в геотермобарических условиях. Главные выводы ученого сводились к тому, что с увеличением глубины геостатическое давление тормозит процесс термической деструкции нефти. Теоретические исследования группового состава глубинной нефти, проведенные львовскими учеными, показали, что с глубиной молекулы углеводородных соединений могут укрупняться. В верхней части астеносферы (глубина до 100 км) в равновесной системе содержится в основном метан. По мере возрастания глубины в составе углеводородов должны появляться гомологи метана, затем непредельные соединения, нафтены и ароматика, на больших глубинах — кислородные, сернистые и азотистые соединения.

Термодинамическими расчетами доказывается также, что содержание определенной группы соединений в глубинных нефтях вначале будет увеличиваться с глубиной до некоторого максимального значения, а затем падать. Максимум содержания метана в астеносфере должен располагаться на глубине 100–120 км; алканов — 120–170, нафтенов — 150–230, ароматических соединений — до 260 км. Таким образом, увеличение давления стимулирует полимеризацию и конденсацию углеводородов в крупные углеводородные молекулы. По представлению Э. Б. Чекалюка, оптимальные геотермобарные условия для синтеза нефти имеются в пределах астеносферы. На больших глубинах залегания астеносферы могла бы образовываться тяжелая нефть, на меньших — легкая или газоконденсат. Автор этой гипотезы доказывает, что в осадочном покрове углеводородные системы оказываются термически нестойкими и должны испытывать деструктивные процессы.

Идея о связи месторождений нефти и газа с глубиной залегания астеносферы находит свое развитие в трудах геофизиков В. Б. Сологуба и А. Д. Чекунова. На примере геологии Украины они установили, что крупные прогибы и впадины, которые, как правило, нефтегазоносны, располагаются в областях с приближенным к земной поверхности залеганием астеносферы и, следовательно, с относительно утоненной корой. Напротив, там, где мощность коры увеличивается и поверхность астеносферы погружена, месторождения нефти и газа исчезают. Этим в какой-то степени термодинамическая концепция Э. Б. Чекалюка подкреплялась геологическими данными.

Для опытной проверки физико-химической математической модели был поставлен эксперимент прямого высокотемпературного синтеза углеводородов на установках для синтеза алмазов в условиях высоких давлений и температур до 7×10³ МПа и 2000 К (свыше 1700 °C). Из смеси исходных реагентов, куда входили природные карбонаты и гидраты, были получены углеводородные смеси от метана до гексана и даже следы гептана. В природных условиях, по мнению Э. Б. Чекалюка, донором углерода и водорода могут быть вода и углекислота, содержащиеся в веществе астеносферы в растворенном состоянии. Подводящими каналами углеводородных эманаций из астеносферы в осадочные слои земной коры служат глубинные разломы.

С иных позиций рассматривал термобарические условия образования углеводородов другой исследователь, И. В. Гринберг, выступивший в середине 60-х годов с баровакуумной гипотезой. По его данным, любой природный нефтяной углеводород базируется на сравнительно ограниченном комплексе исходных «структурных» элементов: С, СН, СН₂ и СН₃. Их возникновение, сохранение и превращение в углеводороды могут происходить, по И. В. Гринбергу, только при наличии в мантии Земли вакуумно-реакционных объемов в форме полостей глубинных разломов. В этом отношении И. В. Гринберг явился новатором в стане «неоргаников». Последние, как мы видели, традиционно связывали образование углеводородов с огромными давлениями и высокими температурами в мантии Земли. По мнению же И. В. Гринберга, основанного на современных достижениях в области синтеза графитовых и алмазных систем, формирование углеводородов из «структурных» элементов происходит в относительном вакууме. Этим исследователь отводил критические замечания идейных противников о том, что в условиях сверхвысоких давлений углеводородные цепи существовать не могут.

Глубинные разломы представляют собой своеобразную, сравнительно узкую зону повышенной трещиноватости земной коры. Поскольку сплошность литосферы нарушена, то возникает некоторая связь между земной поверхностью и недрами, она приводит к относительному выравниванию давления в зоне разлома. В результате в его корневой области, лежащей в основании коры или даже в мантии, глубинное давление снижается. Происходят резкий сброс напряжений и формирование локальных вакуумных зон, столь необходимых, по мнению И. В. Гринберга, для возникновения углеводородных соединений из «структурных» элементов.

В качестве донора атомов углерода и водорода И. В. Гринберг опять-таки рассматривал углекислоту и воду. По его мнению, недра нашей планеты — практически неисчерпаемый источник этих веществ. Именно углекислота и вода являются главным компонентом газовой фазы вещества верхней мантии. Свои выводы он подкреплял данными по изучению газовых эманаций Гавайских вулканов, которые содержат до 73 % воды и около 20 % углекислоты. В зависимости от соотношения этих исходных «материнских» веществ зарождаются и формируются основные четыре генетические карбоцепные формы: метано-газоконденсатные, типично нефтяные, смолисто-асфальтовые и немиграционные графито-алмазные системы. Нефтегазовые флюиды по трещиноватым зонам глубинных разломов мигрируют вверх, претерпевая по пути различные геохимические превращения.

Представление И. В. Гринберга и Э. Б. Чекалюка об углекислоте и водороде как источников углеводородов основывалось на достижении химии еще начала нашего века. В 1908 г. русский химик Е. И. Орлов доказал возможность синтеза нефтяных углеводородов из этих продуктов (смесь окиси углерода и водорода получила название водяного газа). Практическое применение открытие русского химика нашло в Германии в годы первой мировой войны. Оказавшись отрезанной от природных источников нефти, Германия с помощью своих ученых-химиков Фишера и Тропша создала целую технологию получения синтетической нефти. Причем водяной газ получали из бурого угля, а синтез нефти осуществлялся путем контакта этого газа при температуре 180–200 °C и атмосферном давлении с окисными железоцинковыми катализаторами. После окончания войны надобность в дорогом искусственном горючем отпала, так как в Германию стала поступать более дешевая естественная нефть.

Несмотря на определенные достижения в развитии неорганических воззрений среди «неоргаников» возникли существенные теоретические разногласия, как это видно на примере термобарических исследований Э. Б. Чекалюка и И. В. Гринберга. Если первый рассматривал высокие давления как необходимое условие образования углеводородов в мантии, то второй видел в них разрушительное начало и искал в недрах области относительного вакуума, где могла бы образовываться и сохраняться нефть. Тем не менее период с середины 60-х годов до середины 70-х можно рассматривать как своеобразный парад различных неорганических идей. По инициативе сторонников этой концепции организуется ряд республиканских и всесоюзных дискуссий, совещаний и конференций по генезису нефти. Материалы этих научных кворумов широко публикуются, и неорганические идеи становятся достоянием широкого круга специалистов-нефтяников.

Земля выдыхает углеводороды

Оригинальный взгляд на происхождение нефти высказывают сотрудники Геологического института АН СССР член-корреспондент АН СССР П. Н. Кропоткин и его коллега Б. М. Валяев. Критикуя основы учения о нефтегазоматеринских свитах и отрицая генетическую связь нефтегазоносности с осадочными толщами, они объясняют образование нефти и газа дегазацией мантии Земли. Идея о том, что наша планета как бы дышит, выделяя глубинные газы в окружающее космическое пространство, была высказана еще в 20-е годы текущего столетия академиком В. И. Вернадским. Позднее, уже в наше время, это представление было развито в трудах академика А. В. Сидоренко.

По мнению П. Н. Кропоткина и Б. М. Валяева, значительная доля в газовом дыхании Земли принадлежит углеводородам. Авторы этой концепции исходят из того, что первичное земное вещество состояло из смеси углистых хондритов (40 %), обыкновенных хондритов (45 %) и железных метеоритов (15 %). В своем докладе на 27-м Международном геологическом конгрессе они доказывали, что «небулярные конденсаты, формировавшие мантию Земли, были по составу аналогичны углистым хондритам, резко обогащенным летучими, в том числе УВ типа парафинов нефтей». В условиях температуры и давления, характерных для верхней мантии, флюидно-газовая фаза имеет резко восстановительный характер и при давлении (1–20)×10³ МПа состоит преимущественно из метана, аммиака, воды, сероводорода и водорода с подчиненным количеством этапа, пропана, азота и углекислоты. Далее, по мнению ученых, протекают реакции по схеме Э. Б. Чекалюка, что приводит к полимеризации и усложнению углеводородных молекул. Легкие углеводородные газы вместе с другими глубинными эманациями стремятся вырваться на поверхность Земли. Если они на пути своего движения вверх встречаются с высокотемпературными магматическими очагами, то может произойти разложение углеводородов с образованием углекислоты и воды. По мнению П. Н. Кропоткина и Б. М. Валяева, только «холодный» вариант дегазации мантии, когда на пути движения газов нет ни магматических очагов, ни сильно прогретых слоев, может обеспечить сохранность углеводородов и их накопление в осадочном слое земной коры.

В качестве доказательства своей правоты ученые приводят ряд доводов. Во-первых, истечение метана вместе с тяжелыми углеводородами из магматических пород Хибинского и Ловозерского массивов Кольского полуострова; во-вторых, обнаружение в Кольской сверхглубокой скважине на глубине около 12 км в породах кристаллического фундамента включения битумов и притоков соленых вод с концентрациями водорода, углеводородов, азота и гелия; в-третьих, установление в последние годы выходов углеводородных газов и водородов из гигантских трещин (рифтов), рассекающих дно Мирового океана. Последний довод наиболее интересен и важен. Дело в том, что в зонах подобных океанических рифтов очень близко к подошве коры подходит мантия, до нее 5–8 км, а на поверхности дна осадочный слой практически отсутствует. Такие факты выявлены в рифте Восточно-Тихоокеанского поднятия, где, помимо гидротерм с температурой 400 °C, установлено и истечение водорода, метана и гелия; в рифте Калифорнийского залива, где в молодых базальтах обнаружено повышенное содержание углеводородных соединений (до С₄ и выше) и водородных газов; в разломе Карибского моря, отделяющего подводный хребет Джамайка от желоба Кайман, где в истекающих газах повышенное содержание метана, этана и пропана. В последнем случае скорость истечения газов оценивается в 1 млн м³ за каждые 10 дней (т. е. 36 млрд м³ за 1 тыс. лет). В этом районе в 5 тыс. раз выше нормы увеличивается концентрация метана в придонном слое воды на глубине 6300 м. Кроме этого, водород и тяжелые углеводороды отмечены в аномальном количестве в придонных водах над разломом впадины Лау Тихого океана, битуминозное вещество — в магматических ультраосновных породах Индоокеанского хребта и в других районах. По оценкам Н. С. Бескровпого, за последние 700 млн лет из мантии могло поступать до 2,1×10¹¹ т «предшественников нефти» за каждый миллион лет. Отнесенный на площадь возможных каналов проникновения осредненный поток «предшественников нефти» оценивают в 0,8×10⁸ т/км²×млн лет [Дегазация Земли и геотектоника, 1985].

Поскольку процесс дегазации мантии легче всего происходит в зонах разломов, то истечение углеводородных газов, как рассуждают П. Н. Кропоткин и Б. М. Валяев, должно осуществляться наиболее интенсивно вдоль крупных разломов. Авторы этой гипотезы вновь в качестве доказательства своей правоты берут на вооружение наблюдаемую в ряде случаев пространственную связь месторождений нефти и газа с разломами земной коры.

Наряду с ведущей ролью дегазации мантии при образовании нефти и газа ученые допускают возможность возникновения углеводородов из рассеянного органического вещества, но в более скромных количествах по сравнению с глубинными источниками.

Схожие взгляды на образование углеводородов развивает в наши дни американский ученый Т. Голд. Он исходит из необходимости объяснения избыточного углерода на нашей планете. Фотосинтез как источниг углерода, по его мнению, недостаточен. Т. Голд предполагает, что углерод попал на Землю при ее формировании из протопланетного облака. Первоначально он концентрировался вместе с другими низкотемпературными конденсатами, главным образом в форме неокисленных компонентов, включая углеводороды. Попав затем в недра Земли, углеродистое вещество при соответствующих давлениях и температурах должно было высвобождать углерод преимущественно в форме метана. В потоке этого газа, двигавшегося из недр на поверхность, по представлению Т. Голда, могли образовываться более сложные молекулы углеводородов.

Дегазация мантии как ведущий фактор нефтегазо-образования рассматривается и в работах ряда других исследователей. Киевский геолог В. И. Созанский в своих трудах пытается обосновать формирование залежей углеводородов изменением термобарических условий по пути следования глубинного газового потока. Продвижение его вверх через плохо проницаемые породы происходит вначале сравнительно легко потому, что газы были сильно нагреты и находились под большим давлением. При этом они, как считает В. И. Созанский, вызывали даже раскрытие разломов и разуплотнение горных пород. Попав в зону пониженных температур и давлений, горячие углеводородные газы «заморозились» за счет адиабатического эффекта, их проникающая способность резко упала, и они сформировали залежи. В. И. Созанский допускает только вертикальную миграцию углеводородов и считает, что самые крупные по запасам залежи нефти и газа сформировались в зоне фронта глубинного нефтегазового потока.

Другие ученые, сторонники идеи газового дыхания Земли, наряду с вертикальной миграцией углеводородов допускают и существенное их горизонтальное передвижение.

Так, геолог Л. М. Зорькин рассматривает подземные воды осадочного слоя коры как своеобразный улавливатель глубинного газового потока, где присутствуют и углеводородные газы. По его данным, в каждом кубометре пластовой воды (до глубины 4 км) содержится от 0,01–1,3 до 9–10 м³ газа, на больших глубинах газонасыщенность увеличивается до 90 м³/м³. Гидросфера не только аккумулирует в себе глубинные газы, но и переносит их по пористым пластам. На определенных этапах своего развития гидросфера достигает предельного газонасыщения, тогда происходят выделение газов в свободную фазу и формирование их залежей. Согласно представлениям этого исследователя, самые крупные по запасам газовые месторождения обязательно приурочены к мощным водонапорным системам.

Механизм, предложенный Л. М. Зорькиным, в какой-то степени объясняет лишь образование газовых залежей (хотя для этого не обязательно «тащить» их из мантии Земли), но не образование нефтяных скоплений, поскольку растворимость нефти в воде очень низкая и, как будет показано далее, для растворения всей имеющейся нефти в залежах количества пластовой воды будет недостаточно.

Таким образом, хотя в основе концепции о происхождении нефти и газа за счет углеводородного дыхания Земли лежит единый процесс дегазации мантии, механизм и причины образования залежей в трактовке различных ученых могут быть принципиально иными.

По существу взгляды П. Н. Кропоткина, Б. М. Валяева, Т. Голда, В. И. Созанского и др. мало чем отличаются от воззрений других «неоргаников». Заслугой П. Н. Кропоткина и Б. М. Валяева является попытка увязать глобальный процесс дегазации мантии Земли, приведший к возникновению атмосферы и гидросферы на нашей планете, с рождением нефти и газа. Привлекает также их более терпимая позиция к возможности органического происхождения углеводородов.

Космический угол зрения

Сотни лет ходили геологи по Земле, изучая ее строение, но некоторые удивительные свойства земной коры стали заметны лишь тогда, когда геологи посмотрели на земной шар из космоса. Космический угол зрения внес новые элементы и в проблему происхождения нефти. В частности, была обнаружена приуроченность ее месторождений к необычным кольцевым структурам.

Кольцевые структуры — это геологические образования в земной коре в виде колец диаметром от 1 до 1500 км. Раньше подобные структуры рассматривались как метеоритные кратеры. Однако последних на Земле не так уж много — около 120, их диаметр от десятков метров до 65 км (максимум до 100 км). Кольцевых же структур обнаружено более 8 тыс. и таких диаметров, что, упади подобный метеорит на нашу планету, вряд ли она смогла бы существовать далее. Более того, при детальном изучении некоторых кольцевых структур, увиденных из космоса, в них обнаружено двух- и трехъярусное строение. Большая группа колец расположена в точках, где пересекаются крупные разломы коры. В самих же кольцевых структурах далеко не всегда обнаруживаются следы метеоритного удара. Все это посеяло глубокие сомнения среди сторонников метеоритной гипотезы кольцевых структур.

Рис. 4. Кольцевые структуры и месторождения углеводородов юго-восточной части Волго-Уральской провинции [Габриэлянц и др., 1984]

1 — месторождения углеводородов; 2 — кольцевые структуры; 3 — трещиноватость

Большинство исследователей (О. Л. Кузнецов, В. В. Муравьев, Г. П. Попсуй-Шапко и др.) склонны рассматривать эти «кружева» земной коры как результат внутренней деятельности земных недр, связанной с очаговым возбуждением мантии и подъемом магмы в виде мантийного диапира — огромной перевернутой капли огненно-жидкого глубинного вещества. Нарушая целостность земной коры, мантийный диапир создает в ней сложную систему концентрических и радиальных трещин. Глубинные водные растворы с высокой концентрацией солей, сопровождающие мантийный диапиризм, внедряются в систему трещин, образовавшихся над диапиром. В верхних горизонтах коры, где температура и давление снижаются, уменьшается соответственно и растворяющая способность воды, а соли выпадают в осадок. Они-то и маркируют радиально-концентрическую систему, которая так хорошо заметна из космоса.

Погребенная кольцевая структура создает в приповерхностных слоях аномалии в магнитном, гравитационном, тепловом, электрическом и других геофизических полях. Все они также имеют кольцеобразную форму.

Тектонические подвижки по радиально-концентрическим трещинам приводят к образованию в осадочном чехле односторонних изгибов пластов (флексур), краевых валов, цепочек антиклинальных поднятий. К этим же зонам приурочены концентрические полосы разуплотнения и трещиноватости пород, обеспечивающие пути для движения подземных флюидов. Но что самое удивительное, в кольцевую систему хорошо вписываются многие нефтяные и газовые месторождения. На рис. 4 показан нефтегазоносный регион юго-востока Волго-Уральской провинции. Даже неискушенный глаз замечает приуроченность месторождений углеводородов к кольцевым структурам. Причем если месторождение располагается внутри кольцевой структуры и лежит на месте пересечения нескольких кольцевых структур, то такое месторождение крупнее и характеризуется наибольшим стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности вскрытых продуктивных горизонтов [Дегазация Земли и геотектоника, 1985]. Чем же это объясняется?

Ряд исследователей, например геолог Г. П. Попсуй-Шапко, так рисует процесс формирования месторождений углеводородов в зонах кольцевых структур. Высокая прогретость недр кольцевых структур ускоряет процессы катагенетических изменений рассеянного органического вещества. По трещинам из глубинных очагов поднимаются потоки водорода, которые, контактируя с органическим веществом, вызывают его гидрогенизацию. Этому в значительной степени способствуют алюмосиликатные минералы горных пород, выступающие как катализаторы. Важное влияние на метанизацию органики оказывают, по мнению Г. П. Попсуй-Шанко, и знакопеременные вариации термоакустических, электромагнитных и ультразвуковых полей земной коры. Такое совместное воздействие естественных полей Земли и потока глубинного водорода обеспечивает превращение органического вещества в сложные углеводородные соединения. В краевых зонах кольцевых структур происходит замещение рассеянных в породе твердых частичек органического вещества углеводородами нефтяного ряда с изменением химического состава исходной органики. Ширина зон нефтегазонакопления, примыкающих к кольцевым структурам, достигает в наиболее благоприятных случаях несколько десятков километров.

Автор изложенной концепции считает, что нефтегазопродуктивные кольцевые структуры обладают диаметром во многие сотни километров. Корреляции кольцевых структур диаметром менее 300 км с залежами углеводородов не наблюдается. Не установлена также связь скоплений нефти и газа с кольцевыми структурами, диаметр которых превышает 1,5–2 тыс. км. Анализируя закономерности размещения месторождений углеводородов с 16 наиболее изученными кольцевыми структурами, исследователь приходит к выводу о том, что в их ареале располагается 80–98 % продуктивных площадей. Кольцевые структуры как бы подтягивают к себе углеводородные флюиды, принуждая их аккумулироваться в своих трещиноватых зонах.

Итак, кольцевым структурам отводится некая магическая роль в отношении локализации нефти и газа. Между тем если вникнуть в суть этого вопроса, то приуроченность месторождений углеводородов к кольцевым структурам не более загадочна, чем их связь с разломами земной коры. Ведь кольцевые структуры — это не что иное, как зоны дробления, повышенной трещиноватости коры, т. е. то же самое, что и разломы. Только форма у первых кольцевая, а у вторых линейная.

А если это так, то объяснение причин территориальной связи месторождений нефти и газа с разломами земной коры одновременно даст ответ и на вопрос: почему эти месторождения формируются и в зонах кольцевых структур? «Неорганики», как мы знаем, используют подобные факты для подтверждения правоты своих взглядов. Мы же попытаемся подойти к этой проблеме с иной стороны, но это будет специальной темой нашего разговора.

Плазменная нефть

С некоторой долей условности к неорганическим гипотезам можно отнести концепцию происхождения нефти, выдвигаемую томским ученым членом-корреспондентом АПН СССР А. А. Воробьевым. Автор исходит из представления о важной роли, которую играют в развитии нашей планеты электрические процессы. По его мнению, в литосфере Земли имеются тела с очень высокими диэлектрическими свойствами, гораздо с большими, чем в атмосфере. А если это так, то электрические разряды в литосфере должны возникать весьма часто, с большой интенсивностью и иметь серьезные последствия для жизни Земли. Развивая свою мысль о роли электрических разрядов, ученый допускает, что под их воздействием в литосфере вещество может перейти в плазменное состояние. Этому будут способствовать проникновение в недра космических частиц высокой энергии, а также различные механо-химические явления.

Плазменные частицы обладают высокой химической активностью, что создаст возможность протекания таких реакций, которые не происходят в обычных условиях. Именно эти реакции, не известные пока науке, пытается использовать А. А. Воробьев для решения проблемы происхождения нефти. За исходное вещество берутся органические соединения, находящиеся в осадочных породах. При их метаморфизме выделяется метай. В плазме разряда, рассуждает далее исследователь, метан должен подвергнуться частичному дегидрированию, т. е. потере некоторой доли водорода. В результате образуются свободные углеводородные радикалы (СН, СН₂, СН₃). Соединяясь между собой, радикалы формируют ацетилен, этилен и другие углеводороды, входящие в состав нефти. Высокая активность плазмы может привести к возникновению углеводородов, включенных в кристаллические породы, и прежде всего в метаморфические (сланцы, мрамор и др.) — По мнению А. А. Воробьева, для синтеза углеводородов наиболее благоприятны условия, возникающие в тлеющем электрическом разряде при высоких давлениях на поверхности контакта двух тел. Согласно экспериментальным данным, тлеющие разряды вызывают преимущественно полимеризацию углеводородов, в то время как искровые разряды обычно сопровождаются разложением химических соединений.

Изложенные воззрения о плазменной нефти как бы соединяют в себе два диаметрально противоположных и несовместимых взгляда на ее происхождение. Вначале автор использует органическое вещество для получения метана, который он в дальнейшем искусственно расчленяет на радикалы и, «жонглируя» ими, получает нефть. Ни с геологической, ни с геохимической точки зрения нельзя принять концепцию плазменной нефти. В лабораторных условиях можно получить углеводороды самым невероятным путем, даже из атмосферного воздуха, но это не означает, что и в природе нефть атмосферного происхождения. Об этом часто забывают создатели причудливых гипотез, в результате чего рождаются столь странные научные гибриды.

В то же время некоторые мысли, высказанные автором гипотезы плазменной нефти, заслуживают пристального внимания и изучения. Бесспорно, что в недрах Земли существуют электрические поля высокого напряжения. Причинами этого, как доказывает исследователь, могут быть электрические явления, связанные с ударами молний в грунт, с индукцией при прохождении заряженного пылевого облака, с индукцией в естественном магнитном поле Земли. Важный механизм электризации горных пород А. А. Воробьев видит в трении в месте контакта при взаимном перемещении тел.

Отсюда делается интересный вывод о трещинообразовании в земной коре как о способе превращения механической энергии в энергию электрического поля. Это находит неожиданное подтверждение и в геологических данных. Еще в 1933 г. французский исследователь Шлюмберже указывал на связь формы облаков с крупными трещиноватыми зонами земной коры (разломами). Современные геофизические приборы установили увеличение электропроводности в зонах разломов и приземном слое воздуха над ними. Была отмечена избирательная поражаемость трещиноватых зон ударами молний. Все это доказывает возбужденное, аномальное электрическое поле в приразломных зонах.

Можно допустить и то, что электрическое поле литосферы и сравнительно кратковременные электрические заряды могут способствовать каким-то образом трансформации органического вещества в углеводороды. Но что это за влияние, в чем оно выражается и каковы масштабы его, пока не ясно. Это требует изучения не только в лабораторных, но и прежде всего в естественных природных условиях. Поэтому концепцию плазменной нефти следует рассматривать в порядке постановки вопроса, включать ее в круг исследований, выполняемых по проблеме происхождения нефти.

Трением добывается не только огонь…

В какой-то степени с идеей плазменной нефти перекликаются представления группы московских ученых (О. Л. Кузнецов, В. П. Царев и др.) из Всесоюзного научно-исследовательского института ядерной геологии и геофизики (ВНИИЯГГ). В основе выдвигаемой ими концепции лежит предположение о нефтегазосозидающей роли трущихся поверхностей горных пород [Дегазация Земли и геотектоника, 1985]. Ученые рассматривают горные породы как твердый остов, состоящий из контактирующих между собой зерен и пластин минералов. Тектоносейсмичсские процессы оказывают деформирующее воздействие на составные части породы, вызывая их смещение и развитие трещин на контакте. При этом, доказывают исследователи, возникают электрохимические реакции, приводящие к генерации углеводородов. Если А. А. Воробьев отводил трещинообразованию роль генератора электрического поля, которое действует на органику и преобразует ее в нефть и газ, то в данном случае получать углеводороды можно еще проще — простым трением минеральных частиц горных пород.

Для доказательства возможности механического получения нефти были поставлены лабораторные эксперименты. Образец горной породы с рассеянным органическим веществом подвергли слабым упругим деформациям, которые имитировали воздействие тектоно-сейсмических усилий. При температурах 20–70 °C осуществлялся процесс нефтеобразования, а исходное органическое вещество подверглось метаморфизму.

В лабораторных же условиях при температурах 20–90 °C получены углеводороды и из неорганических соединений. Процесс шел по схеме

Причем под символом СН₄ понимается широкая гамма углеводородов, донорами которых являются углекислота и вода.

Имитация тектоносейсмического фактора (механическая активизация) достигалась путем пересыпания исходных образцов во вращающихся ампулах или при их слабом упругом деформировании. Изучались четыре основные системы:

Каждая из этих систем подвергалась механическому активированию, контакту с морской водой (содержащей СО₃^-2) и углекислотой. Интенсивность подвода механической энергии составляла 1,5×10^-4 кал/г-с, что ориентировочно соответствует природным условиям.

Результаты превзошли ожидания. В первой системе была синтезирована широкая гамма углеводородов газообразных (до С₅), а также некоторое количество жидких. Выход последних в течение 10 сут составлял доли грамма на 1 кг образца. Во второй системе получено до 200 см³ газообразных углеводородов (до С₆) на 1 кг породы за несколько суток. В третьей и четвертой системах происходило образование углеводородных газов до С₃.

На основе проведенных опытов ученые пришли к выводу о том, что тектоносейсмическая активация горных пород стимулирует специфические физико-химические процессы, результатом которых является получение углеводородов в земной коре из неорганических веществ. В связи с этим предлагается рассматривать субвертикальные и субгоризонтальные зоны дробления коры (другими словами, разломы) как потенциальные области генерации нефти и газа. Это, казалось бы, странное предположение, нашло поддержку в Институте химической физики АН СССР. Исследуя химические реакции, протекающие на поверхности трущихся твердых тел, ученые института обнаружили ускорение химических процессов в миллионы и миллиарды раз. Впервые подобный эффект был выявлен американцем П. Бриджменом в 30-х годах нашего столетия. Анализируя прочность стали для орудийных стволов, он установил, что при высоких давлениях в твердом веществе могут протекать мгновенные химические реакции, меняющие его свойства. В 1946 г. за свое открытие П. Бриджмен был удостоен Нобелевской премии.

Советские ученые пошли дальше. Они добавили к высоким давлениям еще и деформацию сдвига. Вот тут-то и оказалось, что при сочетании давления и сдвига в твердом теле скорость химических реакций увеличивается в 10²⁰ раз по сравнению с такими же реакциями в жидких растворах. Более того, реакции часто идут совсем не в том направлении, которое предсказывается известными химическими законами, а получаемые вещества обладают совершенно неожиданными свойствами. В этой связи предположение о возникновении углеводородных соединений из твердых земных веществ, содержащих углерод и водород, в условиях огромных давлений недр и сдвиговых деформаций вдоль разломов не кажется уж таким фантастическим.

Оказывается, трением можно добывать не только огонь, как в каменном веке, но и нефть с газом, что стало достоянием уже нашего времени. Может быть, известные ученые ошибаются? Думается, что этот вопрос сложнее. Несомненно, открыто неизвестное ранее науке явление, как в свое время было с пьезоэлектричеством. Советский писатель Ю. Н. Тынянов говорил, что наука вопреки распространенному мнению развивается не от незнания к знанию, а наоборот, от знания к незнанию. Другими словами, чем больше мы познаем, тем больше вопросов возникает перед нами. И действительно, в природе еще много загадок. Надо только не ошибаться при их разгадке. Вряд ли будет правильным на основании лабораторных экспериментов утверждать, что пересыпанием песка можно получать нефть и газ. Если бы это было так, то проблема энергетического голода решалась бы удивительно просто. Надо углубить исследование открытого явления, проверить, какие побочные процессы оно вызывает.

Как действует электрическое поле на органику? Что за углеводороды получены в лабораторных пробирках? Похожи ли они на нефть и газ из залежей? Каковы масштабы этого явления? Где, наконец, в природе, а не в лаборатории можно найти подтверждение экспериментальным данным? Прежде чем делать выводы о возможности получения нефти трением, надо ответить на эти и многие другие вопросы.

Взрыв рождает нефть

Завершая обзор современных неорганических гипотез, следует упомянуть еще об одной из них, принадлежащей киевскому геологу Ю. А. Муравейнику. Происхождение нефти он пытается связать с общекосмическими процессами, приводящими к формированию планетарных систем в целом и нашей планеты в частности. Ученый исходит из космогонических представлений академика В. А. Амбарцумяна о мощных взрывных процессах во Вселенной как закономерных фазах космической эволюции вещества. Этот принцип он применяет к эволюции Солнечной системы и планеты Земля. Анализируя рельеф и геологическое строение земного шара, Ю. А. Муравейник обнаружил на его поверхности, как он полагает, следы взрывных отрывов части массы Земли. По его мнению, это были циклические взрывы, повторявшиеся через 200–400 млн лет и оказавшие доминирующее влияние на развитие нашей планеты и даже на перемещение континентов вокруг воронок взрыва. В качестве следов отрыва Ю. А. Муравейник рассматривает зоны Заварицкого — Беньофа (названы в честь ученых, впервые указавших на их существование). Они представляют собой глубинные сколы, наклонно уходящие в недра Земли на 400–700 км. Примером таких зон могут служить глубинные сколы, окаймляющие Тихий океан. В рельефе его дна они представлены глубоководными желобами (Марианский, Филиппинский, Кермадек, Тонга и др.) По геофизическим данным, сколы падают под материк в среднем под углом 45°. К ним приурочены эпицентры землетрясений, действующие вулканы. Зоны Заварицкого — Беньофа имеют дугообразную форму, выпуклой стороной обращенную к океану. В тылу каждой зоны находится система островов также дугообразной формы (островная дуга). Иногда островные дуги отсутствуют и глубоководный желоб сопрягается непосредственно с континентом (например, Перуано-Чилийский желоб и Южная Америка). Зоны Завариц-кого — Беньофа известны также в Индийском и Атлантическом океанах.

Участки океанической коры, характеризующиеся по сравнению с континентами существенным утонением мощности за счет отсутствия «гранитного» слоя, Ю. А. Муравейник трактует как своеобразные воронки взрыва. Он выделяет девять основных взрывных воронок, имеющих различный возраст своего образования (в млрд лет): Кривого Рога — 3,5; Карельская — 3,3; Булавайо — 3,1; Кеноран — 2,6; Средиземноморская — 2; Индийского океана — 1,6; юго-западной части Тихого океана — 1,2; Северного Ледовитого океана — 0,6; Тихого океана — 0,2. Из рис. 5 видно, что, чем моложе воронка взрыва, тем больше ее размеры. Кроме того, ученый полагает, что с увеличением молодости воронки увеличивается глубина ее заложения. Так, самая древняя воронка взрыва Кривого Рога имеет диаметр на поверхности Земли 500 км, а предполагаемая глубина взрыва — 350 км. Диаметр самой молодой воронки Тихого океана более 13 тыс. км, а глубина взрыва — 4300 км, т. е. находится почти на границе внешнего и внутреннего ядра Земли.

Рис. 5. Расположение разновозрастных воронок взрыва на поверхности Земли [Особенности глубинного строения…, 1982, существенно упрощено]

1 — границы воронок взрыва — современные или ископаемые зоны Заварицкого — Беньофа (I — Кривого Рога, II — Карельская, III — Булавайо, IV — Кеноран, V — Средиземноморская, VI — Индийского океана, VII — юго-западной части Тихого океана, VIII — Северного Ледовитого океана, IX — Тихого океана); 2 — основные нефтегазовые регионы

Ю. А. Муравейник допускает, что при взрывах Земля теряла часть своей массы. Если учесть потери при последних четырех самых мощных взрывах, то перед этими событиями радиус Земли должен быть не менее 10 тыс. км (средний радиус современной Земли равен 6371 км). Выбрасываемая масса образовывала земные спутники, которые со временем теряли связь с планетой. Последним спутником Земли, еще сохранившим с ней динамические связи, является Луна. Время взрывного отрыва Луны от Земли в районе Тихого океана Ю. А. Муравейник определяет в 230 млн лет (начало мезозойской эры). Возрождается, таким образом, старая идея об отрыве Луны от Земли, поэтически воплощенная в бронзе знаменитым французским скульптором О. Роденом.

Подтверждение своих представлений Ю. А. Муравейник видит в данных, добытых американской межпланетной станцией «Вояджер-1», прошедшей в 278 тыс. км от Юпитера. На его спутнике Ио был обнаружен огромный действующий вулкан. Поверхность спутника оказалась нагретой до 100 °C, температура же окружающего пространства составляет –145 °C. Из этого автор гипотезы делает вывод о молодости Ио. Более того, его образование он связывает с существующим на Юпитере Большим красным пятном и рассматривает последнее как место взрывного отрыва Ио от Юпитера.

Возможной причиной взрыва Ю. А. Муравейник считает формирование во внешних оболочках планет электрических зарядов за счет облучения Солнцем. Накопление зарядов может привести к взаимодействию отрицательно заряженных внешних оболочек с положительно заряженным ядром по схеме объемно-заряженного шара. Автор допускает, что «в какой-то критический период развития Земли при достаточном накоплении электричества в земных недрах возникает электрический пробой в мантии на ядро Земли с протеканием реакции как синтеза химических элементов из нуклонной плазмы ядра, так и распада образующихся радиоактивных элементов» [Особенности глубинного строения…, 1982, с. 224]. В результате, как пишет далее автор, «мы получим вполне реальный, частично технически проверенный и достаточно масштабный механизм взрыва» [Там же].

Источник взрыва автор гипотезы помещает на границе мантия — ядро. Сам взрыв он рассматривает как образование гигантского «газового пузыря», существующего под большим давлением до момента отделения части массы Земли. Спутниками «газовых пузырей» 10. А. Муравейник считает алмазоносные трубки взрыва.

В границах взрывных воронок, которые представлены современными или ископаемыми зонами Заварицкого — Беньофа, автор видит средоточие месторождений различных полезных ископаемых, в том числе нефти и газа.Генезис последних Ю. А. Муравейник связывает с выносом углерода из мантии «газовым пузырем», а образование водорода вокруг воронок взрыва — с воздействием высокого давления, оказываемого «газовым пузырем» на горные породы. В результате по краям взрывных воронок в условиях тектономагматической активности происходит соединение углерода с водородом и образуются сложные углеводородные цепи.

Свою гипотезу автор пытается подкрепить современной приуроченностью некоторых нефтяных и газовых месторождений к краям воронок взрыва. Так, месторождения Персидского залива находятся между Средиземноморской воронкой взрыва и воронкой Индийского океана, месторождения Мексиканского залива приурочиваются к краю Тихоокеанской воронки взрыва и т. д. (см. рис. 5). Автор утверждает, что «наиболее поздний и самый мощный мезозойский взрыв в области Тихого океана обусловил формирование всех основных месторождений нефти и газа на земном шаре» [Там же, с. 248].

Взрывную гипотезу нефтегазообразования Ю. А. Муравейника можно рассматривать в качестве научного курьеза. Не вдаваясь в критику теории взрывов применительно к Земле, можно лишь отметить, что мезозойский взрыв, отделивший, по мнению Ю. А. Муравейника, Луну от Земли, был бы настолько мощным, что расколол бы нашу планету на части. Сам автор гипотезы оценивает мощность мезозойского взрыва в 4,6×10³² Дж, что соответствует энергии, выделяемой при взрыве 4,6×10¹⁹ атомных бомб, каждая из которых эквивалентна бомбе, брошенной на японский город Хиросиму.

Механическое обоснование идеи отрыва Луны от Земли было уже давно отвергнуто учеными. В лунном грунте не обнаружено пород моложе 3,2 млрд лет, тогда как образование Луны 0,23 млрд лет назад непременно оставило бы следы. Другими словами, практически нет никаких фактов, указывающих на возможность взрывного отделения Луны от Земли, хотя сама взрывная концепция В. А. Амбарцумяна применительно к развитию космической материи имеет полное право на существование.

Совершенно не выдерживает критики предполагаемая пространственная связь основных нефтегазоносных регионов с краями воронок взрыва на современной поверхности нашей планеты (см. рис. 5). Многие нефтегазоносные регионы (Западная Сибирь, Атлантическое побережье Африки и Южной Америки, Венесуэла, Волго-Уральская область и др.) не имеют никакой связи с границами предполагаемых воронок взрыва. В то же время окраины взрывной воронки Тихого океана, которая, по утверждению Ю. А. Муравейника, должна быть наиболее богатой нефтью и газом, содержат лишь незначительные по запасам скопления углеводородов.

Границы воронок взрыва, намечаемые автором взрывной гипотезы, далеко не всегда совпадают с современными и ископаемыми зонами Заварицкого — Беньофа. Зачастую они пересекаются с ними или проходят там, где нет этих зон, а в местах, где они имеются, границы взрывных воронок отсутствуют. Кроме того, геологическая природа зон Заварицкого — Беньофа совершенно иная, чем представляется 10. А. Муравейнику, но об этом позже.

Рассмотрение представлений 10. А. Муравейника как нельзя лучше иллюстрирует подход «неоргаников» к проблеме происхождения нефти. Основная их ошибка состоит в том, что они, как правило, мало уделяют внимания геохимическому изучению самого вещества нефти, возможного исходного органического материала, конкретных современных природных условий нефтегазообразования. Свои доводы «неорганики» строят главным образом на видимых пространственных связях месторождений нефти и газа с разломами земной коры, на единичных случаях обнаружения углеводородов в трещиноватых зонах магматических пород, не вскрывая геологической сущности этих явлении. Приводимые ими расчеты основаны на умозрительных предположениях и не увязываются с практикой. В отличие от них «органики» стремятся проследить биохимическую связь нефтей с возможным исходным органическим веществом, «пройти по следу» органического вещества от живого организма до жидкой нефти, найти в конкретных современных природных условиях фактическое подтверждение своих выводов. Как же представляется образование нефти с позиции современных воззрений «органиков»?

Наступление «органиков»

Развитие и совершенствование неорганических воззрений на происхождение нефти активизировали стремление «органиков» доказать свою правоту. Основной упор они сделали на геохимические исследования связи жидкой нефти в залежах, микронефти, рассеянной в осадочных породах, с живыми организмами, которые могли быть исходным веществом для образования углеводородов. Большой вклад в развитие органических идей был внесен прежде всего советскими учеными: A. А. Бакировым, И. О. Бродом, Н. Б. Вассоевичем, B. В. Вебером, М. К. Калинко, А. А. Карцевым, А. Э. Конторовичем, С. П. Максимовым, С. Г. Неручевым, И. И. Нестеровым, Е. А. Рогозиной, А. А. Трофимуком, а также зарубежными: Г. Крейчи-Графом, У. Коломбо, А. И. Леворсеном, Т. Тиссо, А. Траском и др.

В результате исследований неоспоримо доказано, что образование нефти — сложный и длительный процесс, тесно связанный с формированием осадочных горных пород. Наиболее благоприятны для этого крупные морские и океанические бассейны, хотя не исключаются озерные и речные водоемы. Важно, чтобы была водная среда, так как на суше органический материал обычно окисляется и преобразуется в каустобиолиты угольного ряда (торф, каменный уголь).

Любое море заселено множеством животных и растений. Из всей морской биомассы в образовании нефти ведущая роль принадлежит микроорганизмам — планктону, 90 % которого занимают микроскопические водоросли (фитопланктон). Именно планктон является основным источником органического вещества, которое содержится не только в осадочных илах на дне морей или озер, но и в самой воде. Так, в Атлантическом и Тихом океанах в каждом кубометре воды растворено 2 г органики, в водах Балтики и Каспия — 5–6, а в Азовском море — 10 г. Интересно, что в составе растворенного органического вещества обнаружены жирные кислоты, имеющие большое сходство с жирами планктона. Еще большая концентрация органического вещества установлена в донных осадках. Это понятно, ведь значительная часть отмирающих организмов опускается на дно. Для захоронения органики предпочтительны мелководные условия (глубины до 1 тыс. м). Здесь вообще активнее идут процессы образования осадков (глинистых, песчаных, известковых и т. д.), что способствует относительно быстрому захоронению органического вещества и предохранению его от разложения. На глубине, кроме того, органика успевает в значительной степени раствориться и рассеяться в воде благодаря деятельности бактерий. Особенно благоприятны для быстрого захоронения органики районы моря или океана, где велика скорость осадконакопления. Примером таких мест могут быть дельты крупных рек, которые выносят в морской бассейн с континентов огромные массы осадков. По данным члена-корреспондента АН СССР А. П. Лисицына, в воде открытых районов океана концентрация взвеси оценивается в среднем 0,1 мг/л, а в устьях некоторых крупных рек, например Ганга, Инда, Хуанхэ, Демерара, эта величина достигает соответственно 1200, 2448, 14 975, 3000– 10 000, а в среднем для рек мира — 360 мг/л. Естественно, что и скорость седиментации в условиях рек возрастает в тысячи раз по сравнению с открытыми областями морей и океанов. Так, скорость осадконакопления в дельте Амазонки составляет более 100 Б^[3], Нила — более 300, Роны — 5000–6000, Парна (Южная Америка) — 10 000, Менам (Сиамский залив) — 30 000 Б и т. д. Такое явление, когда скорость седиментации становится «ураганной», А. П. Лисицын назвал лавинной седиментацией. Понятно, что в дельтах крупных рек формируются мощные линзы осадочного материала. В дельтах Ганга и Брахмапутры толщина этой линзы превышает 15 км, Амазонки — до 12 км, а объемы накопленных осадков поражают воображение. Так, дельты рек Ганга и Брахмапутры имеют объем в 5×10⁶ км³, что в 10 раз больше объема Черного моря.

Другим участком Мирового океана, где происходит лавинная седиментация, является континентальный склон и его подножие. Если провести профиль дна океана от уреза воды до его середины, то вначале мы увидим сравнительно мелководную и практически горизонтальную площадку, которая называется шельфом, затем крутизна профиля дна существенно возрастет — это континентальный склон, потом он выполаживается и переходит в материковое подножие, а Далее в океаническое ложе. Осадочный материал, приносимый с суши, не весь задерживается в устьях рек, значительная его часть выносится на внешний край шельфа и накапливается на шельфовой бровке в районе контакта с континентальным склоном. Гравитационное перемещение накопленных осадочных масс порождает так называемые подводные лавины, или суспензионные потоки. Объем осадочных образований, вовлеченных в эти лавины, измеряется несколькими кубическими километрами. Описаны грандиозные подводные оползни объемов перемещенных масс более 30 км³, а дальность их распространения до 2–3 тыс. км. В этом случае в основании континентального склона, в области материкового подножия, также происходит лавинная седиментация. Образуются огромные осадочно-породные бассейны площадью от тысяч до первых миллионов квадратных километров, а в поперечнике в сотни километров.

Эти области, которые расположены, как правило, по периферии континентов, и становятся накопителями не только огромных осадочных тел, но и большого количества органического материала, который быстро засыпается благодаря лавинной седиментации. В среднем над каждым квадратным метром дна Мирового океана ежегодно продуцируется до 150 г органического вещества, захороняется же в осадках около одной сотой этой продукции. Значительная часть органики уничтожается, не дойдя до океанического или морского дна, другая часть попадает в неблагоприятные условия для своего сохранения и т. д.

В осаждающемся органическом веществе содержится до 65–90 % органического углерода, присутствует и водород. Постепенно формируются потенциально нефтегазоматеринские толщи. Максимальная концентрация органики в осадках происходит по окраинам континентов. Это понятно, ведь здесь высокая биопродуктивность океанических вод и создаются, как мы уже знаем, наиболее благоприятные условия для сохранения органики. Поэтому чаще всего наиболее богатые нефтегазоматеринские толщи формируются по окраинам материков, в районе дельт, материков подножий. Если осадки внутренних областей океанов в среднем содержат менее 0,1 % органического углерода, то по окраинам континентов (шельф, склон и подножие) эта величина возрастает в 5 раз [Геодекян и др., 1980]. А такие значения концентрации С_орг соответствуют уровню содержания углерода, свойственному потенциально нефтегазоматеринским толщам. В каждом кубометре такой породы в среднем 13–15 кг органического углерода. В некоторых глинистых и известняковых толщах содержание его увеличивается в несколько раз, достигая 25 %.

Если подсчитать, сколько же рассеянного углеродистого органического вещества в осадочных породах на континентах, то окажется, что это огромная величина — 45×10¹⁴ т (в сотни раз больше всех известных запасов углей, нефти и газа). Но осадочные породы имеются еще и на дне современных океанов. Их объем около 3×10⁸ км³, что дает еще почти 7-10¹⁵ т углеродистого вещества! Как видим, несметные количества органического углерода содержатся в осадочном слое земной коры. Кроме того, в живом веществе наряду с углеродом присутствует и водород, по числу атомов они находятся примерно в одинаковом соотношении.

Теперь посмотрим, что происходит с органическим веществом, которое в виде «дождя трупов» оседает на морское дно. Органика сравнительно быстро захороняется глинистыми, песчаными или карбонатными осадками, которые приносятся с континентов или образуются непосредственно в море. В составе органики имеются различные вещества, наибольший интерес для последующего нефтеобразования представляют битумоиды — вещества, которые извлекаются из органического вещества различными растворителями (хлороформом, бензолом, эфиром). Источником битумоидов являются липоиды — жироподобные соединения. В тканях организмов содержание липоидов достаточно велико. В диатомовых водорослях, например, оно составляет 10–35 % от сухого веса. Количество битумоидов в донных осадках колеблется от 2 до 20 % от всей органики. Кроме битумоидов в органическом веществе содержатся уже готовые углеводороды (от 0,1 до 3 %). В среднем на 1 м³ приходится 300 г, а в некоторых случаях до 15 кг углеводородов. Общее же содержание рассеянных углеводородов в осадочных породах континентов, по данным члена-корреспондента АН СССР Н. Б. Вассоевича, составляет (70–80)×10¹² т, что в несколько десятков раз превышает установленные запасы континентальной нефти (около 1,510*² т). Отсюда видно, что органического вещества было достаточно для образования выявленного количества нефти.

Дисперсные углеводороды в осадочных породах и современных илах морей сходны с нефтяными углеводородами, поэтому их стали называть рассеянной нефтью, или микронефтью.

Пласт осадков, образовавшийся на морском дне, опускается в соответствии с общим прогибанием земной коры, характерным для морских бассейнов. Пласты пород с рассеянной органикой перекрываются новыми слоями. В морях обычно прогибание компенсируется накоплением осадков, поэтому глубина моря долгое время остается практически постоянной. По мере погружения в пласте постепенно увеличиваются давление и температура. Под действием этих факторов, в особенности температуры, дисперсная микронефть меняет свои свойства и делается похожей на нефть. Важную роль на этой стадии преобразования рассеянной органики играют бактерии, которые способствуют разложению органического вещества. Органика как бы «созревает»: содержание в ней микронефти возрастает, а ее состав становится все более сходным с составом собственно нефти.

Стремясь выявить связи между микронефтью и нефтью в залежах, ученые извлекли из них легкие углеводороды (С₅—С₇) и сравнили их. Оказалось, что количественные соотношения в них n-алканов и изоалканов однотипны. Присутствуют изомеры как с одним, так и с двумя третичными атомами углерода. В составе легких цикланов также выдерживается ряд закономерностей. Например, и там и там метилциклогексана в 2–5 раз больше, чем циклогексана. Циклопентаны также представлены всевозможными изомерами. Весьма примечательным фактором оказалась тождественность знака оптической активности и аналогичный характер ее распределения по фракциям с различным молекулярным весом для нефтей и микронефтей. На рис. 6 видно, что общий состав углеводородов в микронефти и нефти из залежи очень схож, хотя некоторые различия, правда непринципиальные, имеются. Так, микронефть в большом количестве содержит углеводороды, которые легче сорбируются и удерживаются породой. Кроме того, в микронефтях оптическая активность несколько выше обычной.

Рис. 6. Сходство общего состава углеводородов микронефти и нефти в месторождении Уолл-Крик (США) [Вассоевич, 1971]

Типы аренов: 1 — однокольчатые; 2 — двухкольчатые; 3 — трехкольчатые; 4 — четырех- и пятикольчатые

Рис. 7. Сходство пофракционного углеводородного состава продуктов термокаталиэа жирной стеариновой кислоты и нефти [Вассоевич, 1971]

Гидридные углеводороды в зависимости от их свойств попали в те или иные основные классы: арены (Ар), цикланы (Ц) или алканы (Ал)

Таким образом, важным достижением органической концепции происхождения углеводородов является обоснование факта сосуществования в осадочной оболочке Земли дисперсной микронефти и сильно уступающей ей по запасам нефти, сконцентрированной в залежи. Установлено также генетическое родство между микронефтью и макронефтью, а от них удалось «перекинуть мостик» и к жирным кислотам живых организмов. На рис. 7 показано сходство пофракционного углеводородного состава продуктов термокатализа жирной стеариновой кислоты и нефти. А жировые соединения (липоиды), как уже указывалось выше, являются важнейшими компонентами морского планктона.

В последние годы были получены новые чрезвычайно важные данные, подтверждающие органический генезис нефти. Ученым удалось проследить все промежуточные соединения между хлорофиллом, захороненным в верхних слоях донных осадков, продуктами его распада в более глубоких горизонтах земной коры и порфиринами в микронефтях и нефтях. Напоминаем, что порфирины — производные хлорофилла растений или гемоглобина животных. Эти вещества впервые были обнаружены американцем А. Трейбсом в 1934 г. Своеобразная молекулярная структура порфиринов позволяет обнаружить их на различных стадиях преобразования органического вещества вплоть до нефтей. Кроме того, в нефтях обнаружили целые «блоки» молекул жиров и аминокислот, имеющих органическое происхождение, а также изопреноидные углеводороды, входящие в состав животных организмов. В частности, в жирах морских веслоногих рачков Copepoda, составляющих иногда до 60–90 % зоопланктона, установлен пристан — характерный изопреноидный углеводород нефтей. Исследования А. П. Виноградова и Э. М. Галимова показали прекрасную сходимость изотопного состава углерода нефтей, битумоидов из осадочных пород и липоидов планктона. Во всех случаях отмечается обогащенность легким изотопом углерода ¹²С.

Наконец, изучение четвертичных отложений (не древнее 1 млн лет) на дне современных морей показало, что в них происходят процессы газообразования. Новейшие данные о распределении углеводородных газов в молодых отложениях Каспийского моря приводятся в работах ученых ВНИИЯГГа. Они установили, что углеводороды представлены метаном, этаном, этиленом, пропаном и пропиленом. Преобладает метан, его доля в образцах колеблется от 50 до 100 %, а общее содержание в осадках изменяется от 10×10^-1 до 921×10^-4 см³/кг.

Таким образом, ученым удалось проследить закономерную и неразрывную цепочку преобразования жировых соединений животных и растительных организмов в микронефть и «созревание» последней до макронефти. Как справедливо замечал Н. Б. Вассоевич, предыстория нефти начинается еще в живом веществе, синтезирующем исходные для нее биохимические соединения, а история нефти — с фоссилизации (захоронения) биогенного органического вещества в осадках.

Преобразование рассеянного органического вещества в микронефть, а далее в макронефть тесно связано с общим процессом накопления в земной коре осадочных толщ. В настоящее время геологи-нефтяники рассматривают этот процесс как весьма длительный и многостадийный. Так, А. А. Трофимук и др. [1984] выделяют пять основных стадий осадконакопления (седиментагенеза) и преобразования органики в нефть.

Первая стадия: в осадок, образующийся в морском или озерном бассейне, вносятся биогенные органические вещества с содержанием небольшого количества углеводородов нефтяного ряда, синтезированных живыми организмами, а также липоидные и другие вещества.

Вторая стадия: накопленный на морском дне осадок преобразуется, уплотняется, частично обезвоживается. Происходит так называемый диагенез осадка, вместе с которым теряется и часть органического вещества вследствие бактериального разложения. Это сопровождается выделением углекислоты, сероводорода, аммиака и метана. Одновременно осадок пополняется углеводородами нефтяного ряда за счет биосинтеза их в телах бактерий и образования из липидных компонентов. На этой стадии, как следует из сказанного, очень важную роль играют бактерии, и прежде всего анаэробные, т. е. живущие в среде, обедненной кислородом. На это указывали академики И. М. Губкин и А. Д. Архангельский, но неоспоримые доказательства этому были получены сравнительно недавно, о чем будет сказано ниже.

Третья стадия (протокатагенез): биохимические процессы затухают, сравнительно небольшая температура недр (порядка 50 °C) определяет низкую скорость реакции термокатализа органического вещества. Концентрация битумов и нефтяных углеводородов возрастает слабо, в составе газовых компонентов преобладает углекислота. Конец стадии протокатагенеза является переломным моментом: усиливается образование метана, его гомологов, начинается генерация низкокипящих нефтяных углеводородов.

Кривые, составленные по различным нефтегазоносным районам мира, показывают, что, начиная с 2–2,5 км, резко увеличивается содержание углеводородов в породе

Четвертая стадия (мезокатагенез): осадок погружается на глубину 3–4 км, возрастают температуры до 150 °C. Органическое вещество испытывает активную термокаталитическую деструкцию, в результате в его составе уменьшается количество нефтяных углеводородов и гомологов метана, а содержание этих компонентов в осадках резко возрастает. Происходит своеобразная отгонка нефтяных углеводородов из рассеянного органического вещества в пласт горной породы — явление, хорошо изученное по различным нефтяным регионам мира, иллюстрацией чему служит рис. 8. Этот важнейший этап в преобразовании органического вещества в нефть Н. Б. Вассоевич в 1967 г. предложил рассматривать как главную фазу нефтеобразования, а интервал глубин, где она протекает, как главную зону нефтеобразования, или, как говорят геологи-нефтяники, «нефтяное окно».

Во время главной фазы нефтеобразования образуется и эмигрирует из материнских пород основная часть углеводородов. Количественная сторона этого процесса зависит от генетического типа органического вещества. В гумусовом (растительном) органическом веществе генерация битумоида (включая нефтяные углеводороды) не превышает 2–3 %, а в сапропелевом (животном) достигает 25–28 %.

В главной зоне нефтеобразования происходит также перемещение нефти в более пористые и рыхлые породы под действием возрастающего горного (геостатического) давления: поры в породе уменьшаются и могут вовсе исчезнуть, а нефть или газ, содержащиеся в них, выдавливаются. Если учесть еще, что горные породы гидрофильны, т. е. смачиваются водой, а не нефтью, то к горному давлению еще следует прибавить и капиллярные силы, которые усиливают отжатие нефти.

Данные изменения пористости горных пород с глубиной получены на примере уже уплотненных (литофицированных) пород континентов. В морских же условиях, где формируется осадочная порода, уплотнение ее протекает значительно медленнее. Высокая пористость (до 50–60 %) сохраняется в них до глубин 1,5 км, а на глубинах 5 км, по материалам морского бурения Апшеронского шельфа, пористость составляет 10–20 % [Калинко, 1977]. Значит, в морях и океанах процесс отжатия нефти из нефтематеринских пород сильно облегчен. Он получил название первичной миграции, или эмиграции. Долгое время вероятность этого процесса ряд ученых, сторонников неорганического синтеза нефти, ставили под сомнение (своеобразная ахиллесова пята органических гипотез). Однако в последние годы геологи ИГиРГИ, ВНИГНИ и ВНИГРИ доказали возможность эмиграции нефти в виде растворов в сжатых газах и воде. Причем процесс эмиграции также имеет определенную стадийность. Вначале эмигрируют преимущественно ароматические углеводороды, о чем свидетельствует идентичность их содержания в органическом веществе пород и генерированных ими нефтях. На этой стадии содержание парафино-нафтеновых углеводородов в органическом веществе пород сравнительно низкое — 20–30 %, намного ниже, чем в нефтях (60–80 %). По мере погружения осадков и возрастания температуры и давления количество парафино-нафтеновых углеводородов в органическом веществе увеличивается до 40 % и происходит их эмиграция в значительных масштабах. Как считают ученые, стадийность генерации и эмиграции углеводородов является одним из важнейших свойств нефтегазообразования.

Попав в проницаемые породы-коллекторы, нефть начинает новую жизнь. Путешествие по коллекторам продолжается до тех пор, пока нефть не попадет в ловушку — пласт, который способен удержать нефть в виде залежи. Наиболее благоприятным для образования углеводородов и накопления их в залежи является элизионный гидрогеологический режим (от греч. «элизио» — отжимаю), который как раз и характеризуется отжатием из глинистых нефтегазоматеринских пород флюидов нефти и газа. При этом пластовые воды с растворенными в них углеводородными компонентами двигаются из наиболее прогнутых областей осадочных бассейнов к их краевым частям, где и создаются условия для концентрации в залежи. А если это так, то пластовые воды должны бы содержать в себе растворенные битумоиды.

Рис. 8. «Созревание» микронефти по мере погружения материнских пород различного возраста

Кривые, составленные по различным нефтегазоносным районам мира, показывают, что, начиная с 2–2,5 км, резко увеличивается содержание углеводородов в породе

«Погоню» за ними предприняли геологи-нефтяники Сибирского отделения АН СССР. Ими было установлено широкое развитие в подземных водах битуминозных компонентов (аквабитумов), содержание которых возрастает в главной зоне нефтеобразования до 350 мг/л, где оно пропорционально битуминозно осадочных пород. Интересно, что в составе аквабитумов присутствует вся гамма высокомолекулярных углеводородов, свойственных нефтям: нормальные и изоалканы, цикланы, арены. Обнаружены также смолы и асфальты. Это доказывает, что в пластовых водах осадочных бассейнов содержится целый комплекс углеводородных и гетероциклических соединений, характерных для нефтей, причем в довольно значительных количествах.

Главная фаза нефтеобразования завершается по мере расходования той части органического вещества, которая способна генерировать углеводороды и другие составные части нефти. Нефтематеринские породы, прошедшие главную фазу нефтеобразования, могут погружаться и на большую глубину, но основная масса образовавшейся нефти будет концентрироваться на определенном гипсометрическом уровне.

Пятая стадия: конец мезокатагенеза и апокатагенеза (глубина более 4,5 км, температура более 180 °C). Органическое вещество исчерпало свой нефтегенерирующий потенциал, продолжает реализоваться метаногенерирующий потенциал.

Однако не все геологи-нефтяники, сторонники органического происхождения нефти, разделяют идею о существовании главной фазы нефтеобразования. Так, А. А. Бакиров критикует это положение, указывая, что разные авторы по-разному определяют интервалы глубин, в чем он видит субъективный подход, не подкрепленный должным образом анализом фактических условий распределения выявленных запасов нефти и газа в разрезе земной коры.

Критические замечания в адрес указанной идеи высказывает и один из ведущих советских геологов-нефтяников, В. В. Вебер, По его данным, образование нефти из рассеянного органического вещества может начаться и на самых ранних стадиях преобразования рыхлого осадка в породу (процесс диагенеза), на глубинах буквально в несколько десятков метров от поверхности дна водоема. Ученый считает, что «учение о повышенном термальном интервале, при достижении которого нефтематеринские отложения реализуют свой потенциал, является в своей основе вообще неприемлемым, ибо в этом случае приходилось бы допускать геохимическую инертность органического вещества осадков в течение многих миллионов лет до тех пор, пока эти осадки не испытывают погружения до глубин «главной фазы» [Вебер, 1983, с. 255]. В подтверждение своих взглядов ученый приводит целый ряд доказательств того, что уже на стадии самого раннего диагенеза, в современных осадках морских водоемов, образуется весь комплекс углеводородов, имеющихся в нефтях, хотя и несколько в других соотношениях. Погружение же осадка на большие глубины сопровождается преобразованием уже сформировавшейся нефти. Все это свидетельствует о том, что, хотя идея о существовании главной фазы и главной зоны нефтеобразования широко распространена среди геологов-нефтяников и в ряде случаев хорошо подтверждается, все же считать ее универсальным законом нефтегазообразования было бы пока преждевременным. Эта концепция требует дальнейшей разработки и совершенствования.

Рассмотрение современных взглядов «органиков» позволяет утвердиться во мнении о том, что процесс возникновения нефти из животных и растительных организмов тесно связан с осадочными бассейнами, которые можно рассматривать как родину нефти. Н. Б. Вассоевич образно назвал нефть детищем литогенеза, поставив ее в прямую зависимость от процесса формирования осадочных горных пород. В природе известно множество подобных осадочно-породных бассейнов. В современной геологической истории это моря и океаны. От прошлых эпох такие бассейны остались в виде крупных впадин на континентах. Площадь впадин — тысячи и сотни тысяч квадратных километров, а объемы заполняющих их пород колеблются от n×10³ до n×10⁶ км³. Сейчас известно около 600 осадочных бассейнов, занимающих не менее 35 % поверхности материков и обрамляющих их шельфов. Принимая во внимание определяющую роль в образовании нефти процессов литогенеза и миграции первоначально рассеянного нефтяного вещества, Н. Б. Вассоевич предложил называть органическую концепцию происхождения нефти осадочно-миграционной теорией.

Одним из методов познания и проверки теории является, как известно, сравнительный анализ противоположных точек зрения. Нечто подобное было предпринято американскими учеными в конце 70-х годов текущего столетия. С помощью современных методов газовой хроматографии и массспектрометрии^[4] были проанализированы образцы нефтеподобных продуктов, полученных искусственным неорганическим путем, алкановой фракции синезеленых водорослей, нефти из месторождения Сан-Хоакин и углеводородов из сланца Гран-Ривер (рис. 9). Хроматограмма искусственной нефти, образованной воздействием соляной кислоты на карбид железа, характеризуется сглаженной, «невыразительной» конфигурацией. Это указывает на отсутствие в ней каких-либо характерных молекул углеводородов. График алкановой фракции синезеленых водорослей показывает, что в их составе преобладает один характерный вид углеводородных молекул. Хроматограмма «живой» нефти из залежи имеет несколько «пиков», что отражает присутствие в ней комплекса характерных молекул углеводородов. Близкую характеристику имеет и график углеводородов из битуминозного сланца Гран-Ривер. Отсюда следует вывод: искусственную «нефть» можно получить неорганическим способом, но это будет не та нефть, что существует в природе и содержится в горных породах. А эта «настоящая» нефть имеет прямое родство с органическим веществом живых организмов.

Рис. 9. Хроматографические графики углеводородной фракции, полученной искусственным неорганическим путем (1), общей алкановой фракции из синезеленых водорослей (2), нефти месторождении Сан-Хоакин (3) и углеводородной фракции сланца Гран-Ривер (4)

По мнению ряда ведущих отечественных и зарубежных нефтяников, проблема происхождения нефти в принципе решена. С позиций органической теории производится оценка перспектив нефтегазоносности малоизученных регионов, определяется стратегия и тактика поисково-разведочных работ. Однако ставить точку и подводить черту многолетней дискуссии между «органиками» и «неорганиками» было бы пока преждевременным.

Нефть из микробов

Важный вклад в развитие органических представлений о происхождении нефти был сделан американскими учеными Г. Уриссоном, П. Альбрехтом и М. Ромером. На основе многочисленных химических анализов различных органических осадочных образований, включая уголь и нефть, ученые пришли к выводу о поразительном сходстве между ними. Исследованию подвергались сотни образцов осадочных отложений из разных районов земного шара. И все это органическое вещество содержало остатки клеток микроорганизмов.

Предшественники органических соединений, из которых состоит нефть, найдены в клеточных мембранах одноклеточных организмов планктона, а также бактерий и других микроорганизмов, живущих на морском дне. Многие вещества, которые экстрагируются из угля, образовались, как считают американские ученые, не непосредственно из остатков древесных и других высших растений, а являются продуктами переработки этих остатков бактериями и грибами, живущих на дне болот. Сравнивая между собой газовые хроматограммы образцов совершенно различного происхождения и возраста (например, уголь из Лотарингии и нефть из Аквитании), ученые обнаружили удивительное совпадение формы пиков органических веществ с числом углерода от 27 до 35 (рис. 10). Отсюда следует, что соединения, дающие эти пики, в угле такие же, как и в нефти. Более того, было обнаружено сходство между массами этих веществ (масс-спектр), что позволяет предполагать гомологическую семейственность этих соединений, имеющих общего предшественника.

Американские ученые проанализировали тысячи образцов из разных районов нашей планеты, варьирующих от современных почв до пород возрастом более 500 млн лет и представляющих все типы обстановок осадконакопления. В образцах были обнаружены представители сложного углеродного соединения — гопана (С₃₀Н₅₂), — получившие название гопаноидов. Оказалось что они являются чрезвычайно важным компонентом органического вещества осадочных отложений. В живой материи гопаноиды содержатся в некоторых древесных и травянистых растениях, в частности в папоротниках, в синезеленых водорослях, в некоторых видах бактерий.

Вначале происхождение гопаноидов было во многом загадкой, ибо современные гопаноиды имеют 29 или 30 атомов углерода в молекуле, а ископаемые — 35 и даже 36 атомов углерода. Только в 1973 г. сотрудникам Массачусетсского технологического института удалось выделить из бактерий Acetobacter xylinum гопаноид С₃₅, который получил название бактериогопантетрола. В дальнейшем гопаноид C₃₅ был выделен почти из половины исследованных современных бактерий и синезеленых водорослей. Был обнаружен также и гопаноид С₃₆.

Широкое распространение гопаноидов, являющихся компонентами клеточных мембран многих современных микроорганизмов, объясняется тем, что дно океана и верхний слой почвы на континентах «кишат» бактериями. Когда живые организмы умирают, значительная часть их органического вещества разлагается на простые молекулы под действием ферментов этих бактерий. Осадки, перекрывающие органическое вещество, предохраняют его от окисления и захороняют сами бактерии, которые также умирают и разлагаются. Гопаноиды погружаются все глубже вместе с осадочными породами, изменяются под действием других микроорганизмов, а также термокаталитических реакций. Высокие температуры и давления способствуют удалению кислорода и других элементов из начального органического вещества и преобразованию его в углеводороды.

Рис. 10. Газовые хроматограммы лотарингского угля (а), возраст которого 250–300 млн лет, и тяжелой нефти из Аквитанского бассейна (б), возраст которой около 150 млн лет

Сходство «пиков» в области С₂₇—С₃₂ указывает на генетическое родство различных горючих полезных ископаемых

Подсчеты ученых показывают, что количества гопаноидов, содержащихся в горючих полезных ископаемых, достаточно для накопления выявленных масс угля и нефти. Так, в 1 м³ бурого угля весом 2 т из месторождения Яллурна в Австралии содержится 1 кг гопаноидной кислоты С₃₂. Казалось бы, не так уж и много. Однако в сравнении с другими органическими соединениями, определенными в угле, концентрация этой кислоты занимает первое место. По расчетам ученых, 90 % органического углерода в осадочных породах (ориентировочно 10¹⁶ т) находится в форме нерастворимого керогена — рассеянного органического вещества, которое в результате термокаталитических реакций, происходящих при погружении осадочных пород в земные глубины, трансформируется в нефть и газ. Поскольку кероген нерастворим, то определить, сколько в нем находится вещества микробного происхождения, весьма нелегко. В составе же растворимого органического углерода содержится до 5–10 % гопаноидов. Количество растворимого органического углерода на земном шаре оценивается в 10¹⁵ т. Следовательно, мировые запасы гопаноидов должны быть не менее 10¹³—10¹⁴ т, т. е. больше, чем органического углеводорода во всех живых организмах (10¹² т).

Исследования американских ученых существенно дополняют органическую концепцию происхождения нефти. Однако рассматривать микробы как основной источник горючих полезных ископаемых, и прежде всего нефти и газа, вряд ли обоснованно. Известно, что в нефтях имеются и многие другие органические соединения, кроме гопана. Более правильно считать нефть производной всей массы организмов и растений, роль же микроорганизмов и бактерий проявляется в первую очередь в том, что они способствуют разложению органического вещества, расщеплению его на составляющие части, что облегчает процесс трансформации органического вещества в нефть. Особенно активно бактерии действуют на второй стадии седиментогенеза и преобразования органики. Тем не менее микробы и бактерии играют очень важную роль в круговороте углерода в природе. Цикл начинается с фотосинтеза в растениях и микроорганизмах, в результате которого атмосферный углекислый газ превращается в органические соединения. Сами растения и питающиеся ими организмы разлагают некоторые из этих соединений, превращая их снова в углекислый газ в процессе дыхания. После смерти более крупных организмов их органическое вещество, за исключением небольшой его части, разлагается сапрофитными микроорганизмами и анаэробными бактериями.

Таким образом, микробы и бактерии играют важную роль в преобразовании органического вещества, перерабатывая, насыщая его своими органическими соединениями. Широкое присутствие остатков микроорганизмов в форме гопана в ископаемых углях и нефтях является хорошим доказательством генетического единства процесса образования и накопления в земной коре различных горючих полезных ископаемых. Происходит своеобразная «утечка» углерода при его круговороте между атмосферой и поверхностью Земли, которая за сотни миллионов лет привела к аккумуляции органического углерода в осадочных отложениях в количестве 10¹⁸ т, что в 10 тыс. раз больше массы всех живых организмов.

Ответ «неорганикам»

Теперь мы располагаем достаточными знаниями, чтобы подвести черту многолетнему спору «органиков» и «неоргаников». Объективная оценка всех «за» и «против» склоняет чашу весов в пользу органической концепции. Неоспоримые геохимические факты позволяют проследить путь органического вещества от живого организма до жидкой нефти. В то же время нельзя отрицать и того, что все элементы, составляющие нашу планету, некогда в разобщенном состоянии входили в первичное газопылевое облако, из которого сформировалась вся Солнечная система. А если это так, то и углерод и водород, образующие ныне земные углеводороды, находились в свое время в космическом пространстве. Значит, нефть и газ космического происхождения, но тогда и человечество ведет свой род от космоса.

Все космическое вещество, сформировавшее Землю, прошло долгий путь своего развития уже в земных условиях, и те метаморфозы, которые претерпел углерод и водород, прежде чем стать нефтью, происходили в живых организмах и растениях.

Вряд ли было бы правильным отрицать и тот факт, что углеводородные соединения нельзя получить неорганическим путем в лаборатории. Значит, и в природе могли создаваться благоприятные условия для образования неорганических углеводородов. Ведь И. М. Губкин признавал возможность такого происхождения нефти, но в ограниченных количествах, в виде минерального включения. Однако в книге речь идет о крупных скоплениях этого полезного ископаемого. Еще в 1927 г. В. И. Вернадский утверждал, что «хотя теории неорганического генезиса нефтей еще существуют и имеют последователей между учеными, но неуклонно становится ясным, что к большим скоплениям и нефтяным областям они неприложимы».

Действительно, вся огромная масса нефти и газа, пропитывающая пористые породы земных недр, несомненно, органического происхождения. Во-первых, если бы нефть поступала на поверхность Земли из глубоких недр по расколам коры, то там, где имеются такие каналы, должны были бы бить нефтяные ключи, вырываться газовые струи. Ведь, как считают «неорганики», в астеносферном слое верхней мантии Земли «плещутся» целые моря углеводородов, готовые при любой возможности вырваться наружу. Между тем в рифтовых долинах океанов, к которым вплотную подходит астеносферный слой, хотя и выявлены углеводородные эманации, но интенсивность их выделения сравнительно мала и не соответствует моделям глубинных генерационных очагов углеводородов, созданным «неорганиками». Да и состав выделяющихся газов метановый, тяжелых, или нефтяных, углеводородов там практически нет.

Во-вторых, все нефти характеризуются высоким содержанием определенных углеводородов, их состав и свойства удивительным образом увязываются с биохимическими соединениями (жирные кислоты, пигменты, стероиды и т. д.), составлявшими некогда живые организмы и захороненными в осадках после их гибели. Если допустить неорганический синтез нефти, то она состояла бы из необозримого множества углеводородов. Число изомеров углеводородов растет очень быстро по мере увеличения количества атомов углерода в молекуле, например у декана (С₁₀Н₃₂) — всего 75 изомеров, у эйкозана — (С₂₀Н₄₂) — их уже 366 319, у С₂₅Н₅₂ — 36 797 588, а у С₄₀Н₈₂ — более 62 трлн (62×10¹²). И все это бесконечно огромное количествоизомеров должно содержаться в нефтях абиогенного происхождения. На самом же деле это далеко не так. В наиболее изученной нефти из Понка-Сити (Оклахома, США) почти половина ее (44,5 %) состоит лишь из 159 углеводородов, обычно же в нефтях содержание углеводородов не превышает 350.

В-третьих, геохимикам удалось проследить все промежуточные соединения между хлорофиллом, захороненным в верхних слоях донных морских осадках, продуктом его распада в более глубоких пластах и порфиринами в нефтях. Порфирины стали своеобразными мечеными атомами, их рассматривают как биохимически меченые структуры, химические ископаемые (хемофоссилии, по Н. Б. Вассоевичу). Такими же метками являются изопреноидные углеводороды, источником которых служит опять-таки хлорофилл и родственные ему пигменты. К хемофоссилиям относят и стероиды, представителями их выступают холестерин, фитостерин и другие родственные соединения, встречающиеся в организмах животных.

Отечественные и зарубежные ученые (А. П. Виноградов, Э. М. Галимов, Э. Дегенес, Дж. Хант и др.) установили, что природные нефти, рассеянное органическое вещество в осадочных породах и липоиды планктона обогащены легким изотопом углерода (¹²С), что указывает на их генетическое единство.

Другими словами, прямое родство нефти от животных организмов и растений не вызывает сомнений. Более того, закономерности в химическом составе нефтей обусловлены строением исходных нефтематеринских веществ. Еще в 1969 г. известный геохимик А. А. Карцев доказал, что нефти, образовавшиеся в различные геологические эры, отличаются друг от друга химическим составом. Это хорошо увязывается с развитием органической жизни, которая имела свою четко выраженную специфику в каждой из эр.

К аналогичным выводам пришли и другие ученые. В частности, на основе исследования нефтей Предкавказья С. П. Максимов и др. убедительно показали, что для нефтей миоценового возраста характерен гомологический ряд, в котором преобладают системы с одним ароматическим циклом и одним нафтеновым кольцом, имеются также системы из трех ароматических циклов и одного нафтенового кольца. Для меловых (более древних) нефтей в гомологическом ряду преобладают иные системы. В них ароматический цикл сочетается с двумя нафтеновыми кольцами и полностью отсутствуют миоценовые системы, состоящие из трех ароматических циклов с одним нафтеновым кольцом. Приведенный пример как нельзя лучше доказывает теснейшую связь нефтей с нефтематеринской породой и цикличность самого процесса нефтеобразования.

Зависимость химического состава нефти от материнской породы подтверждается еще и изучением микроэлементов. Это понятие было введено в 1931 г. академиком А. П. Виноградовым применительно к элементам, обнаруженным в организмах в количестве от 10^-4 до 10^-2 %. Наиболее характерными микроэлементами являются ванадий и никель, содержащиеся во многих растительных и животных организмах. Оказалось, что между содержанием в нефтях ванадия и никеля и количеством смол и асфальтенов существует тесная связь. Тяжелые, богатые смолами и асфальтенами нефти содержат большое количество этих микроэлементов, тогда как легкие нефти ими обеднены. В древних (палеозойских) нефтях содержание ванадия увеличивается по сравнению с молодыми (кайнозойскими) нефтями. В концентрациях никеля наблюдается обратная картина. Проведенные исследования свидетельствуют о том, что микроэлементы пришли в нефть из живых организмов, ибо общий ход распределения элементов в нефтях очень близок к ходу их распределения в растениях и животных.

В последние годы важные доказательства цикличности нефтеобразования были получены на основе изучения изотопного состава серы нефтей. В Восточной Сибири, например, были установлены вендский и кембрийский генетические типы нефтей, а следовательно, и циклы нефтеобразования; в Волго-Уральской провинции (Верхнекамская впадина) — вендский, девонский и нижне-среднекаменноугольный циклы; в Балтийской синеклизе — кембрийский, ордовикский и силурийский; на Оренбургском своде Прикаспийской впадины — девонский, нижне-среднекаменноугольный и нижнепермский; в Днепрово-Донецкой впадине — девонский и нижнекаменноугольный; в Восточном Предкавказье — триасовый, юрский и меловой; в Амударвинской синеклизе — юрский; в Прикаспийской впадине — девонский, каменноугольный, нижнепермский, триасовый и юрский. Цикличность нефтеобразования — важнейшее доказательство прямой зависимости нефти от материнской породы и геологической истории развития данного региона. Более того, уже сравнительно давно было подмечено, что существует параллелизм цикличности нефтегазообразования с цикличностью накопления каустобилитов в целом. Так, например, И. С. Мустафинов выделяет два максимума в накоплении каустобилитов (нефть, горючие сланцы и каменный уголь) — это каменноугольный период и мел — неоген, что надежно указывает на органическое происхождение нефти.

Изложенное позволяет утверждать, что с точки зрения геохимии органическая теория обоснована достаточно хорошо. Тем не менее считать, что вопрос о происхождении нефти закрыт, было бы преждевременным. Даже если принять геохимическую последовательность преобразования захороненной органики в нефть как абсолютную истину, то остается еще много неясного в дальнейшей судьбе капельно-жидкой нефти: как попадает она в пористые породы-коллекторы, в каком состоянии перемещается по ним, что определяет образование скоплений нефти в том пли другом месте и т. д.? В этом отношении доводы «неоргаников» требуют пристального внимания и изучения. К таким «сильным» аргументам «неоргаников» следует отнести следующие факты:

пространственную связь скоплений нефти и газа с разломами земной коры;

нахождение нефти и газа в магматических и метаморфических породах, кимберлитовых трубках и вулканических выделениях;

образование в ряде мест земного шара относительно огромных по запасам скоплений битумов тяжелой нефти, своеобразных полюсов нефтенакопления;

наблюдаемое избирательное, «очаговое» накопление углеводородов, когда месторождения тяготеют к определенным структурам земной коры, располагается в определенных осадочных бассейнах, а не повсеместно.

Слабым местом в органической концепции остается также механизм отжатия микронефти из материнских пород в коллекторы. Хотя исследования некоторых ученых и показывали, что в лабораторных установках удается получить фильтраты нефти через глинистые породы под давлением около 300 ат, все же протекание таких процессов в природе вызывало большие сомнения. Дело в том, что глинистые породы, которые чаще всего рассматривают как материнские, состоят из мельчайших частиц диаметром 0,01–0,001 мм и меньше. По расчетам И. И. Нестерова, 1 м³ глинистой породы состоит из 0,12×10¹⁹ таких частиц. Если их разложить в цепочку, то длина ее составит 6 млрд км, а это 40 расстояний от Земли до Солнца. Содержание микронефти в глинистых породах обычно равно 0,03 %, лишь иногда достигает 0,4–0,7 %. Значит, в 1 м³ глины содержится около 1 кг микронефти. Диаметр молекулы нефти колеблется от десятков до сотен ангстрем (1 Å = 10^-6 мм). Примем его равным 100 Å (10^-4 мм), тогда в 1 м³ глины будет находиться 10²¹ молекул микронефти [Нестеров, 1975].

Глинистые частицы заряжены отрицательными зарядами, которые обусловливают существование вокруг них молекулярного силового поля. Поэтому каждая глинистая частица, по расчету И. И. Нестерова, может притянуть к себе 500 тыс. молекул микронефти. А это означает, что в 1 м³ породы глинистые частицы могут удерживать около себя в 500 раз больше микронефти, чем имеется ее в породе. Сила притяжения огромна — 10 тыс. ат! Таких давлений на глубинах, где находятся известные нам залежи нефти и газа, быть не может.

Если геохимическая сторона органической концепции разработана достаточно глубоко, то механизм формирования залежей, причины наблюдаемой пространственной зональности в размещении месторождений требуют дальнейшего изучения. Попробуем ответить на эти вопросы.

Нефть и разломы

Связь месторождений нефти и газа с разломами земной коры была установлена еще в прошлом веке. На это указывал Д. И. Менделеев при создании своей карбидной гипотезы происхождения нефти. Но пристальное внимание геологов этот факт привлек после работ Н. А. Кудрявцева, который на основе обобщения богатого мирового материала показал, что такая связь не единичное, случайное явление, а закономерность в пространственном размещении месторождений нефти и газа. С тех пор взаимосвязь залежей углеводородов и разломов всегда бралась на вооружение «неорганиками». Сторонники органической концепции происхождения нефти со своей стороны приводили факты, указывающие на отсутствие залежей в зонах разломов. Действительно, известны крупные, хорошо изученные разломы, в пределах которых какие-либо скопления нефти или газа полностью отсутствуют. Между тем если глубоко вникнуть в суть этого «симбиоза», то взаимоотношения между залежами нефти и разломами оказываются довольно запутанными, а зачастую наблюдаемую связь между ними можно объяснить совершенно иначе, чем это делают «неорганики».

Вспомним, процесс накопления нефти и газа в земной коре требует сочетания целого ряда геологических факторов, и прежде всего ловушек, коллекторов, благоприятного гидродинамического режима подземных вод, миграции углеводородов. А какое влияние оказывают зоны разломов на указанные геологические факторы? Может быть, ответ на этот вопрос поможет нам правильно понять причину пространственной связи месторождений нефти и газа с разломами?

Вначале рассмотрим взаимоотношения разломов и антиклинальных ловушек. Исследования, выполненные в Московском институте нефти и газа им. И. М. Губкина, показали, что количество антиклиналей по мере приближения к зоне разлома закономерно возрастает. Это объясняется спецификой строения разломов. Будучи зонами дробления земной коры, они выражены в жестком фундаменте платформы многочисленными трещинами, ответвлениями, которые создают сочленяющиеся между собой мелкие блоки. Мелкоблоковая структура присуща всей зоне разлома шириной до 10–20 км. Если на платформенном этапе по разлому происходят подвижки, то в осадочном чехле над ним возникнет односторонний (флексурный) перегиб слоев, а мелкие блоки фундамента, также участвуя в движении, будут индуцировать процесс образования локальных поднятий. При этом этапы роста разломов обычно четко корреспондируются с периодами роста антиклинальных ловушек. Непосредственно в зоне разлома в 4–5 раз увеличивается площадь антиклиналей и их амплитуда, а это значит, что существенно возрастают емкостные возможности приразломных структур. Крупные локальные поднятия, обладая, как правило, ранним заложением и длительным формированием, характеризуются развитием более крупнозернистых пород в своде, что улучшает коллекторские свойства гранулярных коллекторов; лучшая степень выраженности таких ловушек проявляется в развитии более густой сети трещин в своде складки, что также способствует повышению емкостных свойств пород, в особенности карбонатных. Возникая на ранних стадиях формирования чехла, приразломные структуры могут быть ловушками уже в самом начале миграции углеводородов. Все это делает приразломные антиклинальные поднятия, обладающие длительным и унаследованным развитием, предпочтительными в отношении нефтегазоносности.

Другой важный фактор нефтегазонакопления — коллекторы, от вмещающих способностей которых во многом зависит количество накопленной в ловушке нефти или газа. Определенное влияние на коллекторские свойства горных пород в ряду других факторов оказывают и разломы. Главным образом это сводится к трещинообразованию. Вдоль разломов формируются крупные зоны повышенной трещиноватости, протягивающиеся на сотни километров при ширине в несколько километров. Зоны повышенной трещиноватости совпадают с положением разломов. В их пределах густота трещин увеличивается в 5–6 раз по сравнению с внеразломными территориями.

Влияние деятельности региональных разломов, приводящей к возникновению систем микро- и макротрещин, прослеживается не только на плотных карбонатных или сульфатных породах, но в ряде случаев и на песчано-глинистых образованиях. В естественно обнаженных районах Таджикистана установлено аномальное высокое сгущение трещин в зоне разрывов. Ширина зоны влияния разлома зависит от масштаба тектонического нарушения: для локальных нарушений она не превышает 60–70 м, а для региональных, например Вахшский разлом, — более 1,5 км. Возрастание густоты трещин в зонах некоторых разломов отмечено и для Западной Сибири. Так, в зоне Среднеобского разлома в отложениях юры и нижнего мела отмечено широкое развитие трещин отрыва, скалывания и скольжения. Иногда трещины заполнены песчаными материалами, что указывает на проявление разрывных движений в ходе осаждения осадков. В нефтегазоносных песчаниках число тектонических трещин на 1 м керна достигает иногда 10–15 ед. при ширине до 2–4 мм.

Естественно, что трещинообразование в зоне разломов возникает лишь в том случае, если по разлому происходят достаточно интенсивные подвижки. Процесс захватывает комплекс пород, который испытал на себе динамическую нагрузку в зоне разлома. Вместе с тем повышенная трещиноватость пород может быть следствием и других геологических факторов (геостатической нагрузки, планетарных напряжений, растворяющей деятельности подземных вод и т. д.).

Важную роль в процессах нефтегазонакопления в земной коре играет гидродинамический режим подземных вод, в значительной степени определяющий направление движения подземных вод и перемещения углеводородов в пластовых условиях. Контроль за перемещением подземных вод осуществляют области относительно высоких пластовых давлений (пьезомаксимумы) и относительно низких (пьезоминимумы). Их возникновение в гидрогеологическом бассейне объясняется рядом причин: наличием областей питания и разгрузки, выклиниванием региональных водоупоров, литологическими «окнами» и т. д. В ряду этих причин не последнее место занимает и деятельность разломов, подвижки по которым нарушают герметичность покрышек (непроницаемых пород, удерживающих скопления нефти и газа). Даже пластичные глины в зонах разломов за счет многочисленных трещин могут терять свои экранирующие свойства и начинать пропускать флюиды. Последние, стремясь вырваться вверх, проникают в расположенные выше гидрогеологические комплексы. В местах перетока и возникают пьезоминимумы. К ним из областей большего давления (пьезомаксимумов) устремляются подземные воды, активизируется таким образом движение флюидов по пластам. Разломы как бы подтягивают к себе подземные воды. Пьезоминимумы служат своеобразными окнами, через которые воды попадают в верхние пласты-коллекторы, минуя по трещинам покрышки. При движении воды по зонам проводящих разломов вследствие снижения давлений и температуры будет происходить выделение растворенных в воде углеводородов в отдельную фазу (жидкую или газообразную) и под верхней ненарушенной покрышкой могут формироваться залежи нефти и газа при прочих необходимых условиях. Если дренирующая система является полностью проводящей, то формирование месторождений не происходит за счет ухода углеводородов в атмосферу. Из этого следует сделать важный вывод: влияние региональных разломов на формирование скоплений нефти и газа может быть благоприятным и неблагоприятным и приводить к диаметрально противоположным результатам.

Накопление нефти и газа во многом зависит от миграции углеводородов. Существуют различные точки зрения на роль боковой и вертикальной миграции в этом процессе. Одни ученые ведущую роль при формировании залежей отводят боковой миграции, другие — вертикальной. Очевидно, такие крайние точки зрения не совсем справедливы, ибо вид миграции во многом будет диктоваться конкретными геологическими условиями. И боковая и вертикальная миграции есть проявление общего движения вод в артезианском бассейне и находятся в тесной взаимосвязи друг с другом. Однако, рассматривая влияние разломов на миграцию углеводородов, мы по существу сводим се к вертикальной миграции. Особую роль играют здесь проводящие разломы при наличии падежных регионально выдержанных покрышек. В этом случае возникновение вертикальной миграции практически целиком лежит на «совести» разлома.

Теперь, зная большое положительное влияние разломов на формирование месторождений нефти и газа, уже не приходится удивляться часто встречающейся в природе территориальной связи залежей углеводородов с разломами земной коры. Более того, изучив распространение запасов нефти и газа в зонах хорошо исследованных разломов, мы получим эмпирическим путем ширину той полосы в приразломной зоне, где накапливается максимальное количество нефти и газа. Обычно она не превышает 20 км, однако в верхних коллекторских пластах залежи углеводородов могут удаляться от зоны разлома на 40–60 км. Это не случайное явление. В зоне разлома происходит «ступенчатая» миграция углеводородов. Перетекая по нему в верхние комплексы осадочных пород, флюиды нефти и газа ступенчато приближаются к поверхности, удаляясь одновременно от зоны разломов. Поскольку в первую очередь из подземных вод в свободную фазу выделяется нефть, то ее залежи начинают скапливаться непосредственно у зоны разлома. Газ же более подвижен, он мигрирует по вышележащим комплексам, образуя залежи на некотором удалении от разлома. Такая схема несколько идеализирована, но в принципе правильно отражает существо явления. Разлом, таким образом, выполняет роль «сепаратора», отделяя из подземной воды флюиды нефти и газа.

Рассмотрение существа явления взаимосвязи месторождений углеводородов с разломами показывает, что она не случайна и объясняется определенным влиянием разломов на важнейшие геологические факторы, контролирующие процесс накопления залежей нефти и газа. Следовательно, разломы оказывают косвенное, опосредственное влияние на аккумуляцию углеводородов. Трактовка приуроченности скоплений углеводородов к разломам как неоспоримого факта в пользу неорганической гипотезы происхождения нефти ошибочна.

Углеводороды из фундамента

Известно, что большая часть площади континентов занята платформами — структурами литосферы, состоящими из фундамента и чехла. То, что залежи нефти и газа почти полностью сосредоточены в осадочном чехле платформ, по мнению «органиков», как нельзя лучше доказывает их биогенное происхождение. Однако есть немало примеров, когда залежи углеводородов находят и в трещиноватых метаморфических и магматических породах фундамента. Эти данные берут на вооружение «неорганики». Сторонники органического происхождения нефти обычно объясняют их миграцией углеводородов из пористых пород в трещиноватые зоны фундамента. В тех же случаях, когда вблизи зон осадочные отложения отсутствуют, предполагают, что раньше они были, нефть из них-де переместилась в трещиноватые зоны фундамента, а потом осадки были размыты последующими эрозионными процессами. Сомнительность подобных трактовок стала особенно очевидной после проводки ряда скважин по кристаллическим породам фундамента Волго-Уральского нефтегазоносного региона. Так, в скв. 2000, пробуренной на так называемом Татарском своде, в гранитных породах в интервале глубин 4700–5100 м был получен приток высокоминерализованных вод с газонасыщенностью 450 см³. В составе газов были обнаружены (в об. %): СН₄ — 45,4; С₂Н₆ — 0,51; С₃Н₈ — 0,09 и т. д. В скв. 20015 из гранитного фундамента на глубине 2325 м были получены углеводородные газы в следующем количестве (в об. %): СН₄ — 42,3; С₂Н₆ — 14,2; СаН₈— 16,4; С₄Н₁₀ — 9,19; С₅Н₁₂ — 9,33 [Дегазация Земли и геотектоника, 1985]. Факты, казалось бы труднообъяснимые с позиции органической концепции.

Между тем в течение последних 15 лет постепенно зрело и набирало силы по существу новое учение о ведущей и определяющей роли в формировании земной коры экзогенных, биогенных и метаморфических процессов. Основы этого учения были заложены трудами академика А. В. Сидоренко. Дальнейшее развитие оно получило в работах его учеников: Св. А. Сидоренко, В. А. Тенякова и др.

Как доказывают эти ученые, фундамент платформ, а если смотреть шире, то и весь «гранитный» слой континентальной коры в значительной степени сложен первично-осадочными метаморфическими породами с заметным, а иногда даже значительным содержанием биогенного свободного углерода. В свое время В. И. Вернадский называл «гранитный» слой коры метаморфизованным, переплавленным веществом геологически былых биосфер. Участвуя в длительной жизни первично-осадочных метаморфических комплексов, биогенный углерод трансформируется в углеводороды, а те участвуют в «углеводородном дыхании» первичноосадочных метаморфических толщ.

По А. Б. Ронову и А. А. Ярошевскому, более половины (51,5 %) «гранитного» слоя континентальной коры сложено первично-осадочными метаморфическими породами. Имеются весомые доказательства того, что такие, казалось бы типично магматические, породы, как граниты, могли произойти из обычных осадочных песчано-глинистых отложений под действием метаморфизма. Известны, например, четкие отпечатки раковин моллюсков в гранитных породах. Как считают те же исследователи, формирование значительной части магматической половины «гранитного» слоя также происходило за счет коренной перестройки более древних осадков. Исходя из этого, можно заключить, что осадочные чехлы всех континентов подстилаются магматическими и метаморфическими образованиями, которые накапливались в древних осадочных бассейнах и были обыкновенными осадочными породами.

По данным Св. А. Сидоренко и В. А. Тенякова, среди древних (докембрийских) первично-осадочных комплексов высокоуглеродистые породы содержатся в количестве 10 % и характеризуются в среднем содержанием свободного биогенного углерода до 3,3 %, а в некоторых случаях до 53,5 % (шунгитовые сланцы). Интересно, что такие сильно метаморфические породы, как гнейсы и гранулиты, содержат свободного биогенного углерода (соответственно) 0,06–18,3 и 0,08–1,2 %. Для обычных неуглеродистых пород докембрия содержание свободного органического углерода оценивается исследователями в 0,13 %.

Зная массу пород, слагающих «гранитный» слой коры, Св. А. Сидоренко и В. А. Теняков рассчитали содержание в нем углерода. Оказалось, что только в первично-осадочной метаморфической части «гранитного» слоя земной коры свободного биогенного углерода вдвое больше, чем в объеме всех осадочных образований, накопившихся на протяжении последних почти 600 млн лет: ~ 180×10²⁰ против 91×10²⁰ г. По мнению ученых, в первично-осадочных метаморфических комплексах «гранитного» слоя коры существует грандиозный по масштабам резервуар рассеянных углеводородов (11,3×10²⁰ г), что более чем в 300 раз превышает всю массу углеводородов, сконцентрированных в известных и потенциально вероятных месторождениях нефти и газа, — (0,01–0,03)×10²⁰ г.

Такой взгляд на фундамент платформ в корне меняет дело. Постепенное истечение углеводородов из первично-осадочных метаморфических комплексов фундамента по системам трещин и разломов могло и должно было внести существенный вклад в нефтегазоносность перекрывающих фундамент осадочных отложений. В этой связи наличие битумов и даже залежей нефти и газа в трещиноватых зонах фундамента не выглядит чем-то необычным. Тем более что какая-то часть углеводородов могла попасть в породы фундамента и за счет боковой миграции из примыкающих осадочных толщ чехла.

Итак, парированы два из наиболее «сильных» доводов «неоргаников», которые долгое время ставили в тупик сторонников органического происхождения нефти. Однако остались другие, не менее весомые аргументы. Чтобы дать на них ответ, необходимо воспользоваться достижениями геологической науки последних лет. Основные успехи геологии связаны с изучением дна Мирового океана. Именно там лежал ключ, с помощью которого удалось приоткрыть дверь на пути к некоторым геологическим истинам.

Новые данные со дна океана

Систематические исследования Мирового океана, проводимые в последнее 20-летие, дали очень много ценного и порой неожиданного материала. Не была обойдена и нефтегазовая геология. К таким важным открытиям, которые изменили традиционные представления геологов и способствовали прогрессу геологической мысли, в первую очередь следует отнести выявление глобальной рифтовой системы, закономерно и динамично увязывающейся с зонами Заварицкого — Беньофа; симметричное строение магнитного поля океанов и симметричное расположение относительно рифтовой долины разновозрастных участков океанического дна; наличие в структуре земной литосферы различных плит, динамически взаимодействующих друг с другом. Чтобы было понятнее дальнейшее изложение вопросов, связанных с происхождением нефти, необходимо, хотя бы вкратце, остановиться на достижениях морской геологии. Начнем с рифтовой долины океанов.

В начале 30-х годов текущего столетия немецким судном «Алтаир» была выявлена узкая расселина в центральной части Атлантического океана. Открытию тогда не придали должного значения. В 1946 г. на научно-исследовательских судах появляются особые эхолоты, позволяющие вести не точечные (дискретные) замеры глубины океанов, а непрерывную запись профиля дна вдоль всего маршрута судна. И ранее фрагментарные представления о рельефе океанического дна сложились в целостную гармоничную картину. На дне Мирового океана была обнаружена мощная система срединно-океанических хребтов, непрерывной цепью протянувшихся по дну всех океанов мира на расстояние более 70 тыс. км при ширине 1000–1500 км. Отдельные вершины поднимаются над океаническим дном на 3–4 км, иногда выступая над поверхностью океана, образуя острова и архипелаги. В центральной части хребтов имеется узкая и глубокая трещина — рифтовая долина. Глубина ее 3–4 км, ширина до 20 км. Рифтовая долина — горячий шов земной литосферы. Тепловой поток над ней в 3–5 раз выше среднего теплового потока океанического дна. В пределах долины много действующих вулканов.

Рифтовые долины океанов — это средоточие мелкофокусных землетрясений с гипоцентром в пределах верхних 70 км. Землетрясения случаются часто, но сравнительно небольшой силы, на их долю приходится лишь 5 % всей энергии, выделяемой при землетрясениях на земном шаре. Все это указывает на необычайную тектоническую активность рифтовых долин океанов. Анализ направлений динамических напряжений показал, что вдоль рифтовых долин происходит растяжение земной коры. В разрыв устремляется мантийное вещество Земли, стремясь «выплеснуться» наружу. Подпор глубинного вещества усиливает напряжение растяжения, способствуя дальнейшему разрыву океанической коры. На какое-то время внедрившаяся лава скрепляет стенки разрыва, но усилия недр приводят к возникновению новых трещин растяжения.

Если рифтовые долины занимают обычно срединное положение на океаническом дне, то по окраинам некоторых океанов (прежде всего Тихого) имеются не менее интересные структуры, о которых мы уже упоминали, — зоны Заварицкого — Беньофа. Так же как и рифтовые долины, они чрезвычайно активны в тектоническом отношении. С ними связаны глубокофокусные землетрясения с гипоцентрами глубже 100 км. Землетрясения мощные, катастрофические, на их долю приходится до 95 % всей энергии, выделяемой землетрясениями. В отличие от рифтовых долин эти зоны характеризуются сжимающими динамическими напряжениями. Если в рифтовых долинах края литосферы как бы расходятся, то в зонах Заварицкого — Беньофа происходит столкновение литосферных плит. Выявляется своеобразная динамическая система в структуре литосферы, которая сильно влияет на процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

Характер динамических процессов в океанической литосфере будет понятен после рассмотрения особенностей строения магнитного поля океанов. Оно принципиально отличается от континентального, поражая своим удивительным единообразием. Структура его представляет собой упорядоченную систему положительных и отрицательных линейных аномалий, ориентированных почти параллельно рифтовым долинам срединно-океанических хребтов. Сама долина — это некая осевая аномалия положительного или отрицательного знака. Однотипные магнитные аномалии располагаются приблизительно на одинаковом расстоянии от осевой аномалии и образуют так называемую билатеральную систему симметрии.

Такую же симметрию показывает и картина распределения осадков на океаническом дне. Самые молодые осадки вытянуты вдоль срединно-океанических хребтов. Рифтовая долина практически их лишена. Базальтовые породы, слагающие дно долины и имеющие совсем молодой возраст (5–10 тыс. лет), лишь слегка припорошены микроскопическими раковинками простейших животных, населяющих поверхностный слой океанических бассейнов. Чем дальше мы уходим от срединно-океанических хребтов, тем все более одревняется возраст осадочных пород океанического дна. У самого края континентов он достигает мелового и даже юрского возраста (100–150 млн лет). Более древних осадочных пород в составе океанической коры не обнаружено, тогда как на континентах возраст осадочных образований порой превышает 1 млрд лет.

Объяснение такому на первый взгляд необычному строению дна океанов можно дать, если допустить, что идет постоянное наращивание дна океанов в рифтовых долинах. Дно как бы раздвигается, растекается от осевой линии долины. Этот процесс получил название спрединга. На окраинах океанов происходит поглощение «лишних» участков коры, которая каким-то образом погружается в мантию и там переплавляется.

Изучение строения всей литосферы Земли с новых позиций показывает, что сделанное предположение не так уж фантастично. Оказалось, что вся литосфера состоит из нескольких жестких плит. Подчиняясь какому-то внутреннему механизму, они испытывают перемещения по поверхности земного шара, словно льдины, которые, сталкиваясь друг с другом, создают миниатюрные модели литосферных плит. Края плит взаимодействуют между собой: вдоль рифтовых долин плиты расходятся, в образовавшейся трещине формируется новая кора из мантийных базальтовых выплавлений; в зонах Заварицкого — Беньофа плиты сталкиваются и одна из них погружается в мантию Земли. Возникла чрезвычайно плодотворная идея, объясняющая геологическое развитие Земли и получившая название новой глобальной тектоники плит, или просто плитной тектоники.

Эта концепция позволила иначе рассматривать и некоторые вопросы нефтегазовой геологии.

Глобальная тектоника плит

В недрах нашей планеты происходят мощные и активные процессы дифференциации вещества, что является главнейшей причиной развития Земли в целом. На глубине 2900 км располагается ядро, в котором сконцентрирована примерно треть всей массы планеты. Рост ядра, начавшийся еще в догеологическую стадию развития Земли, т. е. 4,5 млрд и более лет назад, продолжается и поныне. Происходит это в результате выделения тяжелых фракций из мантийного материала и «стекания» их в ядро. При этом в низах мантии образуются огромные массы относительно разуплотненного вещества. Они к тому же сильно нагреты. Разогрев произошел, во-первых, за счет распада радиоактивных элементов; во-вторых, за счет самого процесса механической дифференциации вещества. По подсчетам О. Г. Сорохтина, образование ядра сопровождалось выделением 1,46×10³⁸ эрг энергии, тогда как радиоактивный распад за всю историю Земли дал не более 0,4×10³⁸ эрг.

Разуплотненные и горячие массы мантийного вещества, размеры которых не поддаются воображению, испытывают гравитационную неустойчивость и как более легкие образования тенденцию к всплыванию. На их место опускаются более тяжелые, еще не продифференцировавшиеся объемы мантийного вещества, и процесс повторяется вновь.

«Всплывающее» из недр мантии относительно легкое и горячее вещество образует восходящий поток. Медленно, в течение миллионов лет, он продвигается к подошве литосферы, неся с собой огромное количество энергии. По расчетам некоторых ученых, скорость восходящего мантийного потока составляет примерно 18 см в год. В этом случае, чтобы подняться потоку из низов мантии к подошве, потребуется 15–20 млн лет.

Достигнув подошвы литосферы, восходящий поток начинает растекаться под ней в разные стороны, вызывая в то же время поднятие, вспучивание самой литосферы. В своде огромных поднятий возникают провалы — грабены растяжения, которые и получили название рифтов. Края грабенов расходятся, давая выход глубинному горячему веществу, и в их зоне возникают вулканы. Со временем система грабенообразных рифтов увеличивается в своих размерах. Их росту способствуют растягивающие усилия, возникающие вдоль системы грабен — рифт за счет сил вязкого трения между глубинным потоком мантийного вещества и литосферой. Нечто подобное мы видим в наши дни в Восточной Африке, где внутренние силы Земли, «вспоров» континентальную кору, сформировали грандиозную систему континентальных рифтов, протянувшуюся от Сомалийского полуострова до нижнего течения реки Замбези на расстояние 8 тыс. км. В современном рельефе это узкие протяженные провалы, заполненные иногда водой (озера Рудольфа, Ньяса, Танганьика и др.). Современные приборы фиксируют здесь повышенный тепловой поток, мелкофокусные землетрясения, импульсивное раздвижение стенок грабенов. Вдоль них располагаются действующие африканские вулканы, вот уже несколько миллионов лет поставляющие на поверхность Земли базальтовую лаву. Этот пример не единичен: попытки разорвать земную кору внутренними силами Земли установлены в районе озера Байкал, вдоль реки Рио-Гранде.

В дальнейшем континентальные рифты получают выход к Мировому океану и становятся узкими межконтинентальными морями грабенообразного строения. Их дно слагается вновь образовавшимся базальтовым материалом, поступившим из земных недр. Классическим примером такого межконтинентального моря является Красное. Дно его рассечено мощной рифтовой зоной глубиной в 2 км. Придонные воды нагреты до 61 °C, тогда как температура остальной толщи моря не выше 22 °C. Несмотря на это, горячие придонные воды не поднимаются вверх. Их удерживает на глубине груз рудных минералов, вынесенных из недр планеты. Минерализация вод Красного моря не более 4 %, а в рифте — 27 %.

При наличии достаточного количества энергии в восходящем потоке глубинного вещества межконтинентальные моря испытывают дальнейший рост. В их осевую рифтовую зону внедряются новые порции легких базальтовых дифференциатов. Они оказывают давление на стенки рифтовой щели, раздвигая их и тем самым постепенно увеличивая площадь дна морского бассейна, который в конечном итоге преобразуется в океан. Понятно, что в этом случае по мере удаления от осевой рифтовой зоны океана возраст его дна будет одревняться.

Формирование океана — длительный процесс. Например, заложение Атлантического и Индийского океанов произошло в конце юры — начале мела, т. е. около 150 млн лет назад. А процесс спрединга до сих пор идет с неослабевающей силой. Вдоль рифтовых долин этих океанов замерены высокие значения теплового потока, фиксируются многочисленные мелкофокусные землетрясения, подводные и надводные извержения вулканов. Геофизики доказали существование под срединно-океаническими хребтами этих океанов огромных линз разуплотненной мантии — места скопления поступающего из недр горячего и разуплотненного материала нижней мантии.

Вероятно, более или менее одновременно в различных частях Земли возникает несколько океанических бассейнов, что и приводит к расчленению земной коры на несколько плит, испытывающих довольно активное горизонтальное перемещение в пространстве. Но если у всех новообразованных океанов дно как бы расширяется, расползается (спрединг) и образуется новая океаническая кора, то куда же деваются лишние части земной коры? Ведь формирование новых ее участков должно неизбежно вызвать какое-то перераспределение в пространстве уже существовавших частей верхней оболочки земного шара?

Исчезновение прежней коры осуществляется в зонах Заварицкого — Беньофа, которые называют зонами субдукции. Здесь сталкиваются плиты литосферы, одна из них погружается под другую, попадая в мантию. Обычно погружение испытывает океаническая плита, которая как бы подныривает под материковую. Этот процесс «засасывания» пластин земной коры в недра и получил название субдукции.

«Засасывание» литосферной плиты в мантию происходит не только под действием сжимающих усилий, основной причиной этого является движение мантийного вещества. Проследим дальнейший путь глубинного мантийного потока, который из низов мантии поднялся к подошве литосферы и стал растекаться под ней. Постепенно горячее вещество потока остывает, отдавая тепло и энергию более холодной литосфере, теряет былую легкость, уплотняется, становится тяжелее и начинает медленно спускаться в глубь Земли. Образуется нисходящий поток мантийного вещества. Совместно с восходящим он образует так называемую конвекционную ячейку. Вся мантия Земли состоит из подобных конвекционных ячеек. Их немного, как считают некоторые ученые (А. С. Монин, О. Г. Сорохтин и др.)всего две, но они-то и управляют, дирижируют движением всего ансамбля литосферных плит. В месте восходящей ветви конвекционного потока на поверхности планеты возникает рифтовая долина, а там, где сходятся растекающиеся по подошве литосферы потоки мантийного вещества, и образуется нисходящая ветвь конвекционной ячейки, формируется зона субдукции.

Итак, под многокилометровой толщей воды океаническое дно непрерывно перемещается от рифтовых зон к зонам субдукции. В результате дно океанов все время омолаживается, а его древние части исчезают в мантию Земли и переплавляются. Этим, в частности, можно объяснить, почему дно океана относительно молодо, хотя сам океан существует уже миллиарды лет.

В последнее десятилетие процесс зарождения и развития океанов путем спрединга подтверждается не только косвенными данными, полученными геофизическими приборами, но и визуальными наблюдениями акванавтов через иллюминаторы подводных аппаратов. Впервые это удалось сделать франко-американо-бельгийской экспедиции в 1973–1974 гг. Для обследования был выбран участок дна к юго-западу от Азорских островов, как раз в рифтовой долине Атлантического океана. Размеры полигона примерно 10×15 км, а глубина океана 2,5–3 км. В батискафе «Архимед» и подводных лодках «Альвин» и «Сиана» ученые спустились в самую «кухню», где изготовлялась океаническая кора. Они увидели застывшие каскады лавовых потоков, недавно действовавшие вулканические конусы, трещины— выводные каналы базальтовой лавы. Последующее изучение поднятых со дна океана образцов показало, что кора в рифте совсем молодая, не старше 10 тыс. лет.

Не менее смелая попытка проникнуть в тайны океана была осуществлена в 1980 г. советскими океанологами. В подводном аппарате «Пайсис» акванавты неоднократно опускались в рифтовую трещину Красного моря. Они увидели аналогичную картину: свежие лавовые потоки, трещины растяжения, горячие термальные источники.

Визуальные наблюдения свидетельствуют, что процесс спрединга — реальный, ныне активно протекающий механизм развития океанов. Так же реален и процесс субдукции. По окраинам океанов, в особенности Тихого и Индийского, давно уже выявлены глубоководные желоба, окаймляющие с внешней стороны островные дуги. На их внутреннем склоне широко развиты надвиги, опрокинутые изоклинальные складки, свидетельствовавшие о мощных сжимающих усилиях. Геофизические исследования зафиксировали здесь погружение океанической коры в сторону континента. Процесс погружения происходит, как считают, со средней скоростью до 5 см/год. Сопровождается это катастрофическими глубокофокусными землетрясениями, по очагам возникновения которых можно проследить продолжение плиты океанической коры под островными дугами. Попадая в мантию, относительно холодная кора плавится. Выплавляющееся более легкое, чем мантия, вещество поднимается вверх и, достигая поверхности Земли, образует вулканы. Поэтому-то в зоне столкновения плит так часты губительные землетрясения и разрушительные извержения вулканов.

В 1980 г. акванавты, исследовавшие рифтовую долину Атлантического океана, совершили 15 погружений в Эллинскую впадину Средиземного моря— глубоководный желоб, место столкновения Африканской и Европейской литосферных плит. Акванавты воочию убедились в реальности процесса субдукции. Усилия сжатия привели здесь к образованию характерных горстообразных структур, пластичная масса каменной соли, покрывающая дно моря, оказалась выжатой из своего горизонтального положения. Сжимающие усилия воздвигли из нее соляные стены высотой до 1,5 км.

Что же происходит дальше с океаном, после достижения им «совершеннолетия»? Это зависит от мощи и энергии глубинного потока. По мере того как исчерпываются энергетические ресурсы недр в данном месте, наступает стадия старения и отмирания океана. Где-то в других местах земного шара возникают новые океаны, раздвигающиеся там пластины коры теснят стареющие бассейны. На месте прежних рифтовых долин, по-видимому, возникают зоны субдукции, где кора частично переплавляется, частично преобразуется горизонтальным сжатием в горные хребты. Старый океан разделяется на изолированные моря, которые в дальнейшем высыхают и исчезают. В результате на месте бывшего океана появляется горная суша с континентальной корой, утолщенной за счет «гранитного» слоя.

В качестве примера такого исчезнувшего океана можно привести мощный Альпийско-Гималайский горный пояс, протянувшийся от Гибралтара до Малайского архипелага на расстояние в 16 тыс. км. Некогда здесь бушевал один из крупнейших в истории Земли океан Тетис, который напоминает теперь медленно пересыхающие внутриконтинентальные моря (Средиземное, Черное и др.).

Как видим, гипотеза глобальнойтектоники плит довольно логично объясняет происхождение и развитие океанических впадин на земном лике.

Дискуссия продолжается

Появление новых геологических данных, добытых со дна Мирового океана, и распространение новых мобилистских идей в геологии способствовали и дальнейшему развитию дискуссии между «органиками» и «неор-ганиками». Первыми, пожалуй, стали использовать эти материалы сторонники биогенного происхождения нефти. В самом начале 70-х годов появились работы советских ученых В. В. Федынского, О. Г. Сорохтина и С. А. Ушакова, которые объясняли образование углеводородов за счет высокого температурного воздействия на осадки с рассеянной органикой в зонах субдукций. Аналогичный механизм образования нефти примерно в то же время предложили американские исследователи X. Хедберг, У. Дикинсон и др.

Вскоре и «неорганики» воспользовались повыми достижениями геологической пауки. Академик АН УССР Г. Н. Доленко высказал идею о том, что основным производителем нефти является геосинклинальный процесс. Его же он связывал опять-таки с зонами субдукций. Но настоящее масло в огонь дискуссии подлили новые данные, показавшие реальность выделения из океанических рифтов газов, в составе которых были и углеводороды. Частично мы приводили такие данные, когда рассматривали процесс дегазации мантии. Дополним их.

В горячих ключах (грифонах), бьющих на дне Тихого океана в районе Восточно-Тихоокеанского поднятия с глубины 2,5 км, были отобраны и изучены пробы воды с растворенными газами. Оказалось, что в 1 г гидротермального флюида содержалось 20×10^-5 см³ водорода и 2×10^-5 см³ метана. Подобные явления были зафиксированы и в рифтовых долинах других океанов. На основе этих данных был рассчитан среднегодовой поток водорода и метана во всех рифтах срединноокеанических хребтов. По данным американских исследователей, он оказался равным 1,3-10⁹ м³/год для водорода и 1,6×10⁸ м³/год для метана. Было обнаружено также, что метан довольно широко распространен в растворенном состоянии в толще океанической воды. Так, в водах Атлантического океана и Мексиканского залива на глубинах от 50 до 200 м установлено 35–50 нл/л метана, что в 2 раза превышает равновесные с атмосферной концентрации. А иногда концентрация метана в морских водах достигала 5000 нл/л! Высказывалось даже предположение, что источником метана для атмосферы является океан.

В рифтовых впадинах Красного моря, в частности во впадине Атлантис-2 на глубине более 2 км, выявлено повышенное количество растворенных углеводородов: СН₄ — 2005 мл/л×10^-4, С₂Нв — 40,8, С₃Н₈ — 0,918, а также гелия — до 200 мг/л×10^-4. Сюда следует добавить и установленные величины содержания углеводородов в молодых базальтах океанического дна. В этих породах, добытых со склонов Срединно-Атлантического хребта, Курильских островов, острова Исландия, газовая составляющая характеризовалась примесью: Н₂ — 1–1,2 см³/кг, СН₄ — 0,025, С₂Н₆ — 0,012 см³/кг. В магматических породах Индоокеанского хребта содержится до 0,016 % хлороформенных и спиртобензольных битумов.

За рубежом придают большое значение установленному факту истечения метановых газов со дна океана. В США, например, уже несколько лет по линии Национальной академии наук ежегодно выделяется до 5 млн долл, на исследования по оценке ресурсов эндогенного метана.

Приведенные факты тут же были взяты на вооружение «неорганиками». Они, казалось бы, хорошо увязывались с рассмотренным выше представлением П. Н. Кропоткина, Б. М. Валяева и др. о газовом дыхании Земли. Однако не будем спешить с выводами. Отметим только, что изучение Мирового океана дало новую пищу для дискуссии по проблеме происхождения нефти. Но для правильной и объективной трактовки этих данных вернемся к представлениям В. В. Федынского, О. Г. Сорохтина и С. А. Ушакова, о которых упоминалось в самом начале настоящего раздела.

Нефтегазообразование по О. Г. Сорохтину

Мысль о возможности образования нефти в зонах субдукции наиболее полно и плодотворно разработана в трудах О. Г. Сорохтина, доктора физико-математических наук, руководителя отдела Института океанологии АН СССР.

По О. Г. Сорохтину, образование нефти объясняется возгонкой и термолизом биогенных веществ, затянутых вместе с океаническими осадками в зону субдукции, где происходит поддвиг океанической плиты литосферы под континентальную. Здесь необходимо пояснить, каким образом породы осадочного слоя океана могут быть затянуты в зону поддвига литосферных плит.

Вначале, когда гипотеза литосферных плит только завоевывала умы геологов, специалисты не задавались вопросом: а что происходит в зоне поддвига? Позднее противники этой концепции подметили: если бы происходил процесс поддвига, то в глубоководном желобе должна была образовываться целая «куча» осадков мощностью около 20 км. На самом деле этого не наблюдалось. Лишь в некоторых желобах мощность осадков измерялась 1–4 км, а у большинства она не превышала 1 км. Далее было установлено, что в пределах глубоководных желобов скорость осадконакопления высокая — несколько сантиметров за 1 тыс. лет. Значит, за несколько десятков миллионов лет любой желоб оказался бы буквально засыпанным осадками, даже без учета сгружения в него массы осадков, приносимых конвейером пододвигаемой плиты. В действительности глубоководные желоба в большинстве своем совершенно не заполнены осадками, хотя существуют многие десятки и даже сотни миллионов лет. Следовательно, должен действовать эффективный механизм удаления осадков с поверхности дна. Таким процессом, по мнению Л. И. Лобковского и О. Г. Сорохтина, является затягивание осадков в зону поддвига плит. «Механизм затягивания осадков в зону поддвига жестких плит, — пишут исследователи, — полностью аналогичен механизму попадания жидких смазочных масел в зазоры между трущимися жесткими деталями в различных технических устройствах и машинах» [Геофизика океана, 1979, с. 212].

Расчеты, выполненные этими учеными, показали, что в том случае, когда ширина зазора между плитами в 2–3 раза больше мощности осадочного слоя океанической коры перед зоной поддвига, то осадки будут проскальзывать в зазор и попадать в мантию. Если же ширина зазора будет меньше, то осадки станут выжиматься из зоны поддвига и приращиваться к противоположному от океана склону желоба. В этом случае будет происходить образование аккреционной призмы, или линзы. Она может увеличивать свои размеры, постепенно закрывать глубоководный желоб, который будет как бы отодвигаться в сторону открытого океана. Осадки, попавшие в зазор между движущимися плитами, подвергаются воздействию интенсивного сжатия, повышенного давления и прогрева, поэтому в них процессы диагенеза и катагенеза протекают значительно быстрее, чем в обычных условиях. Этот очень важный вывод пригодится нам в дальнейших рассуждениях.

Теоретические расчеты Л. И. Лобковского и О. Г. Сорохтина были подтверждены и геофизическими исследованиями. Сейсмический разрез, проведенный в начале 70-х годов вкрест простирания Курильского глубоководного желоба, доказал, что слой океанических осадков проходит под внешний край островной дуги. Это явление, по уже на примере подножия Малых Антильских островов, было подтверждено бурением в 1981 г.

Рис. 11. Схематический разрез континентальной окраины Малых Антильских островов

1 — мезозойское основание вулканической дуги; 2 — океаническая кора; 3 — субдукционный комплекс; 4– грязевые вулканы

Таким образом, в зоне поддвига может происходить проскальзывание осадочного слоя океанической коры в мантию Земли или же приращивание отдельных пакетов (чешуй) этого слоя к внутреннему склону желоба с образованием аккреционной призмы (рис. 11).

В океанических осадках, по данным О. К. Борцовского, только 5 % органического вещества составляют нефтеподобные соединения. В остальном биогенном веществе содержится 55–65 % органического углерода и около 4 % водорода, что в пересчете на состав нефтей дополнительно дает выход еще 25 % углеводородов. Следовательно, по расчетам О. Г. Сорохтина, потенциальная производительность биогенных веществ из океанических осадков может достигать 30 %. Надо учитывать, что над глубоководными желобами, прилегающими к островным дугам или окраинам континентов, толща океанической воды обладает аномально высокой биопродуктивностью. Это объясняется подъемом в этих местах холодных глубинных вод (апвеллинг), обогащенных планктоном, что привлекает сюда и других обитателей океана. Поэтому к зоне поддвига океанические осадочные породы подходят с содержанием органики порой до 30 %, тогда как среднее содержание органического вещества в осадках дна океанов не превышает 0,5 %.

Прежде чем попасть в зону поддвига, океанические осадки еще в условиях первичного залегания на дне проходят длительную стадию диагенеза в течение 100–150 млн лет. Одновременно происходит и некоторое преобразование органического вещества в сторону его «созревания» в микронефть. В зоне поддвига осадки с органическим веществом попадают в условия повышенного температурного режима. По расчетам О. Г. Сорохтина, трение между литосферными плитами приводит к выделению 500–700 кал на каждый грамм породы. За счет рассеивания получаемого при этом тепла океаническая кора в зоне поддвига может разогреваться примерно до 1000 °C. Однако во внешней части, непосредственно перед литосферным выступом, разогрев коры еще сравнительно невелик. Поэтому должен существовать участок, где создается весьма благоприятный температурный режим для термолиза и возгонки биогенных веществ, рассеянных в осадках пододвигаемой плиты. В зоне такого режима, с температурами 100–400 °C, осадки могут пребывать около 1–2 млн лет. Создаются природные условия, сопоставимые с искусственными, лабораторными, когда за короткий отрезок времени, но при сильном температурном воздействии из растительных и животных остатков получается нефть. Другими словами, в зонах поддвига возникают природные перегонные кубы, где в сравнительно короткое геологическое время происходит трансформация рассеянного органического вещества в нефть за счет жесткого температурного режима. В этом случае вовсе не требуется длительного и устойчивого прогибания пластов, чтобы попасть в главную зону нефтеобразования.

Океанические осадки, приходящие в зону поддвига, всегда насыщены поровыми и кристаллизационными водами, концентрация которых достигает нередко 50 %. При разогреве эти воды превращаются в термальные флюиды с температурой до 400 °C и давлением более 200 атм. Флюиды будут стремиться уйти из-под зоны поддвига в область меньшего давления. На своем пути они неизбежно начнут выжимать, растворять и выносить капельно-жидкую нефть. Вот тот мощный фактор выноса микронефти из материнской породы, которого так не хватало «органикам»! Именно перегретый водяной пар с избыточным давлением способен эффективно вытеснять рассеянную микронефть и осуществить процесс ее эмиграции. Интересно, что у разработчиков нефтяных месторождений существует аналогичный способ искусственного вытеснения нефти из продуктивного пласта за счет воздействия на него перегретым водяным паром.

Дальнейший ход рассуждений у О. Г. Сорохтина таков. Поднимающиеся по трещинам термальные воды с углеводородами (в свободном или растворенном состоянии) будут разгружаться в пределах литосферного выступа и в тылу островодужной системы с образованием залежей нефти. Мощь рассмотренного механизма нефтеобразования можно оценить простыми расчетами. Допустим, исходя из современных условий толщина океанического осадочного слоя с рассеянным органическим веществом составляет 0,5 км, средняя скорость поддвига литосферных плит будет 7 см/год, а длина всех активных зон поддвига — примерно 40 тыс. км. Тогда за 1 млрд лет под островные дуги и активные окраины континентов погрузилось бы около 2,8×10²⁴ г осадков. Если принять среднее содержание органического вещества в осадках 0,5 %, что явно занижено, то в зоны поддвига при нашем варианте погрузилось бы около 7×10²¹ г органического вещества. При 30 %-ном выходе углеводородов из этого количества органики могло бы образоваться 2×20²¹ г нефти, что более чем в 1 тыс. раз больше всех выявленных геологических запасов углеводородов. «Поэтому, — пишет О. Г. Сорохтин, — даже приняв коэффициент полезного действия описанного механизма образования нефти и газа равным 0,1 %, все же с его помощью можно объяснить происхождение многих месторождений этих горючих ископаемых, начиная от рассеянной «микронефти» и до гигантских» [Геофизика океана, 1979, с. 380].

В предлагаемом механизме формирования месторождений нефти и газа мобилизация и миграция рассеянных углеводородов происходят за счет активной «промывки» осадочных слоев термальными водами. Они вовлекают образовавшиеся углеводороды в общий глубинный водонефтяной поток, направленный в сторону уменьшения давления, т. е. в сторону от зоны поддвига. Избыточное давление термальных вод поддерживается за счет постоянной мобилизации и перегрева поровых вод океанических осадков, а также вод, освобождающихся при дегидратации океанической коры в зоне субдукции. По расчетам О. Г. Сорохтина [1984], за геологическую историю Земли через зоны субдукции профильтровалось 16 млрд км³ воды, что в 7 раз больше ее содержания в гидросфере и литосфере, вместе взятых. И этот постоянно действующий фильтрующий механизм вымывал, выносил в растворенном состоянии углеводороды.

По мере удаления от зон поддвига температура и давление термальных вод уменьшаются, в результате замедляется и скорость их фильтрации. Возникают условия, благоприятные для аккумуляции углеводородов. О. Г. Сорохтин оценивает расстояние аккумулятивной зоны от места образования первичной нефти исходя из известного в гидродинамике закона Дарси. По его мнению, за период времени в 100 млн лет нефть может мигрировать от места своего рождения в сторону прилегающих краевых частей платформ до несколько сот километров.

По О. Г. Сорохтину, следует различать два основных механизма поддвига, приводящих к образованию нефти. Первый механизм выражен пододвиганием океанической плиты под островные дуги или континенты (процесс субдукции), а второй — надвиганием островной дуги или края континента на пассивную окраину другого континента (процесс обдукции). По мнению исследователя, второй механизм более нефтеобилен по сравнению с первым. Дело в том, что пассивная окраина континента всегда имеет мощную линзу осадочных пород. Эта линза располагается у подножия континентального склона континента, ее мощность более 10–15 км. А если учесть, что по окраинам континентов биопродуктивность океанов существенно увеличена, то становится понятным высокое содержание в осадочной массе линзы органического вещества.

Под тяжестью литосферного выступа наползающей плиты углеводороды будут активно выжиматься из осадочной линзы и мигрировать в сторону окраины пододвигаемых континентальных платформ. Этим эффектом «горячего утюга» О. Г. Сорохтин объясняет формирование зон нефтегазонакопления Персидского залива и других частей земного шара.

Рассмотренный механизм образования нефти, предложенный О. Г. Сорохтиным и другими советскими и зарубежными учеными, дает возможность понять и объяснить ряд фактов, которые были труднообъяснимы с позиции классической органической концепции происхождения нефти.

Во-первых, становится понятным, почему в ряде мест земного шара образуются относительно огромные скопления углеводородов (Персидский залив, Венесуэла, Западная Канада и др.). Если исходить из общепринятого «органиками» механизма образования залежей за счет выделения растворенных углеводородов из пластовых вод при прохождении последних через антиклинальные ловушки, то для образования таких полюсов нефтегазонакопления потребовалась бы огромная нефтесборная площадь, чего в конкретных геологических условиях не наблюдается. Эту слабую сторону «органиков» подметил еще Н. А. Кудрявцев на примере месторождения Атабаска в Канаде.

Кроме того, исходя из классической органической концепции вымывание микронефти и перенос ее по пластам-коллекторам вплоть до ловушки осуществляются пластовыми водами. Нефть же переносится в растворенном состоянии. Растворимость нефти в воде — 0,002 %. Тонна нефти растворяется в 50 тыс. м³ воды. В земных недрах содержится, вероятно, не более 10¹² т нефти. Для ее транспортировки потребуется 5×10¹⁶ м³ воды, что в 5 раз больше объема всей подземной воды в осадочных породах земной коры [Нестеров, 1975] или в 3 раза больше объема Северного Ледовитого океана. Если рассчитать количество воды, потребное для формирования таким образом одного супергигантского нефтяного месторождения, то оно будет ориентировочно равно 10¹⁴–10¹⁵×м³ [Калинко, 1977], что значительно больше объема Баренцева моря. Другими словами, если бы вся нефть действительно транспортировалась бы пластовой водой в растворенном состоянии, то в земных недрах просто не хватило бы для этого воды. Теперь же это объясняется сравнительно легко и просто: органическое вещество, из которого образовалась нефть, длительное время поставлялось к зоне поддвига конвейером литосферных плит, а сама нефтесборная площадь в несколько раз могла превосходить современные нефтегазоносные бассейны. Огромное количество воды для выноса образовавшихся углеводородов из зон поддвига поставлялось процессами дегидратации погружающейся в мантию литосферной плиты, и, как мы уже знаем, по расчетам О. Г. Сорохтина [1984], за геологическую историю Земли гидросфера нашей планеты неоднократно профильтровывалась через зоны поддвига, вынося при этом углеводородные флюиды.

Предложенный механизм хорошо объясняет и очаговое образование углеводородов, которые возникают не везде, а только там, где существовали подходящие для этого геодинамические условия.

Во-вторых, отводится еще один из важнейших доводов «неоргаников» — присутствие углеводородных газов и даже жидкой нефти в вулканических выделениях. Это результат затягивания органики в мантию, ее термолиза и возгонки образовавшихся углеводородов термальными водами в верхние слои литосферы. При этом какая-то доля углеводородов неизбежно попадала в вулканические зоны и выделялась вместе с вулканическими газами (фумаролами) на поверхность Земли. В то же время вулканическая часть островной дуги, через которую углеводороды должны пройти от зоны субдукции к месту своего накопления, не является непреодолимым препятствием. Конечно, вулканические жерла поглощают какое-то, может быть и немалое, количество углеводородов, но вулканы с подводящими магматическими каналами не образуют сплошного заслона. Они расположены лишь в отдельных тектонических узлах, как правило на пересечении разломов. Между вулканами, доказывает О. Г. Сорохтин, всегда существуют «широкие окна с близкими к нормальным температурными условиями, через которые и может происходить миграция углеводородов» [Геофизика океана, 1979, с. 380].

В-третьих, что самое главное, предложенный механизм объясняет попадание в мантию Земли органического вещества. Не из мантии в земную кору идет поток углеводородов, а, наоборот, из коры в мантию поставляется органика и готовые углеводороды. Последние, конечно, в мантийных термобарических условиях испытывают деструкцию, расщепление на радикалы и даже на атомы углерода и водорода. Мантия, таким образом, насыщается углеродом биогенного происхождения!

Наконец, в-четвертых, предложенный механизм обосновывает возможность вытеснения микронефти из материнского пласта и сравнительно дальнюю в некоторых случаях миграцию нефти и газа из зон поддвига в краевые области смежных платформ.

Как видим, учение о литосферных плитах сыграло революционную, прогрессивную роль в дальнейшем развитии воззрений на происхождение нефти. Однако полностью объяснить многогранный процесс образования нефти с позиции предложенного механизма невозможно. О. Г. Сорохтин признает, что некоторые нефтегазоносные регионы не имеют прямой связи ни во времени, ни в пространстве с зонами поддвига. К ним относится, в частности, Западная Сибирь. Сюда же можно добавить Северное море, Атлантическое побережье Африки и Южной Америки и др. По-видимому, это только один из возможных механизмов образования нефти, хотя и очень важный. Кроме того, и сам предложенный механизм образования нефти в зоне поддвига еще до конца не разработан. Он имеет разночтения. Некоторые «неорганики», в частности Г. Н. Доленко, рассматривают зону субдукции как канал, по которому глубинные углеводороды неорганического происхождения могут проникать из мантии в верхние слои литосферы. По представлению Г. Н. Доленко, пододвигающаяся литосферная плита попадает в верхнюю мантию и возбуждает там различные геохимические процессы. В астеносфере происходит генерация углеводородов при взаимодействии летучих компонентов углекислоты и паров воды. В качестве катализатора выступает окись железа. Реакция протекает по схеме

Последующие геохимические реакции усложняли компонентный состав природной нефти. Одновременно с геохимическими процессами синтеза углеводородов в условиях астеносферы под действием геодинамических напряжений зарождались и развивались глубинные разломы, служившие проводящими каналами для нефти и газа из очагов астеносферы в пористые пласты осадочного слоя земной коры.

Хотя, как мы видим, механизм образования нефти и газа в зонах субдукций нуждается еще в совершенствовании, прогрессивность такого подхода к проблеме нефтегазообразования очевидна. Это дает новый импульс в развитии теоретической мысли в нефтегазовой геологии и имеет большое практическое значение.

О. Г. Сорохтин механизмом поддвига литосферных плит объясняет и образование алмазов. Поскольку «неорганики» традиционно используют наблюдаемые в природе битумные и нефтяные включения в алмазоносных трубках взрыва (диатремах) для подтверждения своих идей, рассмотрим предложенную О. Г. Сорохтиным концепцию формирования алмазов.

Алмазы — родственники нефти

Образование алмазов происходит в результате прорыва магмы из земных глубин на поверхность. Возникают огромные трещины, своеобразные каналы, по которым движется вверх огненно-жидкая магма, обогащенная углеродом. В условиях высоких температур (сотни градусов) и огромных давлений (до 4×10³ МПа) кристаллизуются алмазы. Поскольку путь магмы проходил через осадочные породы, то «органики» традиционно объясняли появление в трубках взрыва признаков нефти и газа их захватом из вмещающих трубку комплексов. Действительно, например, африканские алмазоносные трубки взрыва прорывают песчано-глинистые отложения (свита Кару) с прослоями углей и битуминозных образований — углей-торбанитов. Последние при нагревании способны выделять от 45 до 115 л из 1 т породы жидких горючих соединений. Можно предположить, что сильный разогрев пород при прорыве их алмазоносной магмой мог привести к образованию жидких нефтеподобных веществ, которые в виде включений остались в трубке взрыва. Известны случаи, когда из африканских диатрем доставали целые куски каменного угля, тоже попавшие туда в виде включений. Однако никому не приходит в голову объявить уголь неорганическим.

В Якутии трубками взрыва прорываются карбонатные породы, имеющие в своем составе углерод (доломиты, известняки, мергель). Во многих местах этого района в породах содержатся многочисленные нефте-проявления в виде капельно-жидкой нефти. С большой долей вероятности можно предположить, что и в этом случае нефте- и газопроявления — результат высаливания углеводородов из вмещающих пород и инфильтрации их в породы трубок взрыва.

Однако имеются факты, которые трудно объяснить внедрением углеводородов, из вмещающих пород. Вот некоторые из них, приводимые Н. С. Бескровным. В алмазах трубки «Мир» обнаружены легкие углероды. изотопный состав которых совпадает с битумами. Сами битумы из пород некоторых трубок взрыва по своему элементарному составу ближе к нефтям, чем битумы вмещающих карбонатных пород. Состав первых (в %): С — 87,42; Н — 9,98; O+N+S — 2,6; состав вторых (в %): С — 83,64; Н — 8,95; O+N + S — 7,41. Сравнение показывает, что битумы трубок взрыва обогащены углеродом и водородом более, чем битумы вмещающих пород, а следовательно, они более «зрелые», стоят ближе к настоящей нефти. В трубке «Айхал» выявлены включения битумов в кварцевых породах, образовавшихся в условиях гидротермальных жил. Количество включений в виде мелких шариков (0,01–0,1 мм) достигает почти 100 на 1 см². Шарики твердого битума последовательно окаймляются кварцем и халцедоном. По своему составу битумы относятся к асфальтам, источником которых, по заключению Е. А. Глебовской, могла быть метановая нефть. Групповой состав битумов (в %): углеводороды — 2,95; смолы бензольные–5,1; смолы спиртобензольные — 18,6; асфальтены — 72,6. В составе углеводородов присутствуют следующие соединения (в %): метано-нафтеновые (твердые) — 24,9; метано-нафтеновые (жидкие) — 66,3 и ароматические — 8,8.

Приведенные данные говорят о том, что, по крайней мере, в некоторых случаях образование алмазов и нефтяных битумов должно было бы протекать совместно. Но алмазы — продукт глубинной магмы, значит… Воздержимся от опрометчивого вывода и предоставим слово О. Г. Сорохтину.

В 1981 г. этот ученый выступил с оригинальной гипотезой образования алмазов. Он доказывает, что кимберлиты (породы, заполняющие трубку взрыва) не просто мантийные породы, а продукты взаимодействия мантийного вещества с затянутыми на большие глубины (превышающие 150–200 км) породами и осадками океанской коры. Алмазы, по его мнению, образуются благодаря декарбонатизации океанических карбонатных осадков и разложения углеводородов органического происхождения. Таким образом, насыщение углеродом мантии — это результат термокаталитического разложения морских карбонатных пород и углеводородов, затянутых в зону поддвига. Возможность такого пути образования алмазов обосновывали ученые-минералоги В. С. и Н. В. Соболевы.

О. Г. Сорохтин считает, что весь углерод в алмазах трубок взрыва поступает только из осадков: тяжелый изотоп — из карбонатов, легкий — из углеводородов. Выделение углерода протекает следующим образом.

Реакция декарбонатизации

Указанные реакции могут протекать на глубинах не менее 200–250 км. Это возможно при погружении океанической плиты под толстые континентальные плиты, образовавшиеся 1,5–1 млрд лет назад (древние платформы). Вынос алмазов на поверхность вместе с кимберлитовыми магмами мог происходить только при растяжении и расколе континентов, что происходило вдоль активных разломов. Сам кимберлитовый магматизм, по мнению О. Г. Сорохтина, возникает при смешивании чисто мантийной магмы с насыщенным водой и органикой веществом океанической коры, затянутым в зону поддвига.

Таким образом, алмазы в буквальном смысле пахнут нефтью, между ними существуют родственные связи, но совсем не такие, как представляется «неорганикам». Взаимоотношения алмазов и углеродов (по О. Г. Сорохтину) можно выразить так:

Если принять изложенную точку зрения, то все становится на свои места. Убирается еще один «сильный» довод «неоргаников».

Слово за рифтами

Как мы уже говорили, механизм образования углеводородов в зонах поддвига многое объясняет в современной органической концепции. Вместе с тем есть вопросы, которые остаются без ответа. Прежде всего, почему встречаются крупные по запасам нефтегазоносные регионы и вне зон поддвига? Что определяло там течение процессов образования углеводородов и формирование их в залежи?

В современной нефтегазовой геологии начинает проявляться еще одна тенденция, также связанная с идеей тектоники плит, — это взаимосвязь месторождений нефти и газа с рифтами земной коры.

Рифты — весьма своеобразные структуры коры. Сам термин «рифт», или «рифтовая долина», был введен в геологию английским геологом Дж. Грегори в 1894 г. для определения структур, которые он изучал в Восточной Африке (ныне Восточно-Африканская система рифтов). В переводе с английского «рифт» означает: порог, перекат реки; трещина, щель, ущелье; в глагольной форме — раскалывать, расщеплять. Рифтовой долиной Дж. Грегори назвал провал между двумя порогами в рельефе. Еще ранее в Германии для обозначения подобных структурных форм употребляли термин «грабен».

В настоящее время под рифтом (по Е. Е. Милановскому) понимается линейно-вытянутая полосовидная область очень высокого термического режима земных недр, в которой происходят подъем нагретого мантийного материала, его растекание в стороны в подошве коры и частичное проникновение в кору. В развитии рифта предусматривается образование сводового поднятия, в пределах которого растягивающие усилия приводят к разрыву коры и обрушению центральной части свода с образованием грабена. Процессу рифтообразования предшествует разогрев, «возбуждение» верхней мантии. Это находит отражение и в современном строении рифтов: утонение земной коры до 30–35 км; подъем астеносферы; резкое возрастание теплового потока над рифтом; молодой вулканизм; источники термальных вод; сейсмичность. Все это характеризует рифты как чрезвычайно активные структуры литосферы. По данным некоторых исследователей, в сравнительно небольшом объеме (до 6 %) осадочных образований, приходящихся на рифтовые бассейны, в них концентрируется более 15 % мировых запасов углеводородов [Гончаренко и др., 1984]. Это означает, что рифты характеризуются самой высокой концентрацией запасов углеводородов, приходящихся на единицу объема осадочного чехла. Нефтегазоносными регионами рифтогенного типа являются Северное море, Западная Сибирь, Суэцкий канал, Атлантическое побережье Африки и Южной Америки. Познакомимся кратко с особенностями залегания в их пределах залежей нефти и газа.

Северное море — это одна из богатейших нефтегазоносных провинций, в ее недрах уже выявлено более 7 млрд т углеводородов, а потенциальные ресурсы превышают 17 млрд т. В тектоническом отношении это крупная впадина, центральную часть которой рассекает мощная и разветвленная система рифтов. Процессы рифтогенеза начались в триасе (около 200 млн лет назад) и закончились в начале кайнозойской эры (примерно 50 млн лет назад). За этот период образовалась протяженная система грабенов, имеющая свое продолжение и на прилегающем Европейском континенте. Грабены заполнены в основном триасовыми, юрскими и меловыми отложениями. К этим-то комплексам, прежде всего к юрскому, и приурочены залежи углеводородов. Они залегают в приподнятых косых блоках, срезанных поверхностью верхнемелового несогласия.

Анализ пространственного распределения североморских месторождений нефти и газа показывает, что практически все они лежат в пределах рифтовой системы, осложняющей строение центральной части впадины. По мнению некоторых исследователей, образование этих рифтов связано с «несостоявшимся спредингом» Северного моря, сопряженным со спредингом Атлантического океана. Обращает на себя внимание тот факт, что при сравнительно небольшой нефтесборной площади этой провинции (660 тыс. км²) и малой мощности материнских пород (первые сотни метров) в ее пределах концентрируются крупные скопления углеводородов. Как считают исследователи, это результат более быстрого и полного «созревания» органики под действием повышенных температур недр этого региона. Североморская рифтовая система отличается наиболее высокими для всей Западной Европы значениями геотермических градиентов — до 34 °C/км, тогда как в стороне от рифтов градиент не превышает 27–28 °C/км. Анализ палеотемператур доказывает, что в начальные стадии формирования рифтов (триас — юра) геотермический градиент был не менее 50 °C/км [Гончаренко и др., 1984]. Следовательно, в таких условиях главная фаза нефтеобразования могла начаться значительно раньше, при погружении осадка на глубину 1–1,5 км вместо 2–3 км при обычных условиях. При дальнейшем погружении процессы преобразования органического вещества в микронефть происходили активнее, так как температура недр на глубине, скажем, 3–4 км составляла 150–200 вместо 100–150 °C.

Аномально высокий прогрев недр объясняется приближенным положением к подошве коры горячего астеносферного слоя и сравнительно высоким тепловым потоком в зонах рифтов. Последние выполняли роль газовой горелки, нагревающей в лабораторных условиях колбу с органическим веществом. И в том и в другом случае высокие температуры приводили к термокаталитическому преобразованию органики в жидкие и газообразные углеводороды.

Сходными геологическими условиями характеризуется и Западная Сибирь. В центральной ее части располагается разветвленная система рифтов (рис. 12), развитие которой происходило также на протяжении большей части мезозойской ары (триас, юра, мел). По данным В. С. Суркова, даже в настоящее время значения пластовых температур в зонах рифтов на 4 °C выше, чем на той же глубине, но в стороне от них.

Измерение геотермического градиента в зоне самого крупного в Западной Сибири Колтогоро-Уренгойского рифта показало, что в его пределах он колеблется от 35 до 40 °C/км, на удалении же от рифта снижается до 25–30 °C/км. К зонам рифтов Западной Сибири, и прежде всего Колтогоро-Уренгойского, приурочены месторождения нефти и газа, здесь увеличивается плотность запасов — количество углеводородов на единицу площади.

Суэцкий грабен (АРЕ) расположен на продолжении Красноморского рифта. Его размеры 300–330×50–90 км, т. е. очень маленькая площадь — всего 20 тыс. км². В то же время разведанные запасы нефти достигают почти 400 млн т. А это означает, что на 1 тыс. км² площади здесь приходится не менее 0,02 млн т нефти (по данным М. К. Калинко, 0,04 млн т/км²), в Северном море — 0,013 млн т. Суэцкий грабен — молодая структура коры. В своем развитии она прямо связана с Красным морем, также являющимся горячим расколом литосферы. Учитывая, что в пределах последнего температура донных осадков в ряде мест превышает 60 °C, можно допустить протекание процесса преобразования органического вещества в микронефть практически уже на поверхности морского дна.

Рис. 12. Система рифтов Западной Сибири

Рифты:

I — Колтогоро-Уренгойский;

II — Худосейский;

III — Худуттейский:

IV — Аганский;

V — Усть-Тымский;

VI — Чузикский;

VII — Ямальский.

Разведочные площади, на которых скважинами были вскрыты рифтовые образования:

1 — Саймовская;

2 — Иглская;

3 — Никольская;

4 — Локосовская;

5 — Федоровская

Подобных примеров можно привести много. Какой же вывод следует из изложенного? В геологическом развитии Земли наряду с мощным режимом субдукционных зон, способным создавать чрезвычайно благоприятные термобарические условия для преобразования рассеянного в морских донных осадках органического вещества в нефть, существует еще один благоприятный режим для подобных процессов — режим рифтов. Осадочные бассейны рифтового типа закладываются на начальной стадии раскола (деструкции) земной коры, как правило континентального типа. За сравнительно короткий отрезок времени (5–20 млн лет) возникает узкий грабенообразный прогиб, выполненный 4–7-километровой толщей осадков. На начальных стадиях осадконакопления в рифтах формируются обычные континентальные речные или озерные отложения с прослоями вулканических образований. Далее часто откладываются соленосные комплексы, появление которых связывают с выносом солей глубинными термальными водами.

В дальнейшем по мере роста рифта и преобразования его из внутриконтинентального в морской межконтинентальный рифт (типа Красного моря) в нем накапливаются нормальные морские обломочные и карбонатные отложения. В центральных частях рифтов, в условиях ограниченной циркуляции вод, обычно аккумулируются мощные глинистые толщи, обогащенные органикой (черные глины). В связи с быстрым захоронением и погружением на большие глубины они уже на рифтовой стадии способны реализовать свой нефтегазоматеринский потенциал. Этому в значительной степени способствует аномально высокий тепловой поток в рифтах и как результат этого высокая прогретость земных недр. Поэтому образование углеводородов происходит уже в молодых, неглубоко залегающих осадках. Причем даже озерные отложения, содержащие сравнительно небольшое количество органики, могут оказаться нефтегазопроизводящими. Об этом свидетельствуют многочисленные нефтегазопроявления в пределах современной внутриконтинентальной Восточно-Африканской системы рифтов. Отдельные рифты, заполненные водой, образуют систему озер, по берегам которых, например озера Альберт, известны выходы газа, высачивание легкой нефти, закированные песчаники. В грабене озера Киву в придонном слое воды обнаружено целое месторождение газа (СН₄ + СО₂) с запасами 72 млрд м³.

Первичная миграция (или эмиграция) нефти и газа в рифтовых структурах происходит за счет отжима поровых и связанных вод при уплотнении и разогреве осадков. Высокий прогрев недр рифта обусловливается приближенным положением к подошве литосферы мантийных масс с температурой выше 1200 °C. Высоконагретые флюидные потоки, идущие от мантии, Выступают как мощное средство извлечения «зрелых» нефтяных углеводородов из нефтематеринских пород и перемещения их в коллекторские толщи. Роль флюидных потоков становится очевидной после установления в рифтах Мирового океана горячих источников с температурой до 350 °C, несущих водород, углекислый газ, метан, сульфиды и гидроокислы металлов.

Следует подчеркнуть, что в процессе выноса углеводородов из материнских пород в данном случае важную роль будет играть углекислота, присутствие которой резко увеличивает растворение нефти в воде. Эмиграция микронефти происходит прежде всего в центральных наиболее погруженных частях рифта. Выделяющиеся при этом воды вместе с углеводородами перемещаются вдоль слоев осадочных пород от осей рифта к его флангам. Однако специфическое (щелевое) строение рифтов ограничивает передвижение по пласту углеводородов, что уменьшает их потери и обеспечивает пространственную близость залежей нефти и газа к зонам их генерации, т. е. к рифтам. Зоны нефтегазонакопления обычно приурочены к системе ступеней, осложняющей склоны рифтовых структур, и к крупным горстообразным выступам в осевой части рифтов. В пределах ступеней ловушки чаще всего возникают там, где ступени пересекаются поперечными разломами. Возникающая мозаичная система блоков и создает необходимые вместилища для нефти и газа. Надо помнить также, что рифты всегда ограничены разломами, имеющими длительную историю геологического развития. Благоприятное же влияние разломов на формирование зон нефтегазонакопления сравнительно подробно рассматривалось выше. Это в полной мере приложимо и к разломам, ограничивающим рифты.

Высокая нефтегазоносность рифтов породила даже оригинальную точку зрения на происхождение нефти и газа, высказанную геологом В. А. Левченко. По мнению ученого, пространственная приуроченность месторождений нефти и газа к рифтам и в особенности к местам их пересечения с поперечными разломами (тектонические узлы) не может быть удовлетворительно объяснена с точки зрения органического происхождения углеводородов, «поскольку нельзя объяснить, почему именно в таких сравнительно узких и линейно-вытянутых тектонических зонах и особенно на участках их взаимного пересечения могла бы наиболее интенсивно развиваться жизнь и скапливаться разновозрастная биогенная органика» [Нефтегазоносность Мирового океана, 1984, с. 263]. Ученый доказывает, что с позиции органической гипотезы нельзя понять причины поясного «распределения углеводородов на континентальных окраинах», большую обогащенность нефтью и газом «восточных окраин океанов по сравнению с западными» [Там же].

Образование нефти В. А. Левченко представляет себе как результат дегазации мантии Земли, что в значительной степени перекликается с представлениями П. Н. Кропоткина и Б. М. Валяева. Но если эти ученые допускают эманацию углеводородов непосредственно из мантии, то В. А. Левченко считает, что из мантии вначале выделяется атомарный водород. Причем выделение его происходит именно в рифтовых зонах. Причину дегазации мантии В. А. Левченко видит в процессе пульсационного развития расширяющейся Земли. Далее атомарный водород по разломам поднимается до контакта с метаморфическими толщами фундамента платформ, где, реагируя с органическим углеродом, и образует- углеводороды. Дальнейшая миграция углеводородов, прежде всего вертикальная, приводит к накоплению их в залежи, но в близости от рифтовых зон земной коры. В. А. Левченко, таким образом, выдвигает смешанную гипотезу — органо-неорганическую, поскольку, по его представлению, углерод — органического происхождения, а водород — неорганический продукт мантии.

Идея гидрогенизации органического вещества глубинным водородом в последнее время сравнительно широко используется геологами при решении вопроса о происхождении нефти. Мы уже упоминали этот механизм образования углеводородов при рассмотрении нефтегазоносности кольцевых структур земной коры. К аналогичным выводам приходит группа грозненских геологов-нефтяников: М. Н. Смирнова, В. М. Бражник, В. В. Малышева. Исследованияпоследних лет показывают, что в рифтовых зонах океанов действительно наблюдается существенное истечение водорода. Так, в рифте острова Исландия вынос водорода 1 тыс. м³/сут. В кимберлитовой трубке «Удачная», в скв. 42, дебит водорода достигал 100 тыс. м³/сут. По мнению некоторых специалистов, водород становится ценным

компонентом для промышленного извлечения. Если фоновое содержание водорода не превышает 50 мл/л, то аномальное достигает 1500 мл/л и выше. Наиболее мощные водородные аномалии связаны как раз с океаническими и континентальными рифтами, поэтому роль водорода в процессе нефтегазообразования может быть действительно важной. Ведь в лабораторных условиях процесс гидрогенизации углерода давно изучен, а в последние годы на этой основе даже организовано промышленное получение синтетической нефти из каменного угля. У нас в стране для этого используются низкосортные бурые угли Канско-Ачинского бассейна. В заводских установках из него приготовляется специальная паста, которая и насыщается водородом — гидрогенизируется. При строго определенном технологическом режиме уголь превращается в жидкое топливо. Синтезированную нефть перерабатывают, как обычную, на нефтеперерабатывающем заводе и получают бензин с более высоким октановым числом, чем у привычного «нефтяного» бензина.

Таким образом, идея гидрогенизации органического углерода глубинным водородом находит в наши дни промышленное подтверждение. Но идет ли этот процесс в природных условиях? Мощное поступление водорода из недр в литосферу, гидросферу и атмосферу Земли обнаружено сравнительно недавно, и масштабы его взаимодействия с органическим углеродом еще не ясны. Это явление требует всестороннего и глубокого изучения. Тем не менее известно, что органическое вещество, рассеянное в осадочной породе, содержит углерода 66–88 %, а водорода — всего 4–7 %. Следовательно, количество образовавшихся углеводородов неизбежно будет лимитироваться количеством водорода, содержащегося в органическом веществе, при исчерпании водородных ресурсов должны исчерпаться и нефтегазогенерирующие возможности породы. Поступление дополнительных порций водорода приведет к увеличению количества производимых углеводородов. Некоторые ученые считают, что в недрах нашей планеты имеется практически неисчерпаемый источник водорода. Так, В. Н. Ларин доказывает изначально гидритный состав Земли. По его мнению, внутреннее ядро земного шара сложено гидритами металлов (т. е. соединениями металлов с водородом), внешнее ядро — металлами с растворенным в них водородом, нижняя мантия — сплавами на основе кремния, магния и железа, средняя, верхняя мантия и кора — силикатами и окислами. Таким образом, дегазация внутренних зон планеты поставляет в ее верхние горизонты, и прежде всего в земную кору, тот недостающий водород, который увеличивает производство углеводородов из органического углерода. Наиболее активен и мощен водородный поток в рифтовых зонах, потому-то В. А. Левченко и связывает с ними процессы нефте-газообразования в земной коре.

Вместе с тем существуют иные представления об источнике водорода. Так, ученые Института океанологии АН СССР А. А. Геодекян и др. [1980] считают, что водород в необходимых количествах для нефтегазообразования мог продуцироваться и в осадочном слое коры. По их мнению, в рифтовых зонах океанов не происходит такого мощного истечения водорода из глубоких подкоровых недр, по крайней мере, в виде регионально действующего потока, которое так необходимо для реализации идеи В. А. Левченко.

Развивая свою гипотезу, В. А. Левченко вынужден прийти к выводу о невозможности образования углеводородов в зонах поддвига литосферных плит, так как, по его мнению, на современных активных окраинах Мирового океана выявлено сравнительно мало залежей нефти и газа. При этом автор забывает, что в современных зонах поддвига процесс образовании углеводородов, согласно механизму О. Г. Сорохтина, еще не закончился, он протекает на наших глазах. Современные зоны поддвига значительно моложе современных пассивных окраин континентов. Ведь образование океанов начиналось именно с возникновения систем рифтов, которые в дальнейшем и преобразовались в пассивные окраины, тогда как появление зон поддвига происходило уже позже, когда океан начал стареть. У современных молодых океанов зоны субдукции отсутствуют (Северный Ледовитый океан) или имеются в ограниченном количестве (Атлантический, Индийский океаны). Широко развиты — они у стареющих океанов (Тихий океан). Поэтому, чтобы правильно оценить масштабы нефтегазообразования в зонах поддвига, необходимо учитывать не только современные, но и палеозоны субдукций. В этом случае, как было показано выше, запасы нефти и газа в зонах активных окраин континентов (современных и древних) намного превышают таковые в зонах современных и древних рифтов.

Что касается возможности расширения Земли, необходимой для гипотезы В. А. Левченко, то против этого есть существенные возражения, выдвигаемые А. С. Мониным и О. Г. Сорохтиным. По их мнению, расширение Земли возможно либо в случае ее разогрева и фазового перехода земного вещества из твердого в жидкое состояние, либо в случае уменьшения гравитационной постоянной и разуплотнения материала нашей планеты. В первом варианте для увеличения радиуса Земли в 1,5–1,7 раза нужно полностью расплавить и частично испарить вещество Земли. Во втором варианте необходимо, чтобы гравитационная постоянная уменьшилась в 13–15 раз на протяжении последних 250 млн лет. Это означало бы, что в палеозое ускорение силы тяжести превысило бы современное в 40–45 раз. Тогда бы все позвоночные животные оказались раздавленными собственным весом, существовать могли бы только некоторые насекомые. Высота гор и глубина впадин не превышали бы 200–300 м, т. е. на Земле не было бы и самой суши. Как считают А. С. Монин и О. Г. Сорохтин, изменение гравитационной постоянной оказало бы влияние и на Луну и на Солнце. При этом в палеозойскую эру наш естественный спутник оказался бы в 13–15 раз ближе к Земле и разрушился бы приливными силами. Да и сам земной шар в 13–15 раз оказался бы ближе к Солнцу, при этом светимость последнего увеличилась бы в 30–50 тыс. раз, а величина солнечного потока возросла бы в 5–10 млн раз. В таких условиях Земля и все планеты Солнечной системы неизбежно бы испарились, а Солнце под влиянием коллапса превратилось бы в черную дыру. Как видим, расчеты этих ученых показывают невероятность процесса существенного расширения Земли, который, если бы существовал, привел к всеобщей катастрофе на нашей планете.

Наконец, при создании своей гипотезы В. А. Левченко совершенно игнорирует ту массу фактов, показывающих единство живых организмов, рассеянного органического вещества и нефти, которая была приведена нами ранее.

Курковый эффект температуры

Рассматривая нефтегазообразование в трактовке Н. Б. Вассоевича, О. Г. Сорохтина, А. А. Трофимука или других геологов-нефтяников, можно подметить один общий факт, который используют ученые, — необходимость сравнительно высоких температурных условий для начала и активного протекания процессов-образования углеводородов из рассеянного органического вещества. Н. Б. Вассоевич, как говорилось, ввел даже специальный термин «главная зона нефтеобразования», подчеркивая тем самым, что, только попав в определенные (прежде всего температурные) условия, рассеянная органика способна трансформироваться в нефть. Как отмечают А. А. Геодекян и др. [1980, с. 16], «не вызывает сомнения, что главным фактором преобразования ОВ является температура. Как установлено на разнообразных примерах при прочих равных условиях в областях с геотермическим градиентом 2 °C/100 м, катагенез ОВ происходит примерно в два раза медленнее (на вдвое больших глубинах), чем в областях с геотермическим градиентом 4 °C/100 м». Эта же мысль находит отражение и в трудах многих, других геологов-нефтяников. Так, А. А. и Э. А. Бакировы, пишут, что «во многих нефтегазоносных областях геотермические условия являются одним из решающих факторов формирования вертикальной (глубинной) и площадной регионально-геоструктурной зональности размещения скоплений углеводородов, а также изменения их физических свойств в пространстве и разрезе» [Бакиров и др., 1982, с. 227]. Причем для образования нефтяных углеводородов требуются более высокие температуры и давления, чем для образования газообразных углеводородов. Для подтверждения этого можно привести много примеров. Вот один из них.

Продуктивные битуминозные отложения неогенового возраста (мэотис), залегающие в северо-западной части Болгарии на глубине 200–400 м, производят газ, а на территории Румынии этот же комплекс, но погруженный на глубину более 1000 м, генерирует уже нефть [Калинко, 1977].

В то же время целый ряд фактов свидетельствует о том, что нефтеобразование может начинаться чуть ли не в приповерхностном слое осадков. Впервые это обнаружили советские геохимики в 1948 г. при изучении современных осадков в лагунах, лиманах и морских заливах Таманского полуострова. В 1952 г. аналогичные сведения о наличии нефтяных углеводородов в современных осадках Мексиканского залива были опубликованы американскими специалистами. С развитием морского бурения эти факты стали более многочисленны. В Норвежском море миграционно-активные нефтяные битумы обнаружены в интервале глубин 200–420 м. В Красном море в алеврито-карбонатном иле в интервале глубин от 52 до 65 км от поверхности дна (при глубине моря 1550 м) были выявлены пленки нефтеподобного вещества. В экстракте этого вещества содержалось (в %): С — 82,7; Н — 10,1; O + N + S — 7,2 [Вебер, 1983]. По мнению ученых, эти пленки образовались в результате превращения органического вещества вмещающих осадков. На поднятии Шатского в Тихом океане на глубине 4 м от поверхности дна в осадках обнаружено 0,01 % жидких углеводородов при общем содержании битума около 0,02 %; в Средиземном море около острова Сардиния на глубине 362 м от поверхности дна (при глубине моря 2870 м) установлено 0,003 % жидких углеводородов [Калинко, 1977]. Во всех случаях осадки морского дна находились в зоне сравнительно высокого теплового потока. Значит, для начала процесса нефтеобразования главное не глубина погружения осадка, а достаточная прогретость недр, что хорошо иллюстрируется выведенной Е. Н. Тиратсу зависимостью между глубиной расположения зон нефте- и газообразования и геотермическим градиентом (рис. 13). На приведенного графика видно, что при температурах до 65 °C из органического вещества генерируется лишь углеводородный газ, в интервале температур 65– 149 °C — нефть, а при более высоких температурах — опять-таки газ (термический газ по Е. Н. Тиратсу). При этом зона нефтеобразования может залегать на различной глубине от нескольких метров (при геотермическом градиенте 7–9 °C/100 м) до многих сотен метров при уменьшении градиента до 1–2 °C/100 м. С чем же это связано? Почему такую важную роль в процессе нефтеобразования играет температура?

Рис. 13. Глубины расположения зон нефте- и газообразования в зависимости от величины геотермического градиента [Калинко, 1977]

Дело в том, что преобразование органического вещества — это процессы диссоциации различных соединений; кислот, восков, спиртов, эфиров, стеаринов, терпенов, меланоидов и т. д. Все эти процессы протекают с разрывом химических связей, в первую очередь между углеродом и гетероатомами (кислородом, азотом, серой). В то же время разрывы химических связей могут происходить при значительных затратах энергии. М. К. Калинко приводит такие данные по энергии разрыва в газообразных молекулах и радикалах органических веществ: для разрыва связи С — С необходимо затратить 70–100 ккал/моль; С — Н — также 70—100; С — О — 70—200; C — N — 60—200; C— S — 70–100 ккал/моль. Для протекания таких процессов, но в жидкостях энергия разрыва существенно увеличивается. Правда, она может снижаться при участии катализаторов. Приведенные факты свидетельствуют о чрезвычайной важности температурного фактора в процессе нефтеобразования.

Развивая эту мысль, М. К. Калинко показал, что процесс преобразования органического вещества контролируется «не только и не столько температурой, сколько тепловым режимом — количеством тепла, поступающего в единицу времени. В условиях недр это и есть плотность теплового потока, которая, следовательно, и должна контролировать процессы преобразования ОВ» [Калинко, 1977, с. 174]. По данным ученого, процесс преобразования органического вещества становится еще более энергоемким, если он протекает не в рыхлом осадке на дне водоема, а в уплотненной, литофицированной породе. В последнем случае при недостаточности теплового воздействия материнская порода будет характеризоваться лишь «точечной битуминозностью».

По мнению М. К. Калинко, наиболее благоприятная ситуация для нефтеобразования возникает тогда, когда уже на ранних стадиях диагенеза осадки с рассеянным органическим веществом попадают в зону температур, достаточных для развития явлений деструкции органики. В такой ситуации процессы нефтегазообразования развиваются быстро и сравнительно полно. При этом за относительно короткий отрезок геологического времени (несколько миллионов лет) могут сформироваться крупные залежи нефти и газа, как это имело место в Яванском, Мексиканском и других нефтегазоносных регионах.

На примере же Красного моря имеется возможность проследить степень созревания органики в зависимости от величины геотермического градиента. Ученые Института океанологии АН СССР провели исследования содержания углеводородных газов в придонном слое воды в трех впадинах морского дна: Атлантис-2, Дискавери и Сагар, различающихся своими геотермическими режимами.

Во впадине Атлантис-2, где температура придонной воды 62 °C, в придонном рассоле обнаружены углеводородные газы на уровне максимальном для морской воды (в 10^-4 мл/л): СН₄ — 2005; С₂Н₆— 40,8, С₃Н₈ — 0,91. Во впадине Дискавери температура придонных вод составляет 45 °C, здесь также были выявлены газы, но в значительно меньшем количестве: СН₄ — 219; С₂Н₈ — 2,11; С₃Н₈ — 0. Впадина Сагар характеризуется температурой придонных вод 22 °C, соответственно уменьшается и концентрация газов: СН₄ — 28,6; С₂Н₈ — слабые признаки; С₃Н₈ — 0. Приведенные факты как нельзя лучше свидетельствуют о тесной зависимости степени созревания органики и отгонки из нее углеводородных соединений от изменения температурного режима земных недр.

К интересным выводам пришли ученые ИГиРГИ И. И. Амосов, Н. П. Гречишников и В. И. Горшков — специалисты в области исследования палеотемпературных условий нефтегазоносных толщ. Но вначале несколько слов о том, как установить температуру пород в прошедшие геологические эпохи. Для этого используют углистое вещество — витринит, содержащееся практически во всех осадочных породах типа песчаника, глины. В зависимости от максимального значения температуры, которую испытывал витринит, он приобретает различную отражательную способность. Чем выше температура, в которую попал витринит, тем больше его отражательная способность. Разработана специальная шкала, увязывающая эти два параметра.

Анализ размещения начальных промышленных геологических запасов нефти в неогеновых отложениях Северного Сахалина, в мезозойских пластах Западной Сибири, Восточного Предкавказья и Мангышлака, в породах палеозоя Волго-Уральской области, юго-востока Восточно-Европейской платформы, Днепрово-Донецкой и Припятской впадин позволил указанным ученым установить палеотемпературный интервал распределения запасов. Оказалось, что главные запасы нефти размещаются в областях, характеризующихся палеотемпературами от 75 до 175 °C; максимуму запасов соответствует отражательная способность витринита в 75 ед., или палеотемпература 120 °C (рис. 14).

Рис. 14. Палеотемпературная зональность распределения запасов нефти

Максимум запасов приходится на интервал палеотемператур от 100 до 150 °C

Имеющийся опыт нефтегазопоисковых работ свидетельствует, что для формирования зон максимальных концентраций запасов нефти или газа при прочих равных условиях наиболее благоприятны те области нефтегазоносной провинции, которые в течение рассматриваемого геологического отрезка времени обладали сравнительно более высокими параметрами палеогеотермического градиента и повышенным тепловым потоком Земли.

Температурные условия недр, таким образом, выполняют роль своеобразного механизма — курка, запускающего и активизирующего процесс преобразования рассеянного органического вещества в нефть. Температура, утверждают А. А. Трофимук и его коллеги [1984], является важнейшим фактором образования и последовательного превращения углеводородов. Поэтому глубинная зональность нефтегазообразования и пространственное положение главных зон нефте- и газообразования в бассейне определяются в первую очередь температурным режимом. Наблюдаемые различия в глубинной зональности нефтегазообразования ученые связывают с резкими колебаниями значений геотермического градиента, т. е. с различной степенью прогретости недр. По современным наблюдениям, даже без учета вулканических областей геотермический градиент меняется от 0,6 до 10 °C/100 м, т. е. в 17 раз. Подобные различия существовали, очевидно, и в прошедшие эпохи, что и сказалось на глубинной зональности нефтегазообразования.

По мнению большинства ученых, необходимые термобарические условия могут возникать только при погружении осадков на определенную глубину. В противном случае потенциально нефтегазоносные комплексы могут не использовать своих нефтегазопроизводящих возможностей, вследствие чего в таких областях скопление углеводородов будет практически отсутствовать. Так, А. А. Трофимук и др. [1984] приводят такие данные. Главная фаза нефтеобразования осуществлялась на древних платформах в зоне глубин 1,5–2,5 км, на молодых — 2–3, в краевых сильно погруженных системах платформ — 2–4, в наиболее погруженных краевых впадинах платформ с мощными соленакоплениями — 2,5–6, в молодых (альпийских) передовых прогибах — 3–6 км. Главная (глубинная) фаза газообразования в том же ряду бассейнов происходила на глубинах 4–6, 4–8 и 6–9 км. Это означает, что, чем моложе структура, тем на большую глубину надо погрузиться материнским породам, чтобы продуцировать углеводороды. На древних платформах этому помогало время, поэтому там глубина погружения была гораздо меньше, чем на более молодых платформах. Согласно же механизму образования нефти в зонах поддвига литосферных плит и зонах рифтов, реализация нефтегазового потенциала осадочных толщ может начаться там значительно раньше, при гораздо меньших глубинах их погружения в недра Земли. Что касается зон столкновения литосферных плит, то там механизм прогрева осадочных толщ достаточно хорошо обоснован О. Г. Сорохтиным, о чем говорилось выше Почему же такой эффект возникает в рифтах?

По мнению профессора МГУ Б. А. Соколова, аномально высокий прогрев осадочных толщ с рассеянной органикой, которые заполняют рифтовые прогибы земной коры, происходит вследствие двух причин. Первая выражается в проявлении зон тектонических нарушений, ограничивающих рифт и возникающих в результате растяжения коры. Вторая причина — поднимающиеся из мантии и нижних частей осадочных толщ сильно нагретые потоки, состоящие из воды, водорода, гелия, углекислого газа, метана и некоторых других компонентов. Этот поток с температурой в несколько сот градусов, перемещаясь по зонам тектонического дробления коры (разломам), и прогревает осадочные породы, способствуя более быстрому и полному «созреванию» органического вещества. «Одновременно, — как отмечает в своей статье исследователь, — он растворяет образующиеся в толще жидкие и газовые углеводороды, извлекая их из материнских пород, и перемещает в коллекторские горизонты и ловушки». По мнению ученого, для образования нефти необходимо сочетание трех основных условий («генетический код»): накопление осадочных пород в условиях растяжения коры, значительная мощность осадков и интенсивный прогрев их восходящим газожидким потоком. Такие условия возникают только в рифтах и зонах глубинных разломов, с которыми он и связывает основные нефтегазоносные регионы нашей планеты [Соколов, 1985].

Мысль, высказываемая Б. А. Соколовым, весьма интересна и перспективна. Однако не следует забывать и тот мощный механизм образования углеводородов в зонах столкновения литосферных плит, который обосновывается О. Г. Сорохтиным и другими советскими и зарубежными специалистами. В противном случае подход к проблеме происхождения нефти будет однобоким и не отразит многообразия природных геологических ситуаций.

Завершая рассмотрение роли высоких температур в процессе нефтегазообразования, необходимо отметить значительность этого фактора еще и потому, что он резко активизирует переход органических соединений, в том числе и битумоидов, в растворенное состояние.

Активизация особенно повышается при температурах более 150 °C. По расчетам ученых, в подошве земной коры (на глубине порядка 35 км) вода может растворять в себе до 8–10 об.% нефти. При температурах 320–340 °C и давлениях 2–2,5 МПа, что соответствует термобарическим условиям верхней мантии, растворяющая способность воды по отношению к нефти возрастает вдвое. Она резко повышается при увеличении минерализации и двуокиси углерода. Это означает, что в областях аномально высоких температур вода приобретает свойства растворителя нефти, существенно ускоряя и облегчая вымывание нефти из пласта и перенос ее на значительные расстояния.

Океанообразование и генезис углеводородов

Ярко выраженной тенденцией современной геологии является осмысление геологической истории Земли, закономерностей формирования и размещения месторождений полезных ископаемых через эволюцию океанов и континентов. Заложение океанических впадин происходит путем разрушения (деструкции) континентальной коры, а по мере того, как океан развивается, он вновь трансформируется в континент. В природе, таким образом, существует тектонический круговорот континент — океан — континент, подобно хорошо изученным природным круговоротам воды и углерода. Цепочка геологических событий, приводящих к заложению, развитию, старению океана и его переходу в континент, рассмотрена несколько ранее. В обобщенном виде она представлена на рис. 15. Но какое это имеет отношение к происхождению нефти? Оказывается, самое прямое.

В приводимой цепочке геологических событий следует выделить две стадии: рифтогенную и субдукционную. Ведь именно эти два механизма, характеризующие океанический этап развития литосферы, как мы видели, во многом определяют течение процессов нефтегазообразования в земной коре. Появляется, таким образом, возможность увязать процесс образования углеводородов с более глобальным процессом развития литосферы через океанообразование. Подобная попытка предпринималась и ранее И. П. Жабревым, М. К. Калинко, А. А. Ковалевым. На рис. 15 образование нефти и газа прослежено по всем стадиям полного цикла развития литосферы. Качественные масштабы генерации углеводородов показаны штриховкой: чем интенсивнее идет процесс, тем гуще штриховка. Рассмотрим последовательно каждую стадию развития литосферы с точки зрения процессов нефтегазообразования.

Рис. 15. Диаграмма полного цикла развития литосферы

Штриховка во внутреннем круге отражает интенсивность нефтегазообразования

Стадия начальной деструкции континентальной коры протекает в наземных условиях. Она выражается в первичном сводообразном изгибании коры с возникновением расколов, по которым на поверхность изливается лава преимущественно базальтового состава. Недра характеризуются разогревом, возрастанием теплового потока. Это может стимулировать преобразование органического вещества, содержащегося в ранее накопленных осадках, в углеводороды нефтяного ряда. Однако на самой поверхности Земли на стадии начальной деструкции коры формирования осадков не происходит, поэтому процессы нефтегазообразования имеют локальное распространение. Более того, прорыв лавовых потоков из недр на поверхность способен вызвать разрушение ранее имевшихся залежей углеводородов.

Рифтогенная стадия знаменуется заложением и развитием рифтовых систем вначале внутриконтинентальных, а в дальнейшем морских межконтинентальных. На этой стадии в грабенообразных прогибах в условиях высокого разогрева недр накапливаются сравнительно мощные толщи осадков. Во внутриконтинентальных рифтах это озерные, речные, собственно наземные отложения. Содержащаяся в них органика большей частью углефицирована. Процесс нефтегазообразования протекает ограниченно и преимущественно в сторону формирования газообразных углеводородов.

В межконтинентальных морях увеличиваются площадь и скорость осадконакопления. Эти районы, как правило, характеризуются высокой биопродуктивностью. В них накапливаются мощные осадочные толщи, обогащенные органическим веществом до 5 % [Калинко, 1977]. Например, в Суэцком грабене мощность осадочного выполнения составляет 4–5 км, а объем разведанных осадочных образований — 50 тыс. км³. Жесткий температурный режим недр определяет активное течение процессов нефтегазообразования и как результат этого высокую нефтегазоносность недр межконтинентальных рифтовых морей. В Суэцком заливе, например, наиболее изученной части Красного моря, выявлено уже более 70 месторождений нефти, самые крупные из которых Эль-Морган (извлекаемые запасы 205 млн т), Рамадан (100 млн т), Белаим-море (75 млн т) тяготеют к центральной части рифта.

Собственно океаническая стадия предусматривает в своем начале активный спрединг. Вдоль оси рифтовой долины происходят разрастание океанического дна и перерождение межконтинентальных морей в океан. Толщи осадков, накопленные в межконтинентальных морях, разделяются на две части, каждая из которых прилегает к соответствующему берегу растущего океана. По мере «расползания» берегов океана удаляются друг от друга и осадочные толщи, залегающие b виде гигантских линз у самого подножия континентального склона. Мощность этих линз увеличивается за счет собственно океанического осадконакопления и приноса, тонкоотмученного обломочного материала речными системами с континентов. Поскольку подводные окраины континентов обладают высокой биопродуктивностью, толщи осадочных пород достигнут 10–15 км и более с содержанием органического углерода до 2–4 %, а в-некоторых областях до 16 % [Калинко, 1977]. Такие уникальные условия для аномально высокого накопления органики создаются в зонах апвеллингов, т. е. там, где имеется подъем к поверхности глубинных холодных вод с многочисленными организмами. Значительные концентрации органического вещества наблюдаются в осадках крупных речных дельт.

Органика, рассеянная в осадочных толщах подводных окраин континентов, сравнительно активно преобразуется в углеводороды нефтяного ряда под воздействием высокого теплового потока. На рис. 16 на примере-Бомбейского шельфа Индии хорошо видно совпадение в пространстве областей с максимальной прогретостью недр и наиболее «зрелым» органическим веществом. Это означает, что в районах развития высокого теплового потока органика «созревает» быстрее, она быстрее трансформируется в углеводороды, здесь раньше и активнее, чем в других районах, начинает образовываться нефть и формироваться в залежи. Примечательно, что на Бомбейском шельфе практически все выявленные месторождения нефти и газа находятся в наиболее прогретой части шельфа, ограниченной значениями, геотермического градиента 3,5 °C/100 м. А самое крупное нефтяное месторождение этого региона — Бомбей-Хай находится в пределах максимальных значений геотермических градиентов 5–7 °C/100 м. Здесь же и наиболее «зрелая» органика (до 4 усл. ед.).

Рис. 16. Схема нефтегазоноснооти Бомбейского шельфа [Панде и др., 1984]

1 — изолинии геотермических градиентов (°С/100 м); 2 — градиенты зрелости органического вещества в комплексах; 3 — месторождения нефти; 4 — месторождения газа

В центральных районах спрединговых бассейнов образования углеводородов практически не происходит, так как там мощность осадков очень мала, а местами, например в рифтовой долине океанов, они вовсе отсутствуют.

Интенсивность нефтегазообразования существенно возрастает по периферии океана, когда начинают развиваться процессы субдукции. Результатом их является формирование огромной «кучи» осадочных масс, скапливающихся перед зоной поддвига, которая выделяется как аккреционная призма (см. рис. 11). Осадочные породы обогащены органическим веществом. В современных осадках Японского желоба содержание его достигает 2 %, а в Перу-Чилийском желобе — 11 %. Здесь же наблюдается и повышенный тепловой поток. Причем распределение его в зонах субдукции очень дифференцированно. Если над глубоководным желобом тепловой поток сравнительно невысок, то над смежной островной дугой и еще дальше, в тыловой части, он возрастает в 3–6 раз. Высокий прогрев недр создает здесь благоприятные условия для преобразования органического вещества в углеводороды. Наиболее крупные месторождения, так же как и на континентальных окраинах, приурочены к областям максимального прогрева недр. Это видно на примере одной из крупных зон поддвига, обладающей к тому же региональной нефтегазоносностью. Речь идет об Индонезийской нефтегазоносной провинции, охватывающей острова Суматра, Ява, Калимантан и др., а также омывающие их моря (Зондский шельф). Вдоль Суматры и Явы протягивается Яванский глубоководный желоб, а сами острова являются не чем иным, как аккреционными призмами прошлого. Из рис. 17 следует, что в зоне глубоководного желоба геотермический градиент наименьший — 1,36 °C/100 м, однако в пределах островов уже достигает 3,43 °C/100 м. В тыловых морях несколько снижается, но все же остается на уровне 2,5 °C/100 м. Практически все выявленные в этом регионе нефтяные месторождения лежат в пределах значений геотермического градиента 2 °C/100 м, а наиболее крупные месторождения Минас (начальные извлекаемые запасы более 900 млн т) и Дури (275 млн т) располагаются в зоне максимального геотермического градиента (более 3 °C/100 м), т. е. в зоне наиболее высокого прогрева недр.

Рис. 17. Месторождения углеводородов Индонезийской нефтегазоносной провинции

1 — центральная часть Яванского глубоководного желоба; 2 — изолинии равных геотермических градиентов; 3— замеренные геотермические градиенты в °С/м (по данным журнала «Oil and Gas»); 4— место рождения углеводородов

В период полной субдукции, когда океанический бассейн «схлопывается», активизация процессов нефтегазообразования достигает, по-видимому, максимума. Процесс протекает по предложенной О. Г. Сорохтиным схеме.

После закрытия океана литосфера испытывает континентальный этап развития, первой стадией которого является орогенная. Внутренние силы Земли, определяющие рост горных сооружений, приводят к раскрытию пластов. Они сминаются в складки, выводятся на дневную поверхность, разбиваются многочисленными трещинами и разрывами. Все это влечет за собой разрушение имевшихся скоплений нефти и газа. Нефтегазообразование сменяется нефтегазоразрушением. Лишь в отдельных межгорных впадинах сохраняются благоприятные условия для образования залежей и их консервации. Это происходит в тех случаях, когда в основании межгорной впадины имеется жесткая плита — осколок более древней платформы. Она и препятствует активному смятию пластичных пород осадочного чехла, сохраняя тем самым имеющиеся в них залежи нефти и газа. В некоторых межгорных впадинах мощность чехла измеряется многими километрами (10–15 км). Сравнительно высокая прогретость их недр обеспечивает активное течение процессов нефтегазообразования. Этим объясняются значительные запасы углеводородов, содержащиеся порой в межгорных впадинах (например, Маракаибская, Паннонская).

Платформенная стадия континентального этапа предусматривает сравнительно замедленное прогибание коры с образованием обширных депрессий (синеклиз), мощности чехла достигают порой 10–12 км, но обычно не более 5 км. Однако в недрах платформ тепловой поток уменьшается, что снижает прогретость осадочного чехла. Процессы «созревания» органического вещества идут сравнительно медленно, «вяло». Осадки, как правило, не реализуют свои нефтегазоматеринские возможности. Для того чтобы активизировались процессы нефтегазообразования, необходимо осадочным породам погрузиться на глубины как минимум 2,5–3 км, где и располагается главная зона нефтегазообразования. Именно применительно к платформенным районам была разработана Н. Б. Вассоевичем идея о главной зоне нефтеобразования и главной фазе нефтеобразования, в других же случаях она требует внесения определенных коррективов.

Рассмотренная последовательность развития литосферы через океанообразование и взаимосвязанный с ней процесс возникновения углеводородов в значительной степени носит теоретический характер. Попробуем теперь на реальных примерах показать жизненность теоретических рассуждений. Для этого проследим развитие континентов Южного полушария нашей планеты, которые к началу мезозойской эры составляли единый суперматерик Гондвану.

Нефть Гондваны

В составе мезозойской эры выделяют три периода: триасовый, юрский и меловой. В каждый из них Гондвана испытывала специфическое развитие, но общая эволюционная направленность процесса определялась деструкцией этого суперматерика, удалением друг от друга отдельных его фрагментов (материков), с заложением Атлантического и Индийского океанов.

Триасовый период характеризовался всеобщим поднятием Гондваны. В его пределах морских бассейнов практически не было. По-видимому, восходящий ток мантийного вещества выгибал суперматерик, поднимал его, что и приводило к отступлению (регрессии) морей. Осадки накапливались по окраинам суперматерика в континентальных или засолоненных морских условиях. В ряде мест наметились ослабленные зоны — будущие швы раскола. Наиболее активно процессы выгибания (сводообразования) происходили в центральной части Гондваны (в современном плане это юго-восток Африки, Мадагаскар), здесь уже в триасе началась деструкция коры с излиянием базальтовых лав (рис. 18). В триасе недра Гондваны еще не имели залежей нефти и газа. Исключение составляет небольшой участок на севере современного Африканского континента (район Алжира), где процессы нефтегазообразования могли протекать еще в палеозойскую эру, предшествовавшую мезозойской. Здесь имеются сравнительно крупные скопления углеводородов в палеозойских комплексах.

Рис. 18. Нефтегазоносные регионы Гондваны

1 — контур суперматерика (положения материков даны в реконструкции на начало мезозойской эры (по: [Геофизика океана, 1979]); 2 — области практического отсутствия осадочного чехла (внебассейновые пространства); 3– границы рифтов; 4 — нефтегазоносные территории и акватории; 5 — некоторые крупные месторождения углеводородов; 6 — пояс тяжелой нефти и твердых битумов Офисина-Трембладор; 7 — относительная величина доказанных извлекаемых запасов углеводородов; 8 — то же, тяжелой нефти

В юрском периоде стадия деструкции Гондваны вступила в свою активную фазу. Вдоль швов-расколов происходило излияние базальтовых лав. Лавы буквально затопили эти линейные зоны раскола. В ряде мест (флексура Лемомбо по течению Замбези) толщина лавовых покровов достигла 8 км. В тот же период Гондвана разделилась на две части: одна — Южная Америка, Африка, Индия, другая — Антарктида и Австралия. Между ними образовалась система межконтинентальных рифтовых морей, где должны были бы создаваться благоприятные условия для образования нефти и газа. До настоящего времени отложения юры, которые установлены под водами океана по окраине Антарктиды не изучены бурением, хотя их нефтегазоносный потенциал сравнительно высок.

Большим изменениям подверглась Гондвана в меловой период. Уже в первой половине мела она распалась на фрагменты, которые впоследствии стали хорошо известными материками. Снизилась вулканическая деятельность, что указывает на завершение стадии начальной деструкции. Гондвана вступила в новую, рифтогенную стадию своего развития. Система внутриконтинентальных рифтов трансформировалась в систему межконтинентальных рифтовых морей, которые и отделили Южную Америку от Африки, лишь в районе современного Гвинейского залива существовала структурная перемычка, соединившая эти материки. О ходе геологических событий можно судить по накоплению осадочных пород. Если рассмотреть разрезы осадочного чехла, выполнявшего в меловое время узкие межконтинентальные моря между Южной Америкой и Африкой, а сейчас слагающего континентальные окраины этих материков, то увидим следующую последовательность отложений.

В основании чехла лежат красноцветные породы неокомского возраста, иногда с прослоями каменного угля. Характер осадков указывает на их континентальное происхождение, они накапливались во внутриконтинентальных рифтах. Далее вверх по разрезу залегают соленосные отложения антского возраста, которые маркируют начало образования межконтинентальных морских рифтов, так как формирование каменной соли связывают обычно с выходом из недр термальных рассолов, напоминающих горячие ключи на дне современного Красного моря. На соленосном комплексе располагаются темные глины и известняки альбского возраста с содержанием органики до 10 %. Считается, что в то время эмбрион Атлантического океана имел эстуариевую циркуляцию. В засолоненных и плохо промываемых бассейнах кислород должен был полностью израсходоваться на окисление органики. Поэтому придонная геохимическая обстановка носила восстановительный характер, не исключено и сероводородное заражение донных осадков. При таких обстоятельствах, как считают ученые, сохранение органического вещества должно было быть идеальным [Зейболд, Бергер, 1984]. Накапливалась органика в условиях высокой прогретости недр, что, несомненно, играло решающую роль в процессах образования нефти и газа. В настоящее время отложения неокома, анта и альба регионально нефтегазоносны как на Атлантическом шельфе Африки, так и на шельфе Южной Америки.

В то же время участок литосферы между Африкой и Антарктидой уже вступил в следующую, спрединговую стадию своего развития. Отделение Индии от Африки еще не произошло. Здесь продолжается начальная деструкция литосферы с излиянием вдоль расколов базальтовых лав. Между тем в некоторых районах Гондваны, вероятно в районе современного Персидского залива, уже в первой половине мела могли возникать и процессы поддвига.

По мере раскола Гондваны и прогрева ее недр активизируются и процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопленпя, о чем свидетельствует региональная нефтегазоносность нижнемеловых толщ.

Вторая половина мелового периода (позднемеловая эпоха) знаменуется широким развитием спрединга. Отдельные фрагменты суперматерика Гондваны все удаляются друг от друга, растет в пространстве дно Атлантического и Индийского океанов. Индия отделяется от Африки и двигается к северу вплоть до столкновения с Азиатским материком. В осадочных толщах, накопившихся вдоль континентальных окраин южных Материков, шла дальнейшая генерация углеводородов, но, вероятно, менее активно, чем в первой половине мела. С конца мела по окраинам материков гондванской группы начинают развиваться субдукционные процессы. Это объясняется тем, что «расползающиеся» куски Гондваны встречают на своем пути другие литосферные плиты и сталкиваются с ними. Мощные зоны поддвига формируются по северной и западной окраине Южной Америки, по северной и северо-восточной окраине Африки.

В кайнозойскую эру окончательно завершается распад Гондваны. Разделяются Антарктида и Австралия, возникает рифт Красного моря, «вспарывается» Африканский континент системой Восточно-Африканских рифтов. Продолжают развиваться зоны поддвига по Тихоокеанской окраине Южной Америки и вдоль северо-восточной оконечности Аравийского полуострова, где одноименная литосферная плита сталкивается с Иранской плитой. С конца мела именно процессы субдукции определяли образование нефти и газа по окраинам материков гондванской группы.

Попробуем теперь на примере все той же Гондваны оценить масштабы генерации углеводородов. Вернемся к рис. 18, где показана Гондвана в реконструкции к началу мезозойского дрейфа. Диагональной штриховкой даны области отсутствия осадочного чехла, мелкими точками помечены нефтегазоносные регионы. Нетрудно заметить, что почти все они приурочены к окраинам материков гондванской группы. По особенностям пространственного расположения регионов в теле Гондваны можно выделить два их типа: внутренние и внешние.

Внутренние нефтегазоносные регионы связаны с системой рифтов, определивших фрагментацию Гондваны, поэтому их можно назвать рифтогенными регионами. Они действительно были бы внутренними, если бы распад суперматерика по произошел. Но по мере распада Гондваны внутренние рифтогенные нефтегазоносные регионы трансформировались в окраиннорифтогенные, так как в конечном итоге они расположились вдоль пассивных окраин материков.

А есть ли в современной структуре земной коры нефтегазоносные регионы рифтогенного типа, но оставшиеся внутри континента? Да, есть. Это Западная Сибирь и Северное море. Если сравним структурный рисунок рифтов этих регионов с рифтамиГондваны до начала ее распада (см. рис. 12, 18), то увидим между ними большое сходство. Ведь недаром Северное море и Западную Сибирь называют «несостоявшимися океанами». Энергии недр этих регионов хватило только на образование системы внутриконтинентальных рифтов, которые в дальнейшем переродились в крупные надрифтовые платформенные депрессии (синеклизы). Однако и этого оказалось достаточно для образования обширных по площади нефтегазоносных провинций. Вот, например, Западная Сибирь. Активное развитие рифтов приходится на позднепалеозойское — раннемезозойское время. В триасовый период произошло излияние огромных объемов базальтоидных масс, что прямо свидетельствует о высоком прогреве недр [Конторович и др., 1984]. Сравнительно жесткий температурный режим сохранялся в юрское и раннемеловое время. В тот же отрезок времени на территории Западной Сибири формировались песчано-глинистые отложения, обогащенные органикой. Площадь бассейнов осадконакопления составляла 1,5–1,7 млн км². В породах нижней и средней юры было захоронено свыше 36 трлн т органического вещества. Концентрация органического вещества в глинах превышает 2 %, причем она увеличивается в зоне Колтогоро-Уренгойского рифта, где в юрское время существовала, по-видимому, система межконтинентальных морских бассейнов с высокой биопродуктивностью. В верхнеюрских комплексах объемы захороненной органики оцениваются в 25 трлн т, причем преимущественно сапропелевого типа, т. е. наиболее благоприятного для нефтеобразования. Максимальная концентрация органики в глинах составляет 2–5 %, и она опять-таки приурочена к зоне Колтогоро-Уренгойского рифта [Конторович и др., 1984].

Благоприятное сочетание органики и высокой прогретости недр как следствие существования системы рифтов предопределило условия для нефтегазообразования в Западной Сибири. Как отмечают исследователи, нефтегазогенерационный потенциал отложений юры и нижнего мела возрастает от периферии к центральным и северным районам плит [Конторович и др., 1984], т. е. там, где проходит зона Колтогоро-Уренгойского рифта. Этим обстоятельством ученые объясняют максимальную плотность начальных геологических ресурсов нефти и газа в субмеридиональной осевой зоне плиты.

Сходными условиями нефтегазообразования и нефтегазонакопления обладала и Североморская провинция, также имеющая в своей центральной части систему рифтов. Сочетание аналогичных обстоятельств привело к тому, что и в этой провинции залежи нефти и газа концентрируются в зонах рифтов.

Значит, рифтогенные нефтегазоносные регионы могут быть двух типов: внутреннерифтогенные (внутри континента) и окраинно-рифтогенные (по континентальным окраинам). Последние в своем развитии проходили стадию внутриконтинентальных рифтов, но пошли дальше, имея в своих недрах большое количество энергии. Но и у тех и у других геодинамическая обстановка недр определялась рифтогенными процессами.

Вернемся, однако, к Гондване. По ее внешней периферии располагаются нефтегазоносные регионы, формирование которых проходило под влиянием субдукционных процессов (механизм О. Г. Сорохтина). В некоторых местах (Тихоокеанское побережье Южной Америки) субдукция продолжается и в наши дни. Окраины материков субдукционного типа получили название активных в отличие от пассивных материковых окраин, имеющих рифтогенную природу. Сравним масштабы нефтегазонакопления активных и пассивных материковых окраин Гондваны. На рис. 18 квадратами показаны относительные величины доказанных извлекаемых запасов углеводородов: чем больше квадрат, тем больше запасы. Незачерненный квадрат у северных берегов Южной Америки отражает извлекаемые запасы тяжелой нефти и битумов в знаменитом поясе Офисина-Трембладор (Венесуэла), который показан на рисунке ромбиком. Сравнение квадратов наглядно свидетельствует о том, что к активным окраинам континентов Гондваны приурочены максимальные запасы — 94 % всех выявленных запасов углеводородов континентов гондванской группы (без учета тяжелой нефти и битумов Венесуэлы). Следовательно, субдукционный механизм образования нефти при прочих равных условиях гораздо мощнее и масштабнее механизма рифтогенного типа. Это объясняется более жесткими термобарическими условиями недр и, что самое главное, гораздо большим объемом осадочных масс, участвовавших в процессах генерации углеводородов в зонах поддвига.

Но этот вывод, может быть, справедлив только для Гондваны? Посмотрим, каковы же глобальные закономерности в пространственном распределении нефтегазоносных регионов?

Пояса нефтегазонакопления

Рис. 19. Пространственное размещение основных нефтегазоносных регионов земного шара

Зоны субдукций: 1 — палеозойского возраста; 2 — мезозойского возраста; 3 — кайнозойского возраста; 4 — некоторые внутриконтинентальные рифты; 5 — некоторые окраинно-континентальные рифты; 6 — нефтегазоносные регионы; 7 — некоторые месторождения нефти и газа; 8 — некоторые месторождения битумов и тяжелой нефти; 9— внутриплатформенные нефтегазоносные впадины; 10 — то же, нефтегазоносность предполагаемся

На рис. 19 показано пространственное распределение основных нефтегазоносных регионов мира. Внимательное изучение рисунка позволяет сделать заключение, что подавляющее большинство регионов приурочено к окраинам материков. Это либо активные (современные или древние), либо пассивные окраины. Два нефтегазоносных региона (Западная Сибирь и Северное море) находятся внутри современных континентов и связаны с надрифтовыми синеклизами. Кроме того, встречаются нефтегазоносные регионы, расположенные внутри континентов и не имеющие связи с рифтами: Англо-Парижская синеклиза; ряд крупных структурных форм Северной Америки (своды: Цинциннатский и Бенд, впадины: Салина, Додж-Сити, Мичиган и др.); некоторые впадины Китая (типа Ордосской).

Другими словами, закономерность, выявленная на примере Гондваны, может быть распространена и на материки Северного полушария. Отсюда можно сделать очень интересный и важный вывод: процесс нефтегазообразования и нефтегазонакопления в земной коре определяется не только благоприятной геохимической обстановкой осадконакопления, скоростью седиментации, наличием коллекторов и покрышек и другими факторами, рассмотренными в самом начале нашего повествования, но еще одним и, может быть, самым важным фактором — геодинамическим режимом недр.

Происхождение нефти и газа и накопление их в залежи через геодинамические режимы увязываются с глобальными процессами развития Земли: появлением и исчезновением океанов и континентов. Формирование нефтегазоносных регионов шло под влиянием трех основных геодинамических режимов: субдукционного, рифтогенного и депрессионного.

Субдукционный геодинамический режим возникает в зонах субдукцпй по окраинам океанов, где образуется своеооразная ассоциация из глубоководного желоба, аккреционной призмы, островной дуги и окраинного морского бассейна или же глубоководного желоба, аккреционной призмы и края континента. Во всех случаях максимальная прогретость недр характерна для тыловой части субдукционной зоны.

Рифтогенный геодинамический режим присущ внутриконтинентальным или окраинно-континентальным системам рифтов. В современной структуре земной коры это чаще всего внутриплатформенные рифты, которым соответствуют по верхним секциям чехла крупные надрифтовые впадины, прогибы или синеклизы; или же окраинные односторонние рифты, расположенные по окраинам континентов атлантического типа. Рифтогенный режим также предусматривает относительно высокую прогретость недр.

Депрессионный геодинамический режим характерен для ряда крупных внутриплатформенных впадин, возможно для некоторых межгорных впадин. Депрессионный режим отличается от предыдущих относительно меньшей прогретостью недр и, следовательно, более «вялым» течением процессов нефтегазообразования. Для этого исходным осадкам требуется погрузиться на глубины 2,5–3 км, т. е. попасть в наиболее благоприятные термобарические условия (главная зона нефтеобразования по Н. Б. Вассоевичу).

С изложенных позиций появляется возможность объединить все выявленные на сегодня и предполагаемые нефтегазоносные территории и акватории в пояса нефтегазонакопления, в основу классификации которых положить геодинамический режим недр, определявший процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления в земной коре.

Под поясом нефтегазонакопления понимается ассоциация нефтегазоносных провинций (бассейнов), или областей, в пределах которых образование и накопление нефти и газа длительное время протекали под влиянием определенного геодинамического режима недр. В современной структуре земной коры можно выделить пояса нефтегазонакопления с субдукционным, рифтогенным и депрессионным геодинамическим режимом (рис. 20).

Рис. 20. Основные пояса нефтегазонакопления земного шара

1, 2, 3 — субдукционного типа; 4, 5, 6 — рифтогенного типа; 7 — депрессионного типа; 8— предположительные границы поясов; 9 — регионы с невыясненной нефтегазоносностью (остальные объяснения даны в тексте)

Субдукционные пояса нефтегазонакопления размещаются по окраинам современных платформ — в прошлом это были зоны субдукции. В современном тектоническом плане им соответствуют линейные прогибы, вытянутые вдоль контакта платформенных равнин с горными системами (передовые прогибы), а также смежные платформенные склоны. К этим поясам относятся Предуральский, Предаппалачский, Предкордиль-ерский, Предверхоянский, Африкано-Индийский, Предандийский пояса. В настоящее время они располагаются на континентах, но в период образования нефти и газа и первичного накопления их в залежи представляли собой океанические субдукционные зоны — места столкновения литосферных плит.

По особенностям строения и времени образования субдукционные пояса могут быть разного типа. Самые старые из них — палеозойского возраста. Формирование их явилось результатом деятельности субдукционных зон, занимавших окраины древних платформ в палеозойскую эру. К таким палеозойским поясам относятся Предуральский (на рис. 20 обозначен цифрой П) и Предаппалачский (Па) пояса. Основные нефтегазоносные комплексы в их пределах имеют палеозойский возраст.

В мезозойскую эру сформировались еще два суб-дукционных пояса нефтегазонакопления: Предкор-дильерскпй (I) и Предверхоянский (III). Основные продуктивные горизонты приурочены к мезозойским отложениям (преимущественно юра и мел), а сами пояса опять-таки вытянуты вдоль окраины древних платформ.

В кайнозойскую зону продолжают развиваться субдукционные процессы. Возникают мощнейшие пояса нефтегазонакопления субдукционного типа, опоясывающие южные материки гондванской группы. Это Предандийский (V) и Африкано-Индийский (IV) пояса. Продуктивные горизонты приурочены в основном к кайнозойским и мезозойским комплексам, выявлены крупные залежи нефти и газа и в палеозойских отложениях.

У перечисленных разновозрастных поясов нефтегазонакопления есть одна общая черта — все они занимают окраины платформ, т. е. развитие литосферы в данный момент находится на платформенной стадии.

Другой тип субдукциопных поясов нефтегазонакопления приурочен к современным горно-складчатым областям, где литосфера находится на орогенной стадии своего развития, — это Альпийский пояс (XVI). Нефте-газонакопление в его пределах происходит в межгорных впадинах и полностью еще не завершилось. Продуктивные горизонты приурочены к мезозойским и кайнозойским отложениям. Формирование пояса началось с кайнозойской эры и продолжается до наших дней.

Наконец, третий тип субдукционных поясов нефтегазонакопления располагается по окраинам Тихого океана и отличается активным современным протеканием процессов субдукции. В геологии подобные области коры рассматривают как геосинклинали. Литосфера переживает здесь заключительную фазу океанической стадии развития. Это Западно-Американский (XVII) и Восточно-Азиатский (XVIII) пояса. Формирование поясов началось в кайнозойскую эру, может быть частично в мезозойскую, и активно продолжается в настоящее время. Субдукционные процессы обеспечивают сгружение здесь огромного количества осадочных масс с органическим веществом. Высокий прогрев недр стимулирует активное современное течение процессов нефтегазообразования, которые здесь еще далеки от своего завершения. В пределах поясов в наши дни происходит генерация углеводородов, большей частью они находятся в рассеянном (дисперсном) виде, лишь в некоторых регионах уже имеются сформировавшиеся залежи нефти и газа (например, Индонезийский регион).

Рифтогенные пояса протягиваются либо по окраинам современных материков, либо располагаются внутри их. Рифтогенные пояса отличаются друг от друга не только положением относительно континентальных масс, но и временем своего развития. Заложение их происходило более или менее одновременно — в начале мезозойской эры, но дальнейшее развитие шло различными путями. Как известно, в мезозойскую эру начался раскол суперматериков, один из которых располагался в Южном полушарии (Гондвана), другой — в Северном (Лавразия). Первичные расколы, трещины, поделившие на «куски» Гондвану и Лавразию, трансформировались в рифт, время образования которых различно. В Северном полушарии это триас, юра, мел, в Южном — юра, мел. Самые ранние рифты в дальнейшем своем развитии не преобразовались в океаны и в современной структуре земной коры выражены внутриконтинентальными системами рифтов. Они-то и сформировали внутреннерифтогенные пояса нефтегазонакопления: Североморский (XI), Западно-Сибирский (XII), Свердрупский (XIII). Основные этапы их геологического развития приходятся на триас, юру, ранний мел. Именно с этими комплексами связаны здесь основные продуктивные горизонты.

Остальные рифтовые системы земного шара, возникшие в начале мезозойской эры, как правило, переродились в океанические бассейны. В юрское время раскрылась Северная Атлантика, частично Индийский океан, в раннемеловое — Южная Атлантика и остальная часть Индийского океана. Внутриконтинентальные рифтовые системы оказались разобщены, и их части удалены друг от друга. В современной структуре земной коры они существуют в виде окраинно-континентальных систем односторонних рифтов, расположенных вдоль пассивных окраин континентов. С ними связаны окраинно-рифтогенные пояса нефтегазонакопления: Восточно-Североамериканский (VI), Западно-Европейский (VIIIa), Восточно-Южноамериканский (VII), Западно-Африканский (VIII), Восточно-Африканский (IX), Западно-Индийский (1Ха), Восточно-Индийский (X), Западно-Австралийский (Ха). Из рис. 20 видно, что окраинно-рифтогенные пояса нефтегазонакопления имеют фрагментарный характер и неравноценную площадь как результат фрагментарности, разделяются океаном или его частью, обладают нефтегазоносными отложениями, формирование которых совпадало по времени с развитием рифтов.

У перечисленных поясов нефтегазонакопления рифтогенного типа сравнительно длительная история развития — 150–200 млн лет. Наряду с этим существует совсем молодой рифтогенный пояс, где активное нефтегазообразование и нефтегазонакопление протекают в течение последних 7–5 млн лет. Это Красноморский пояс (XIX). Формирование его связано с раскрытием рифта Красного моря, и в настоящее время пояс является внутреннерифтогенным.

Интересная деталь: основные залежи углеводородов в пределах поясов нефтегазонакопления субдукционного и рифтогенного типов, как правило, связаны с отложениями, формирование которых во времени корреспондируется с развитием соответственно субдукцион-ных или рифтогенных процессов.

Денрессионные пояса нефтегазонакопления можно выделить в настоящее время во внутренних областях некоторых континентов, например: на Североамериканском континенте — Центрально-Североамериканский пояс (XIV), в Азии — Центрально-Китайский (XIV), в Африке — предполагаемый Центрально-Африканский (XV). Созревание органики в пределах депрессионных поясов полностью зависело от времени попадания потенциальной нефтегазоматеринской толщи в главной зоне нефтеобразования, что определялось глубиной погружения исходного пласта. В связи с этим начало процесса нефтегазообразования затягивалось, а сам процесс протекал сравнительно медленно.

Если оценить ориентировочно масштабы генерации углеводородов, происходившей в трех основных типах поясов нефтегазонакопления, то пальму первенства следует отдать субдукционным поясам (около 80 %), на второе место поставить рифтогенные пояса (15–20 %) и на третье место— денрессионные (первые проценты). Это объясняется не только благоприятным сочетанием различных факторов, определявших масштабы генерации углеводородов (в первую очередь термобарический режим недр), но и значительно большей площадью, где протекали процессы субдукции и рифтогенеза.

Предложенная классификация поясов нефтегазонакопления во многом является предварительной и требующей дальнейшей разработки. Проведение границ

между поясами порой весьма спорно, не всегда возможно найти им достоверные современные аналоги, не все нефтегазоносные земли и акватории можно однозначно отнести к тому пли иному поясу нефтегазонакопления. Однако такой подход намечает новые пути в проблеме нефтегеологического районирования недр, которое до настоящего времени во многом носит формальный характер и не отражает генетическую сущность проблемы.

Практика в свете новой гипотезы

Теория, как известно, проверяется практикой. Изложенная выше точка зрения о гармоничном единстве глобальных геологических закономерностей развития, выражающихся через круговорот континент — океан — континент, и процессов образования углеводородов не является общепринятой. В большинстве случаев практика поисковых работ на нефть и газ ориентируется на внутриплатформенные впадины без учета тех возможностей, которые открывает перед нефтяниками новый подход к проблеме происхождения углеводородов. Однако в ряде стран мира поисковики эту идею уже давно взяли на вооружение. В США, например, последние 10–15 лет поиск залежей нефти и газа ведется именно на основе идеи глобальной тектоники плит. Результаты не замедлили сказаться. Разбуривая поднадвиговые зоны в Скалистых горах (Кордильеры) и Аппалачах, американские нефтяники обнаружили целый ряд крупных месторождений углеводородов. Первый приток нефти был получен в 1971 г. в зоне надвига у северного окончания гор Ларами (Скалистые горы). Поисковая скважина вскрыла нормальные осадочные отложения под надвинутыми сложнодислоцированными и метаморфизованными породами фундамента. После опробования была получена нефть дебитом 9,5 т/сут — это была «первая ласточка», которая, однако, еще не «принесла весну».

Принципиальное открытие было сделано в 1980 г. при разбуривании надвига Аул-Крик. Поисковая скважина Тепи-Флатс (округ Патрон, штат Вайоминг) на глубине 1888,2 м вошла в породы докембрийского фундамента, сложенного гранитами. Медленно углублялся забой скважины в скальных породах. Пройдя по ним 2702 м (до глубины 4590,2 м), скважина вскрыла осадочные отложения мелового возраста, где в интервале 5558,9–5609,5 м был получен промышленный приток газа дебитом 311 тыс. м³/сут. А в апреле 1982 г. в этом районе Скалистых гор уже работало 16 буровых установок, способных бурить до 6–8 км.

Открытия последовали одно за другим. К 1984 г. здесь уже было выявлено 25 месторождений углеводородов, а по 19 из них сделана оценка запасов. Они составили 270 млн т нефти с конденсатом и 424 млрд м³ газа. Прогнозные же запасы этого региона оцениваются в 2,8 млрд т условного топлива.

Обнаружены газовые месторождения в поднадвиговых зонах Кордильер в Канаде и Мексике.

Такие же результаты были получены американскими нефтяниками и в поднадвиговых зонах Аппалачей. Суммарные промышленные извлекаемые запасы поднадвиговых областей США в пересчете на нефть оцениваются почти в 6 млрд т, что в 1,5–2 раза больше запасов самого крупного на Североамериканском континенте нефтяного месторождения Прадхо-Бей, которое американцы окрестили как открытие века. В пределах территории США вдруг появились новые, практически неизведанные в нефтегазоносном отношении площади. И нефтяные вышки полезли в горы.

Практика геологопоисковых работ на нефть и газ свидетельствует, что их месторождения всегда находят на равнинах, в крайнем случае в районе предгорий. В геологическом смысле это платформы, представляющие собой устойчивые участки литосферы, где имеются пологозалегающие и слабодислоцированные осадочные пласты с залежами нефти и газа. За пределами платформ обычно располагаются горы, где все перемято и перебито. Казалось бы, даже если там и были залежи, то они неминуемо должны были бы разрушиться под действием мощных природных сил. Поэтому бурение в горах на нефть и газ всегда выглядело по меньшей мере странным. Как же можно объяснить столь неожиданные результаты американских нефтяников? Для этого вернемся немного назад и посмотрим повнимательнее, что же происходит на заключительном этапе развития океана (рис. 21).

Рис. 21. Схема закрытия океана и формирования перспективных на нефть и газ поднадвиговых зон

Стрелками показано направление движения литосферных плит (остальные объяснения в тексте)

Как уже известно, завершают развитие океана процессы субдукции (поддвига) и обдукции (надвига), возникающие при столкновении литосферных плит. На рис. 21, I показано постепенное приближение друг к другу двух континентальных литосферных плит, между которыми располагается океанический бассейн. Сближение плит приводит к прогрессивному уменьшению океанического пространства за счет погружения океанической коры под континентальную. Осадочные породы с органическим веществом, лежащие на дне закрывающегося океана, частично проскальзывают в мантию, а частично приращиваются к приостровному склону глубоководного желоба и формируют аккреционную призму (или линзу).

Дальнейшее сближение континентальных плит приводит к полному закрытию океана («схлопыванию»), на месте которого начинает образовываться горноскладчатая область. Осадочные массы аккреционной призмы сминаются в складки, литофицируются, в них активно протекают процессы нефтегазообразования в условиях жесткого термобарического режима недр (рис. 21, II).

Усилия сжатия продолжают действовать: происходит наползание континентальной плиты на континентальную (процесс обдукции). При этом осадки аккреционных призм перекрываются надвигом (рис. 21, III). Постепенно силы сжатия ослабевают, прекращается и надвигание литосферных плит. На месте закрывшегося океана образовалась горно-складчатая область, выраженная в рельефе горными хребтами (рис. 21, IV). Там, где они контактируют с платформой, находится передовой прогиб. Но посмотрим внимательнее: далеко в тылу горной страны, под толщей сложнодислоцированных и метаморфизованных комплексов, располагаются слабоизмененные осадочные пласты, которые могут содержать в себе залежи нефти и газа. Нарисованная картина в значительной степени идеализирована. Это лишь теоретическая схема, которая иллюстрирует нашу мысль. А что же на практике?

Возьмем в качестве примера сравнительно хорошо изученные Северо-Американские Кордильеры. На рис. 22 показано положение западной границы Северо-Американской платформы, выявленной в результате сейсмических исследований. Оказалось, что почти все Кордильеры, в том числе и Скалистые горы, надвинуты на край этой платформы. Она как бы подстилает горы. До начала их формирования (в домеловое время) именно здесь ограничивалась Северо-Американская платформа. Однако долгое время положение ее западной границы рассматривалось там, где начинались Кордильерские горы. Значит, под горами на определенной глубине будут залегать нормальные осадочные комплексы с залежами нефти и газа. Их-то и вскрыли глубокие скважины американских нефтяников!

Рис. 22. Схема региональной тектоники Северо-Американских Кордильер

1 — западная граница докембрийской Северо-Американской платформы под Кордильерами; 2 — восточная граница основного складчатого пояса Кордильер; 3–восточная граница Ларамид; 4 — передовой прогиб

На рис. 22 видно также, что часть Кордильер перекрывает и передовой прогиб (к северо-востоку от Калифорнии). Но ведь передовые прогибы весьма перспективны в нефтегазоносном отношении. Несомненно, что дальнейший поиск увенчается здесь еще не одним крупным открытием.

Разбуривание поднадвиговых зон дало положительные результаты не только в США, но и на Кубе, в Швейцарских Альпах, Новой Зеландии и многих других районах Земли. На очереди разбуривание поднадвиговых зон Загросских гор, к которым примыкает богатейший нефтегазоносный регион Персидского залива. По геофизическим данным, ширина надвига здесь измеряется 120 км, а мощность осадков, перекрытых горами, — более 10 км. В недрах Загросских гор находятся, вероятно, не менее богатые залежи по сравнению с уже открытыми в этом регионе месторождениями.

Имеются поднадвиговые зоны и в пределах Советского Союза: в Карпатах, на Урале, Кавказе, Верхоянском хребте. Так, сейсмические данные, а порой и бурение указывают на надвигание Западного Урала на край Восточно-Европейской платформы. Под складчатыми Уральскими горами находятся платформенные комплексы, которые слабо дислоцированы и залегают практически горизонтально. Глубина до них вполне доступна — 3–4 км. В этих же отложениях в смежных районах платформы уже выявлены залежи углеводородов.

Согласно взаимоувязывающимся процессам океано-образования и нефтеобразования, месторождения углеводородов следует искать не только в зонах столкновения плит, но и там, где расходятся литосферные плиты. В этой связи следует высоко оценить перспективы нефтегазоносности пассивных материковых окраин, куда входят шельфовые области, континентальные склоны и материковые подножия. Эти регионы являются объектами самого пристального внимания всех нефтяников мира. Все крупные открытия в море связаны именно с этими областями. Много «черного золота» они еще таят в своих недрах.

Таким образом, применение на практике теоретических идей, объясняющих образование залежей нефти и газа, приводит к обнаружению новых месторождений и целых зон нефтегазонакопления. Практика подтверждает теорию, делает ее жизненно важной. Мы уверены, что новый подход к проблеме происхождения нефти и формирования ее скоплений приведет поисковиков к новым открытиям.

Спорить дальше?

Итак, наше исследование проблемы происхождения нефти близится к завершению. Хотя ведущие ученые в области геохимии нефти считают, что эта проблема в принципе решена и основные положения органической теории образования нефти — абсолютная истина, все же голос протеста со стороны «неоргаников» не ослабевает. А надо ли спорить дальше? Если вникнуть в суть дискуссии, то легко понять, что ведется она вокруг источника углерода, слагающего углеводородные соединения нефтей. Каков он, этот источник: биогенный, т. е. ведущий свое начало из живых организмов, или же абиогенный, т. е. поступающий из мантии Земли?

Спор можно разрешить, если проследить круговорот углерода в природе. Одним из первых, кто предпринял успешную попытку представить глобальный процесс круговорота углерода в природе, был В. И. Вернадский. Он считал, что углерод и его соединения, которые участвуют в строении нефти, газа, каменного угля и других горючих пород, являются частью глобальной геохимической системы круговорота углерода в земной коре. Причем живому веществу биосферы В. И. Вернадский отводил ведущую роль. Геохимическую систему всего природного углерода и живого вещества биосферы выдающийся ученый-геохимик называл жизненным циклом. Согласно его представлениям, из жизненного цикла периодически отделяются различные углеродсодержащие минералы: карбонаты извести, каменный уголь, нефти и другие битумы. «Все остальные происходят из них пли образуют незначительные по сравнению с ними массы», — писал ученый. Однако круговорот углерода в природе, по В. И. Вернадскому, ограничивался земной атмосферой, гидросферой и корой.

А если подойти к этому вопросу, используя новые достижения современной науки, и попытаться представить себе этот процесс несколько с иных позиций? Попробуем проследить тот путь, который проделывают углерод и его соединения в природе.

Наиболее распространенным соединением, которое переносит углерод, является углекислота. Ее масса в атмосфере оценивается в 4×10¹⁷ г. В процессе выветривания континентов и фотосинтеза ежегодно поглощается из атмосферы 8,3×10¹⁴ г углекислоты. Если бы не было механизма циклического обращения этого газа, то через 3300 лет он полностью исчез бы из атмосферы, войдя в состав различных горных пород и минералов. Происходит своеобразное «вдыхание» земной корой углекислоты. По оценкам ученых, масса захороненной углекислоты в 500 раз превышает массу этого газа в атмосфере.

Другим переносчиком углерода является метан, количество которого в тропосфере Земли оценивается в (4–5)×10¹⁵ г. [Дегазация Земли и геотектоника, 1985]. Среднее содержание метана в тропосфере составляет сейчас 1,5 часть/млн. По данным некоторых ученых, существует глобальная асимметрия в распределении метана в тропосфере: в Северном полушарии его больше, нежели в Южном. Минимальные концентрации этого газа (1,35–1,38 часть/млн) замерены над ледяным щитом Антарктиды. Большинство ученых склонны считать основную массу метана тропосферы (до 80 %) биогенного происхождения, другие же исследователи ведущую роль отводят абиогенному пути попадания метана в газовую оболочку Земли. Утечка метана из тропосферы происходит за счет его ухода в стратосферу и далее в космос, а также в результате фотохимических реакций.

По расчетам Г. И. Войтова и Т. Г. Орловой, из тропосферы Земли и вод Мирового океана ежегодно выводится и захороняется 2,5×10¹⁴ г углерода, фиксированного в карбонатных породах, и 5,8×10¹¹ г углерода, захороняемого в осадках вместе с фоссилизированной частью органического вещества отмерших растений и животных. Продолжительность жизни молекулы метана в атмосфере до пяти лет. Чтобы пополнить утечку метана, ежегодно в тропосферу его должно поступать около 10¹⁵ г.

По мнению ряда исследователей, без привлечения глубинного метана, поступающего из мантии нашей планеты, невозможно обойтись при уравновешивании метанового баланса. Следовательно, чтобы пополнить атмосферу углекислотой и метаном, наша планета должна не только «вдыхать», но и «выдыхать» их. Исходя из этого, В. И. Вернадский и ввел понятие «газовое дыхание Земли».

Анализируя древние толщи, слагающие земную кору, можно прийти к неожиданному заключению. Оказывается, что в этих образованиях, возраст которых 3,5–3,7 млрд лет, имеются углеродсодержащпе породы (папример, древнейшие графитовые кварциты серии Амитоок в Западной Гренландии). По в то время на Земле жизни практически не было, значит, круговорот углерода в атмосфере мог происходить и без активного участия живых организмов.

В более молодых породах, накопившихся за последние 600 млн лет, когда органическая жизнь была уже сравнительно широко развита, по данным А. Б. Ронова, накоплено 71,3×10²¹ г углерода в карбонатных породах и 9,1×10²¹ г углерода в рассеянном органическом веществе, угольных пластах, нефтях и углеводородных газах. По оценке Г. И. Войтова, это в 20,1×10⁴ раз больше содержания углерода, фиксированного в настоящее время в атмосфере Земли, в 21,2×10² раза больше содержания углерода в Мировом океане, в 16,4×10³ раз больше резерва углерода в живых и отмерших организмах биосферы.

А теперь обратим внимание на такой факт: в древние эпохи развития нашей планеты углерод не образовывал углеводородных соединений, хотя и углерода и водорода на Земле было предостаточно. Но вот развивается жизнь в океанах и на континентах, появляется биосфера, начинается процесс образования и накопления углеводородов. Если проследить изменение запасов нефти от древних эпох к современным, то оно выглядит следующим образом. В докембрийских образованиях нефти очень мало. В нижнепалеозойских отложениях ее запасы А. А. Бакиров оценивает в 3,1 %, в верхпепалеозойских — 3,7, в мезозойских — 68, в кайнозойских — 25,2 % (кайнозойская эра еще не завершена). То же можно сказать и о газе (соответственно): 0,4; 26,3; 62; 11,3 %. Это говорит о том, что только с появлением биосферы создаются условия для образования нефти и газа. По расчетам ученых, через живое вещество вся углекислота атмосферы оборачивается за 6,3 года, а за последние 600–500 млн. лет весь углеродный резерв атмосферы Земли, вод Мирового океана и продукции живого вещества был обновлен 1850 раз! Это означает, что углерод, откуда бы он ни поступал на Землю, неоднократно «пропускается» через биосферу. При определенных благоприятных обстоятельствах происходила его консервация в залежах нефти, газа, каменного угля и карбонатных горных породах. Мы приходим, таким образом, к очень интересному и важному выводу: появление биосферы на Земле приводит и к появлению углеводородной сферы (увосферы по Б. А. Соколову и Ф. П. Мельникову).

Исследования, выполненные межпланетными советскими автоматическими станциями «Венера -5, -6 и -7», а также американскими станциями, показали, что атмосфера Утренней Звезды на 93–97 % состоит из углекислого газа, 2–5 % составляет водород, 0,5 % — кислород и примеси инертных газов. Углеводородных газов, несмотря на значительный резерв углерода в атмосфере, обнаружено не было. Да это и понятно, на Венере отсутствует биосфера, земная цепочка превращения углерода в углеводороды нарушена.

Такая же ситуация и на Марсе. В его разреженной атмосфере установлены окись и двуокись углерода, пары воды, углеводородные же газы отсутствуют. Нет углеводородных соединений и на Луне. Причина одна — безжизненность наших соседей по Солнечной системе.

Если ограничиваться традиционными рамками углеродного цикла, то весь углеродный резерв земной атмосферы, Мирового океана и биомассы исчерпался бы за 50–100 тыс. лет. Этого, однако, не происходит. Следовательно, необходимо допустить существование какого-то внешнего источника углерода, который способен компенсировать его ежегодную «утечку». Логично предположить существование двух основных внешних источников углерода: космос и мантию Земли.

Первый источник (космическое пространство) поставляет на нашу планету углерод с метеоритным веществом. В настоящее время поступление космического углерода на Землю незначительно: по Г. И. Войтову, 10^-8 % от ежегодно захороняемого углерода в процессе осадконакопления. Но так было не всегда. В прошедшие геологические эпохи количество метеоритов и космической пыли, ежегодно выпадавших на земной шар, во много раз превосходило современное. По-видимому, на ранних стадиях формирования Земли как планеты в ее недрах было запасено значительное количество космического углерода.

Вторым (на сегодня основным) источником углерода является мантия Земли. Обычно считают, что его вынос происходит через действующие вулканы. Между тем некоторые ученые считают, что вулканическая деятельность поставляет в атмосферу Земли только 10¹³ г углерода в год (1–2 % от количества углерода, ежегодно теряемого атмосферой и гидросферой). По мнению Г. И. Войтова, углерод поставляется из недр путем их дегазации, которая распределена по всей поверхности Земли, а интенсивность ее возрастает в эпохи усиления тектонических движений. По расчетам зарубежных ученых, только через срединно-океанические рифты в год поступает 4×10¹⁴ г ювенильного углерода. Значит, через 200 млн лет при таком дебите количество углерода достигло бы его содержания во всех осадочных породах, накопившихся на Земле за последние 1,6 млрд лет. Другими словами, потери углерода мантией планеты весьма существенны.

Но ведь углеродные запасы недр тоже не безграничны. Должен быть, по-видимому, какой-то механизм их пополнения. Такой механизм есть — это затягивание осадков океанической коры в мантию в зонах субдукции. Вместе с осадками в мантию поступает и углерод как в форме углеводородных соединений, так и в форме карбонатных осадков. Следовательно, наряду с традиционным круговоротом углерода в природе, охватывающим поверхностные оболочки Земли, главным образом атмосферу, гидросферу и верхнюю часть литосферы, существует еще один цикл круговорота, с одной стороны, выходящий за рамки околоземного пространства, а с другой — за рамки литосферы. Но общим для этих двух круговоротов углерода в природе является то, что углерод при этом проходит в обязательном порядке через живые организмы биосферы.

Рис. 23. Круговорот углерода в природе

1 — залежи углеводородов; 2—газовые залежи (СО₂, СН₄); 3 — залежи каменного угля; 4 — массы карбонатных пород. Стрелки показывают движение углерода (остальные пояснения в тексте)

На рис. 23 круговорот углерода показан сплошной линией, пунктирная линия отражает круговорот углерода в космосе и мантии (по крайней мере, верхней мантии) Земли. Нисходящие (левые) ветви круговоротов сливаются при подходе к биосфере. И атмосферный углерод и углерод из космоса усваиваются растительными и животными организмами, перерабатываются в них, преобразуясь в органическое вещество. Значительная часть углерода (механизм О. Г. Сорохтина и Л. И. Лобковского) попадает через зоны поддвига в мантию Земли. Пройдя в ней сложные превращения, углерод вновь возвращается в литосферу в виде «газового дыхания» недр. И на этих восходящих (правых) ветвях круговоротов углерода также происходит его «утечка». Углерод может консервироваться в газовых залежах, горных породах. Большая часть его возвращается в атмосферу, а частично рассеивается и в космическом, околоземном пространстве. Таков широкий взгляд на круговорот углерода в природе.

Думается, что он может в какой-то степени примирить «органиков» и «неоргаников». Даже если допустить возможность появления из недр Земли углеводородных газов (в основном метана), то углерод, входящий в его состав, когда-то был в живых организмах, проходил свое развитие в биосфере Земли. А раз так, то любые углеводороды биогенны!

Такая точка зрения делает дискуссию между «органиками» и «неорганиками» лишенной смысла. Она уподобляется спорам средневековых схоластов о том, сколько ангелов может уместиться на острие иглы. Дальнейшее изучение проблемы происхождения нефти и закономерностей размещения ее залежей в земной коре должно идти под знаком сближения полярных точек зрения на основе определяющей роли биосферы Земли.

Заключение

Рассматривая проблему происхождения нефти, мы познакомились с различными точками зрения. Но в спорном научном вопросе всегда перевешивает какая-то группа фактов. И выбирать следует именно ту точку зрения, которая на сегодня наиболее обоснованна. Взвешивая «за» и «против» и решая, как же произошла нефть, мы неизбежно на уровне современных знаний и фактов придем к выводу: нефть органического происхождения. Учеными Сибирского отделения АН СССР был проделан интересный эксперимент. Они решили обратиться с таким же вопросом к ЭВМ. Предварительно в ее память были введены сведения по различным моделям происхождения нефти как органическим, так и неорганическим. По мнению ЭВМ, модели неорганического происхождения нефти плохо описывают наблюдаемое в природе размещение месторождений нефти и газа, а большинство параметров, которые рекомендуются этой гипотезой в качестве поисковых признаков, оказались неинформативными. Наоборот, при проверке моделей, построенных на основе органической концепции, оказалось, что предлагаемые поисковые признаки высокоинформативны. «Органики», таким образом, нашли поддержку у объективного и беспристрастного судьи.

Углерод и водород, как и все земное, в конечном итоге пришли к нам из космоса, но именно на Земле эти элементы включились в удивительный круговорот живой и неживой материи. Слагая живые организмы биосферы, углерод и водород перестали быть космическими пришельцами, они трансформировались в земное, органическое вещество. Оно-то и дало начало этим «волшебным» углеводородным соединениям, которые столь нам необходимы и запасы которых столь угрожающе тают на наших глазах. Могущество современной науки позволяет нам проследить непрерывную цепь превращений живых существ в рассеянное органическое вещество, затем в капельно-жидкую первичную нефть и, наконец, в нефть в залежах. Это важнейшее и неоспоримое доказательство рождения «черного золота» из органики.

Возможность образования нефти в земных глубинах теоретически вероятна, хотя абсолютно пока не доказана. Единственное «осязаемое» доказательство этому — нефтеподобная жидкость, получаемая в лабораторных условиях из неорганических соединений. Но мы уже убедились, что искусственно синтезированная нефть принципиально отличается от природной. Кроме того, гений человечества научился искусственным путем получать и такие вещества, которых нет на Земле: кремнийорганические соединения, полимеры и др. Почему бы не начать искать все это в мантии нашей планеты? Как правильно заметил М. К. Калинко, неорганические воззрения «разоружают геолога-нефтяника: для поиска залежей нефти и газа не надо изучать ни палеогеографию, ни палеотектонику, ни геохимию пород, битумов, нефтей и газов, ни другие особенности геологического строения и геологической истории разведуемых территорий и акваторий. Наличие или отсутствие залежей нефти или газа в пределах ловушек, по указанным представлениям,зависит либо от характера подкоровых процессов, познать которые в настоящее время еще нет возможности, либо от проницаемости зон глубинных разломов, степень которой также пока не поддается определению» [Калинко, 1968, с. 313].

Не случайно все открытия последних десятилетий как в СССР, так и за рубежом осуществлялись благодаря тому, что поисковики свои практические действия сверяли с теоретическими идеями органической теории происхождения нефти. В этом надо видеть блестящее подтверждение самой теории!

Рис. 24. Энергетический баланс мира на 2000 г.

Как же рисуется далекая перспектива использования углеводородов при всевозрастающем их дефиците? По-видимому, та тенденция в увеличении производства энергии, которая прослеживается с начала нашего века, сохранится и в дальнейшем, однако доля того или иного энергетического сырья будет меняться. Прежде всего предполагается сокращение доли нефти с 46 % (1980 г.) до 31 % (2000 г.), а к концу XXI в. до 9 %. Наряду с этим увеличится доля гидроэнергии, ядерной энергии, появится синтетическое топливо (рис. 24). Снижение доли нефти как топлива будет, вероятно, прогрессировать. В XXI в. к ней присоединится и углеводородный газ. Но «топливная смерть» вряд ли будет угрожать человечеству. На смену нефти и газу придут новые источники энергии. Да и запасы самой нефти иссякнут не так уж быстро, как это представляется ныне. Новые месторождения нефти и газа открываются по всему миру — как в пределах известных, так и в малоизученных регионах. Пессимистические высказывания и мрачные прогнозы, которые давались в прошлом, не подтвердились. Видный американский специалист-нефтяник и промышленник Дж. Хэлбути, выступая на 27-м Международном геологическом конгрессе, заявил: «Я твердо убежден, что в будущем мы откроем в глобальном масштабе, по крайней мере, столько же нефти и значительно больше газа, чем открыто на сегодня. Я полагаю также, что нас ограничивает только недостаток воображения, новизны, решительности и технологии.

В этом десятилетии произойдет огромный сдвиг во всех науках, особенно в нефтяной геологии, геофизики и технологии добычи нефти. Перед всеми нами… стоит проблема — продолжить использовать все имеющиеся знания для обнаружения запасов нефти и газа, которые так необходимы миру для его существования».

Остается пожелать, чтобы этот оптимистический и обнадеживающий взгляд в будущее подтвердился.

Литература

Акрамходжаев А. М. О происхождении нефтяных и газовых месторождении. М.: Знание, 1985.

Бакиров А. А. и др. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений пефтп и газа. М.: Высш, шк., 1976.

Бакиров А. А. и др. Геологические условия формирования и размещения зон нефтегазонакопления. М.: Недра, 1982.

Брод И. О., Еременко Н. А. Основы геологии нефти и газа. М.: Изд-во МГУ, 1953.

Бюролле П. Ф. Мировые ресурсы нефти. — В кн.: 27-н МГК: Энергетические ресурсы мира. Коллоквиум 02. Доклады, Москва, 4–14 авг. 1984 г. М.: Наука, 1984, т. 2.

Вассоеаич И. Б. Источник нефти — биогенное углеродистое вещество. — Природа, 1971, № 3.

Вебер В. В. Условия образования и залегания нефти. М.: Недра, 1983.

Габриэлянц Г. А. и др. Геофизика и геохимия при поисках месторождений нефти и газа. — В кн.: 27-й МГК: Энергетические ресурсы мира. Коллоквиум 02. Доклады, Москва, 4–14 авг. 1984 г. М.: Наука, 1984, г. 2.

Гаврилов В. II. Влияние разломов на формирование зон нефтегазонакопления. М.: Недра, 1975.

Гаврилов В. П. «Черное золото» планеты. М.: Недра, 1978.

Гаврилов В. П. Кладовая океана. М.: Наука, 1983.

Генезис нефти и газа. М.: Недра, 1967.

Геодекян А. А. и др. Генетические закономерности нефтегазо носкости акватории. М.: Наука, 1980.

Геофизика океана. М.: Наука, 1979. Т. 2.

Гончаренко Б. Д. и др. Закономерности размещения зон газо- и нефтенакопленпя в бассейнах рифтового типа. — Газовая про-сть. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений, 1984, вып. 10.

Губкин И. М. Учение о нефти. М.: Наука, 1975.

Дегазация Земли и геотектоника. М.: Наука, 1985.

Зейболд Е., Бергер В. Дно океана. М.: Мир, 1984.

Звненшайн Л. П. Тектоника плит и минеральные ресурсы. М.: Знание, 1984.

Кадастр зарубежных стран, обладающих природными ресурсами нефти и газа. Л.: Недра, 1983. Т. 1, 2.

Калинко М. К. Неорганическое происхождение нефти в свете современных данных. М.: Недра, 1968

Калинко М. К. Методы сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности акваторий и поисков в них нефти и газа. М.: Недра, 1977.

Карцев А. А. Основы геохимии нефти и газа. М.: Недра, 1969. Карцев А. А-, Вагин С. Б. Невидимый океан. М.: Недра, 1978 Конторович А. Э. и др Нефтегазоносность Западно-Сибирской суперпровинции. — В кв.: 27-й МГК. Месторождения нефти и газа. Секция С. 13. Доклады, Москва, 4–14 авг. 1984.-М.: Наука, 1984, т. 13.

Кудрявцев Н. А. Нефть — абиогенна. — Природа, 1971, № 3.

Кумок Я. Н. Губкин И. М. М.: Мол. гвардия, 1968.

Меркс Ф. Черная кровь. М.: Наука, 1978.

Научное наследие академика И. М. Губкина в нефтяной геологии Сибири. Новосибирск: Наука, 1980.

Нестеров И. И. Тайны рождения нефти. М.: Знание, 1969

Нестеров И. И. Поиск ниже уровня геоида. Свердловск: Сред, — Урал. кн. изд-во, 1975.

Нестеров И. И., Рябухин Г. Е. Нефтяные и газовые месторождения мира. М.: Знание, 1984.

Нестеров И. И., Рябухин Г. Е. Тайны нефтяной купели. Свердловск: Сред. — Урал. кн. изд-во, 1984.

Нефтегазоносность Мирового океана. М.: СЭВ, 1984.

Основные аспекты геохимии нефти. М.: Недра, 1970.

Особенности глубинного строения земной коры и теоретические обоснования неорганического генезиса нефти. Киев: Наук, думка, 1982.

Панде Д. К. и др. История нефтематеринских отложений бомбейского шельфа. — В кн.: 27-й МГК: Месторождения нефти и газа. Секция С. 13. Доклады, Москва, 4–14 авг. 1984. М.: Наука, 1984, т. 13.

Селицкий А. Г. Геолого-экономические показатели освоения крупных нефтяных месторождений за рубежом. М.: Недра, 1984.

Соколов Б. А. Эволюционно-динамические критерии оценки нефтегазоносности недр. М.: Недра, 1985.

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

Страбон. География. М.: Наука, 1964.

Суда М. М. Нефть и горючие газы в современном мире. М.: Недра, 1984.

Трофимук А. А. и др. Стадийность и глубинная зональность нефтегазообразования в бассейнах разного типа и их влияние на размещение нефти и газа. — В кн.: 27-й МГК: Месторождения нефти и газа. Секция С. 13. Доклады, Москва, 4–14 авг. 1984 г. М.: Наука, 1984, т. 13.

Халимов Э. М. и др. Месторождения природных битумов. М: Недра, 1983.

Химия нефти. Л.: Химия, 198Г

Хотимский Б. Г. и др. Нефть вчера и сегодня. Л.: Недра, 1977.

INFO

ББК 26.325.31

УДК 553.061.3

Гаврилов В. П.

Г 12 Происхождение нефти. — М.: Наука, 1986.— 176 с., ил. — (Серия «Человек и окружающая среда»).

Г 2504030300-261/054(02)-86 77–86 НП

Виктор Петрович Гаврилов

ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИ

Утверждено к печати

Редколлегией серии научно-популярной литературы

Академии наук СССР

Редактор издательства Л. И. Приходько.

Художник С. А. Резников

Художественный редактор Н. А. Фильчагина

Технический редактор В. Д. Прилепская

Корректоры Р. С. Алимова, В. А. Алешкина

ИБ № 31605

Сдано в набор 19.02.86. Подписано к печати 21.04.86. Т-03564.

Формат 84х108 1/32. Бумага типографская № 1

Гарнитура обыкновенная новая. Печать высокая

Усл. печ. л. 9,24. Усл. кр. отт. 9, 45. Уч. изд. л. 9,8

Тираж 13500 экз. Тип. зак. 2323. Цена 60 коп.

Ордена Трудового Красного Знамени издательство «Наука»

117864 ГСП-7, Москва В-485 Профсоюзная ул., 90.

2-я типография издательства «Наука»

121099, Москва, Г-99, Шубинский пер., 6.

…………………..

FB2 — mefysto, 2024

Примечания

1

Правильнее было бы называть ее местоскоплением (по предложению профессора А. А. Бакирова), так как нефть здесь не рождается, а скапливается, проделав до этого определенный путь под землей.

(обратно)

2

Пегматит — магматическая глубинная (интрузивная) порода, обогащенная окисью кварца, заполняющая трещины в земной коре поблизости от материнского магматического очага.

(обратно)

3

Единица скорости седиментации Бубнова (мм/1000 лет, или м/млн лет).

(обратно)

4

Газовая хроматография — метод изучения на молекулярном уровне состава нефтей и других органических соединений. Масс-спектрометрия — метод определения структуры молекулы и ее массы.

(обратно)

Оглавление

От автора

Звездный час «черного золота»

Нефть — как она есть

Подземная жизнь нефти

Зарождение дискуссии

Вулканическая гипотеза

Нефть из космоса?

Основоположник учения о нефти

Развитие идей И. М. Губкина

Доводы И. А. Кудрявцева

Парад «неоргаников»

Земля выдыхает углеводороды

Космический угол зрения

Плазменная нефть

Трением добывается не только огонь…

Взрыв рождает нефть

Наступление «органиков»

Нефть из микробов

Ответ «неорганикам»

Нефть и разломы

Углеводороды из фундамента

Новые данные со дна океана

Глобальная тектоника плит

Дискуссия продолжается

Нефтегазообразование по О. Г. Сорохтину

Алмазы — родственники нефти

Слово за рифтами

Курковый эффект температуры

Океанообразование и генезис углеводородов

Нефть Гондваны

Пояса нефтегазонакопления

Практика в свете новой гипотезы

Спорить дальше?

Заключение

Литература

INFO

*** Примечания ***