Происхождение 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.