Происхождение нефти

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].