Происхождение нефти

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.