Происхождение нефти

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