Современные концепции нефтегазообразования

Теория нефтегазообразования за два с лишним века прошла сложный путь становления. Начиная с трудов М.В. Ломоносова (1763), предсказавшего «рождение оной бурой материи... из ос­татков растений под действием тепла Земли» (она именовалась «органической») органическая теория господствовала до начала 60-х годов XX в. Развитие ее неразрывно связано с именами Н.И.Андрусова, А.П.Архангельского, В.И.Вернадского, И.М.Губ­кина, Г.П. Михайловского, В.В. Вебера, В.А. Соколова, Г. Гефера, А. Леворсена, Г. Потонье, П. Траска, А. Трейбса, С. Энглера и др. К середине XX в. было доказано единство всех горючих по­лезных ископаемых: нефти, угля, газа, горючих сланцев; установ­лена генетическая связь нефти с ископаемым органическим ве­ществом осадочных пород; разработаны критерии выделения

нефтематеринских свит.

Широко распространенная в 40-50-е годы модель нефтеоб-разования, или «органическая» теория, рассматривала процесс образования нефти как преимущественно механическое отжатие глинами битуминозных (липидных) компонентов, уже образовав­шихся в живом веществе и диагенезе в процессе погружения и уплотнения этих глинистых нефтематеринских пород.

Созданная в начале 60-х и получившая широкое развитие во всем мире в 70-80-е годы термокаталитическая концепция обра­зования нефти в своей основе имеет химические реакции, проте­кающие в сравнительно узком температурном интервале. Этот главный этап генерации УВ нефти органическим веществом был назван Н.Б. Вассоевичем главной фазой нефтеобразования (ГФН), а за рубежом — «нефтяным окном».

Н.Б. Вассоевич предложил именовать концепцию нефтеобра­зования осадочно-миграционной теорией, а не органической или биогенной. Нефть образуется абиогенным путем, но источником ее является ОВ, или кероген, захороненный в процессе осадкона-копления. Его потенциал закладывается в живом веществе, фор­мируется в диагенезе, реализуется в мезокатогенезе. Ход этого процесса определяется как внутренней структурой керогена спо­собом «упаковки» его основных элементов, так и внешними фак­торами температурой, скоростью прогрева, строением нефтемате-ринской (НМ) толщи, определяющим эмиграцию образовавших­ся продуктов, составом минеральной матрицы, влияющим на ка­талитические процессы, происходящие в керогене.

Поскольку залежь нефти как объект поиска формируется только в процессе миграции жидких УВ, то для названия теории происхождения нефти слово «миграционная» является необходи­мой составной частью. Это название, по мнению Н.Б. Вассоеви-

ча, отражает связь как с осадочным процессом, так и с условия­ми формирования залежей нефти в результате миграции.

Согласно разработанной концепции, нефть и газ — образова­ния стадийные, образующиеся на определенных катагенетических уровнях преобразования, причем на каждом из них образуются УВ определенного состава. На рис. 4.2 приведены схемы верти­кальной зональности образования углеводородов; кривые генера­ции жидких флюидов на представленных схемах в целом сходны и заметно отличаются лишь для максимума генерации УВ газов. На схеме ЕЛ. Рогозиной и С.Г. Неручева (см. рис. 4.2, I) рез­ко выделяется пик газогенерации, отвечающий главной зоне га­зообразования (ГЗГ) (угли К-ПА) — верхний пик генерации газа почти не проявлен. Н.Б. Вассоевич с соавторами (1974) отмечает незначительный пик, соответствующий верхней катагенетической зоне газообразования; ниже выделяют пик газоконденсатов — на МК.5-АК.! — ГЗГ. На схеме А.Э. Конторовича (рис. 4.2, IV) ин­тенсивность газообразования в верхней зоне не уступает ГЗГ, а для сапропелевого ОВ верхнее газообразование даже более ин­тенсивное.

Согласно вертикальной зональности генерации углеводоро­дов в разрезе осадочных бассейнов распределены и залежи УВ флюидов. Без учета вертикальной миграции флюидов и их перетоков скопления УВ сверху вниз располагаются следую­щим образом (Вассоевич и др., 1967): в верхней части разреза (ПК₁-ПК₂) — небольшие залежи сухого газа; ниже (ПК₃-МК₁¹) залежи нафтено-метановой нефти и полусухого газа, в газовых шапках полужирный и жирный газ; с глубиной (МК₁²-MК₂) в нефтях возрастает содержание метановых УВ, твердых парафинов и легких ароматических УВ, в газовых шапках — жирный газ; ниже (МК₃) находятся залежи метаморфизованных, высокопара-финистых нефтей с повышенным содержанием нормальных алка-нов; еще ниже (МК₄) располагаются залежи газоконденсатов; в основании зоны МК — залежи сухого газа, еще ниже — только метан. В распределении залежей разного фазового состава УВ по вертикали отмечается сдвиг вверх примерно на половину градации относительно максимума генерации соответствующих флюидов.

Такое распределение залежей УВ свойственно только первич­ным, или сингенетичным, скоплениям, не претерпевшим значи­тельных перемещений. В природе этот генетический ряд УВ скоплений обычно нарушается за счет перетоков флюидов, со­став первичных нефтей при этом претерпевает существенные из­менения. В целом же для большинства бассейнов сохраняется зо­нальность сверху вниз: газ—тяжелая нефть—легкая нефть—газо­конденсат—газ. В отдельных случаях между нефтью и «верхним» газом появляются залежи «верхних» газоконденсатов. Нарушение

указанной зональности может быть связано не только с перетока­ми и миграцией, а также с изменением состава исходного ОВ.

Таким образом, в конце 60-х годов в решении проблемы ге­незиса нефти произошел качественный скачок — была создана концепция о главных фазах нефте- и газообразования, в целом теория стадийности нефтегазообразования. Нефтегазообразова-ние стало рассматриваться как историческое явление, тесно свя­занное с определенными стадиями эволюции осадочного бассей­на. Было конкретизировано представление об очаге генерации УВ как естественно-природном объекте, определяющем в про­странстве и времени возможность и масштабы нефтегазообразо­вания. Эта концепция, созданная в конце 60-х годов Н.Б. Вассое-вичем и развитая в работах Х.М. Акрамходжаева, С.Г. Неручева, Е.А. Рогозиной, Ю.И. Корчагиной, А.Э. Конторовича, А.А. Тро-фимука, а за рубежом Д. Вельте, Б. Тиссо, Дж. Ханта и других ученых подтвердилась на примере разновозрастных и разнофаци-альных толщ в многочисленных бассейнах мира. И если пробле­му исходного вещества для нефти и газа можно считать решен­ной на определенном уровне, то проблема механизма нефтегазо­образования, являющаяся ключевой, требует уточнения и детали­зации.

С середины 80-х годов начинается новый этап в понимании и познании процессов нефтегазообразования. Он связан, с одной стороны, с совершенствованием методов изучения вещества, как органического, так и минерального, с другой стороны — с влия­нием на нефтегеологическую науку вообще и на проблему нефте­газообразования, в частности новых тектонических концепций.

С развитием геохимических исследований, с совершенствова­нием аналитических приемов, расширением диапазона изучаемых объектов, как региональных, так и вещественных, эта концеп­ция усложнялась и «кривая нефтеобразования», предложенная Н.Б. Вассоевичем, преобретала все более сложную форму.

Динамика процессов нефтегазообразования для различных типов нефтематеринских пород неодинакова. Основные положе­ния термокаталитической (генерационной) модели нефтеобразо­вания и границы выделения ГФН были разработаны на примере терригенно-глинистых образований. В эту модель нечетко вписы­вались карбонатные толщи, на специфику процессов нефтеобразо­вания в которых указывали Т.К. Баженова, В.В. Иванов, И.Б. Ку-лебакина, З.А. Мишунина и др.