О возможности быстрой современной генерации нефти и газа

Ещё в 1993 году русские учёные доказали, что нефть и газ - восстанавливаемые ресурсы. И добывать нужно не больше, чем генерируется в результате естественных процессов. Только тогда добычу можно будет считать не варварской.

Общепринято при некоторых сравнениях использовать образ двух сторон одной медали. Сравнение образное, но не совсем точное, так как у медали есть еще и ребро, определяющее толщину. Научные концепции, если их сравнивать с медалью, имеют помимо собственно научной и прикладной сторон еще одну — психологическую, связанную с преодолением инерции мышления и пересмотром мнения, сложившегося к этому времени о данном явлении.

Психологическое препятствие можно назвать синдромом научного догматизма, или так называемого «здравого смысла». Преодоление этого синдрома, являющегося заметным тормозом научного прогресса, заключается в знании истоков его появления.

Идеи о медленном образовании и накоплении нефти и газа и, как следствие этого, об исчерпаемости и невосполнимости запасов углеводородов (УВ) в недрах Земли появились еще в середине прошлого века вместе с зачатками нефтегазовой геологии. Они базировались на умозрительном представлении о генерации нефти как процессе, связанном с отжиманием воды и углеводородов при погружении и возрастающем уплотнении осадочных пород с глубиной.

Медленное погружение и постепенное нагревание, протекающие в течение многих миллионов лет, и породили иллюзию об очень медленном нефтегазообразовании. Стало аксиомой, что чрезвычайно малая скорость образования залежей УВ несопоставима со скоростью извлечения нефти и газа при эксплуатации месторождений. Здесь произошла подмена представлений о скоростях химических реакций при деструкции органического вещества (ОВ) и трансформации его в подвижные газожидкие УВ, скоростями погружения осадочных толщ и их катагенетического преобразования за счет медленного, преимущественно кондуктивного, прогрева. Огромные скорости химических реакций были заменены относительно низкими скоростями эволюции осадочных бассейнов. Именно это обстоятельство лежит в основе представлений о длительности нефтегазообразования, а следовательно, и исчерпаемости, невосполнимости запасов нефти и газа в обозримом будущем.

Взгляды о медленном нефтеобразовании получили всеобщее признание и были положены в основу как экономических концепций, так и теорий нефтегазообразования. Многие исследователи при оценке масштабов генерации УВ понятие «геологического времени» вводят в расчетные формулы в качестве множителя. Однако, по-видимому, опираясь на новые данные, следует обсудить и пересмотреть эти взгляды [4, 9−11].

Определенный отход от традиции можно усмотреть уже в теории стадийности нефтеобразования и идее о главной фазе нефтеобразования (ГФН), предложенных в 1967 году Н. Б. Вассоевичем [2]. Здесь впервые показано, что пик генерации приходится на сравнительно узкий глубинный и, следовательно, временной интервал, определяемый временем нахождения материнской толщи в температурной зоне 60−150°С.

Дальнейшее изучение проявления стадийности показало, что основные волны нефтегазообразования распадаются на более узкие пики. Так, С. Г. Неручев с соавторами установил несколько максимумов как для зоны ГФН, так и для ГЗГ. Соответствующие им генерационные пики отвечают по мощности интервалам всего в несколько сот метров. А это свидетельствует о значительном сокращении длительности генерации УВ и одновременно о значительном возрастании ее скорости [6].

Высокие скорости генерации УВ вытекают и из современной модели этого процесса. Нефтегазообразование в осадочном бассейне рассматривается как саморазвивающийся многостадийный химический процесс, выраженный чередованием реакций разложения (деструкции) и синтеза и протекающий под действием как запасенной органическими соединениями «биологической» (солнечной) энергии, так и энергии эндогенного тепла Земли, причем, как показали результаты сверхглубокого бурения, большая часть тепла поступает к подошве литосферы и перемещается в литосфере конвективным путем. На долю тепла, связанного с радиоактивным распадом, приходится менее одной трети от общего его количества [8]. Считается, что в зонах тектонического сжатия тепловой поток составляет около 40 мВт/м2, а в зонах растяжения его значения достигают 60−80 мВт/м2. Максимальные значения установлены в срединно-океанских рифтах — 400−800 мВт/м2. Низкие значения, наблюдаемые в молодых впадинах типа Южного Каспия и Черного моря, искажены из-за сверхвысоких скоростей седиментации (0,1 см/год). На самом деле они также достаточно высоки (80−120 мВт/м2) [8].

Разложение ОВ и синтез УВ как химические реакции идут чрезвычайно быстро. Реакции деструкции и синтеза следует рассматривать как революционные переломные моменты, приводящие к появлению нефти и газа, с последующей концентрацией их в залежи на общем фоне медленного эволюционного погружения и прогрева осадочной толщи. Этот факт нашел убедительное подтверждение лабораторными исследованиями пиролиза керогена.

В последнее время для описания быстро протекающих явлений превращения вещества из одного состояния в другое стали использовать термин «анастрофа», предложенный шведским химиком X. Балчевским. Образование углеводородных соединений из разлагающейся органики, происходящее скачком с огромной скоростью, следует относить к категории анастрофических.

Современный сценарий нефтегазообразования рисуется следующим образом. Органическое вещество осадочных толщ погружающегося бассейна испытывает серию трансформаций. На этапе седиментогенеза и диагенеза идут распад основных групп биополимеров (жиров, белков, углеводов, лигнина) и синтез разного типа геополимеров, накапливающихся в осадке и создающих кероген осадочных пород. Одновременно происходит быстрый синтез (геоанастрофа) углеводородных газов, которые могут скапливаться под первыми флюидоупорами, создавать в придонном слое или мерзлотных областях газогидратные толщи, образовывать естественные выходы газа на поверхности или на дне водоемов (Рис. 1).

Рис. 1. Схема газогидратообразования в Припарамуширской части Охотского моря (по [5]): 1 — осадочный слой; 2 — консолидированные слои; 3 — формирующийся газогидратный слой; 4 — зона концентрации газа; 5 — направление миграции газа; 6 — донные выходы газа. Вертикальный масштаб в секундах

 

На этапе катагенетического преобразования осадочных пород имеет место термодеструкция геополимеров и термокаталитическая анастрофа нефтяных УВ из кислородсодержащих фрагментов липидных и изопреноидных соединений, высвобождающихся из керогеновоп формы рассеянного органического вещества [31]. В результате создаются жидкие и газовые углеводороды, образующие мигрирующие УВ-растворы, переходящие из материнских толщ в коллекторские горизонты и флюидопроводящие нарушения.

УВ-растворы, насыщающие природные резервуары, или концентрируются в их приподнятых частях в виде индивидуальных скоплений нефти и газа, или при движении вверх по тектоническим нарушениям попадают в зоны более низких температур и давлений и там образуют залежи различных типов, или при высокой интенсивности процесса выходят на дневную поверхность в виде естественных нефтегазопроявлений.

Анализ размещения нефтяных и газовых месторождений в бассейнах СНГ (Рис. 2) и мира однозначно свидетельствует, что имеется глобальный уровень в 1−3 км концентрации нефтегазовых скоплений и к нему приурочено около 90% всех запасов УВ,

Рис. 2. Распределение по глубине запасов нефти и газа в бассейнах СНГ (по А. Г. Габриелянцу, 1991)

 

в то время как очаги генерации располагаются на глубинах от2 до 10 км (Рис. 3).

Рис. 3. Типизация бассейнов по соотношению главной зоны нефтеобразования и основного интервала концентрации залежей нефти и газа (по А. А. Файзулаеву, 1992, с изменениями и добавлениями).

 

Типы бассейнов: I — разобщенный; II — сближенный; III — объединенный. Название бассейнов: — Южно-Каспийский; — Венский; — Мексиканского залива; 4 — Паннонский; 5 — Западно-Сибирский; — Пермский, 7 — Волго-Уральский. Вертикальная зональность: 1 — верхняя транзитная зона: 2— глазная зона нефтенакоплепия: 3 — нижняя транзитная зона; 4 — ГФН (очаги генерации нефти); 5 — ГФГ (очаги генерации газа); 6— направление миграции углеводородов; 7 — площадь, отражающая геологические запасы УВ или число залежей, %

Положение очагов генерации определяется температурным режимом бассейна, а положение залежей нефти и газа в первую очередь термобарическими условиями конденсации УВ-растворов и потерей энергии миграционного движения. Первое условие индивидуально для отдельных бассейнов, второе — в общем виде универсально для всех бассейнов. Таким образом, в любом бассейне снизу вверх выделяются несколько генетических зон поведения УВ: нижняя или главная зона генерации УВ и образования УВ-растворов, нижняя зона транзита УВ — растворов, главная зона аккумуляции УВ-растворов в залежи и верхняя зона транзита УВ-растворов и выхода их на дневную поверхность. Кроме этого в глубоководных морских осадочных бассейнах и бассейнах, расположенных в приполярных районах, в кровле бассейна появляется зона газогидратов.

Рассмотренный сценарий нефтегазообразования позволяет дать количественную оценку скорости УВ-образования в нефтегазоносных бассейнах, испытывающих интенсивное погружение и, следовательно, находящихся в условиях интенсивного современного УВ-образования. Наиболее ярким показателем интенсивности нефтегазообразования служат естественные нефте‑ и газопроявления в современных бассейнах седиментации. Естественные просачивания нефти установлены во многих районах мира: у берегов Австралии, Аляски, Венесуэлы, Канады, Мексики, США, в Персидском заливе, Каспийском море, у о. Тринидад. Суммарные объемы выхода нефти и газа составляют значительные величины. Так, в морском бассейне Санта-Барбара у берегов Калифорнии лишь с одного участка дна поступает до 11 тыс л/с нефти (до 4 млн т/год). Этот источник, действующий более 10 тыс. лет, был обнаружен в 1793 г. Д. Ванкувером [15]. Подсчеты, проведенные Ф. Г. Дадашевым и др., показали, что в районе Апшеронского полуострова на дневную поверхность выходят миллиарды кубометров газа и несколько миллионов тонн нефти в год. Это — продукты современного нефтегазообразования, не перехваченные ловушками и проницаемыми, заполненными водой пластами. Следовательно, предполагаемые масштабы генерации УВ должны быть увеличены во много раз.

Об огромных скоростях газообразования однозначно свидетельствуют мощные толщи газогидратов в современных осадках Мирового океана. Уже установлено более 40 районов газогидратораспространения, заключающих многие триллионы кубометров газа. В Охотском море А. М. Надежный и В. И. Бондаренко наблюдали формирование газогидратного слоя площадью 5000 м2, содержащего 2 трлн м3 углеводородного газа [5]. Если считать возраст отложений в 1 млн лет, то скорость поступления газа превышает 2 млн м3/год [5]. Интенсивное просачивание имеет место в Беринговом море [14].

Наблюдения на месторождениях Западной Сибири (Верхнеколикеганское, Северо-Губкинское и др.) показали изменение состава нефтей от скважины к скважине, объясняемое притоком УВ по скрытным трещинам и разрывам (Рис. 4) из более глубоко расположенного очага генерации УВ, что однозначно свидетельствует о наличии в зонах транзита УВ нарушений и трещин скрытого характера (ghost-faults), которые, однако, достаточно хорошо трассируются на временных сейсмических профилях.

Рис. 4. Модель формирования нефтяной залежи в пласте БП10, Северо-Губкинского месторождения (Западная Сибирь)

 

I — профильный разрез; II — генерализованные хроматограммы проб нефтей. Залежи нефти: 1 — «первичного»; 2 — «вторичного» составов; 3 — направление движения УВ из очага генерации; 4 — номер скважин; 5 — трещина; 6 — хроматограммы (а — н-алканы, б — изопреноидные алканы). С — количество углерода в молекуле

Пробы нефтей из скважин, расположенных в зоне нарушений, имеют меньшую плотность, больший выход бензиновых фракций и более высокие значения отношения изопренанов пристан-фитан, чем пробы из центральной части залежи, находящейся в зоне меньшего влияния восходящего флюидного потока и отражающие нефти более раннего поступления. Изучение современных форм гидротермального и углеводородного высачивания на морском дне позволило В. Я. Троцюку выделить их в особую группу природных явлений, названную им «структурами флюидного прорыва» [13].

О большой скорости формирования УВ однозначно свидетельствует и существование гигантских залежей газа и нефти, особенно, если они приурочены к ловушкам, образовавшимся в четвертичное время.

Об этом же говорят и гигантские объемы тяжелых нефтей в верхнемеловых слоях месторождения Атабаска в Канаде или в олигоценовых породах Оринокского бассейна Венесуэлы. Элементарные расчеты показывают, что 500 млрд т тяжелой нефти Венесуэлы потребовали для своего образования 1,5 трлн т жидких УВ, а при длительности олигоцена менее 30 млн лет скорость поступления УВ должна была превышать 50 тыс. т/год. Давно известны случаи восстановления через несколько лет добычи нефти на заброшенных скважинах старых месторождений Бакинского и Грозненского районов. Более того, на отработанных залежах грозненских месторождений Старогрозненское, Октябрьское, Малгобек есть действующие скважины, суммарная добыча нефти на которых давно превысила начальные извлекаемые запасы.

Доказательством больших скоростей нефтеобразования может служить обнаружение так называемых гидротермальных нефтей [7]. В ряде современных рифтовых впадин Мирового океана (Калифорнийский залив и др.) в четвертичных осадках под действием высокотемпературных гидротерм установлены проявления жидкой нефти, ее возраст можно оценить от нескольких лет до 4−5 тыс. лет [7]. Но если считать гидротермальную нефть аналогом лабораторного пиролитического процесса, скорость следует оценивать первой цифрой.

В качестве косвенных доказательств больших скоростей перемещения углеводородных растворов может служить их сопоставление с другими природными флюидными системами, испытывающими вертикальное перемещение. Совершенно очевидны огромные скорости излияния магматических и вулканогенных расплавов. Например, современное извержение вулкана Этна происходит со скоростью движения лавы 100 м/ч. Интересно, что в спокойные периоды в течение одного года с поверхности вулкана по скрытым нарушениям в атмосферу просачивается до 25 млн т углекислоты. Скорость истечения высокотемпературных гидротерм срединно-океанских хребтов, происходящего по крайней мере в течение 20−30 тыс. лет, составляет 1−5 м3/с. С этими же системами связано формирование сульфидных залежей в виде так называемых «черных курильщиков». Рудные тела образуются со скоростью в 25 млн т/год, а длительность самого процесса оценивается в 1−100 лет [1]. Интересны построения О. Г. Сорохтина, который считает, что кимберлитовые расплавы двигаются по литосферным трещинам со скоростью 30−50 м/с [11]. Это позволяет расплаву преодолеть породы континентальной коры и мантии толщиной до 250 км всего за 1,5−2 часа [12].

Приведенные примеры свидетельствуют, во-первых, о значительных скоростях не только генерации УВ, но и движения их растворов через транзитные зоны в земной коре по имеющимся в ней системам скрытых трещин и нарушений. Во-вторых, о необходимости различать очень медленные скорости погружения осадочных слоев (м/млн лет), медленные скорости прогрева (от 1°С/год до 1°С/млн лет) и, наоборот, очень быстрые скорости самого процесса генерации УВ и перемещения их из очага генерации к ловушкам в природных резервуарах или на дневную поверхность бассейна. В-третьих, сам процесс преобразования ОВ в УВ, имеющий пульсационный характер, развивается также достаточно долго в течение миллионов лет.

Все сказанное, если окажется справедливым, потребует коренного пересмотра принципов разработки нефтяных и газовых месторождений, располагающихся в современных, интенсивно генерирующих УВ — бассейнах. Исходя из темпов генерации и числа месторождений разработка последних должна планироваться таким образом, чтобы скорость отбора находилась в определенном соотношении со скоростью поступления УВ из очагов генерации. При этом условии одни месторождения будут определять уровень добычи, другие — находиться на естественном пополнении своих запасов. Таким образом, многие нефтедобывающие районы будут действовать сотни лет, давая устойчивую и сбалансированную масштабом генерации УВ добычу. Именно такой принцип, подобный принципу эксплуатации лесных угодий, должен стать важнейшим в развитии нефтегазовой геологии в ближайшие годы.

Нефть и газ — возобновляемые природные ископаемые и их освоение должно строиться, исходя из научно обоснованного баланса объемов генерации УВ и возможностей отбора в процессе эксплуатации месторождений.

 

Б. А. Соколов, А. Н. Гусева. «О возможности быстрой современной генерации нефти и газа». Вестник Московского университета, сер. 4. Геология. 1993. № 3. С. 39−46

 

Читайте также: Тихая сенсация: нефть синтезируется сама в отработанных месторождениях

 

Борис Александрович Соколов (1930−2004) — член-корреспондент РАН, доктор геолого-минералогических наук, профессор, заведующий кафедрой геологии и геохимии горючих ископаемых, декан геологического факультета (1992−2002) Московского государственного университета им. М. В. Ломоносова, лауреат премии имени И. М. Губкина (2004) за серию работ «Создание эволюционно-геодинамической концепции флюидодинамической модели нефтеобразования и классификации нефтегазоносных бассейнов на геодинамической основе».

Гусева Антонина Николаевна (1918−2014) — кандидат химических наук, нефтяной геохимик, сотрудник кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова.

 

Список литературы

1. Бутузова Г. Ю. О связи гидротермального рудообразовання с тектоникой, магматизмом и историей развития рифтовой зоны Красного моря // Литол. и полезн. ископ. 1991. № 4.

2. Вассоевич Н. Б, Теория осадочно-миграционного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние) // Изв. АН СССР. Сер. геол. 1967. № 11.

3. Гусева А. Н., Лейфман И. Е., Соколов Б. А. Геохимические аспекты создания общей теории нефтегазообразования // Тез. докл. II Всесоюз. совета по геохимии углерода. М., 1986.

4. Гусева А. Н» Соколов Б. А. Нефть и природный газ — быстро и постоянно образующиеся полезные ископаемые // Тез. докл. III Всесоюз. совещ. по геохимии углерода. М., 1991. Т. 1.

5. Надежный А. М., Бондаренко В. И. Газовые гидраты в Прикамчатско-Припарамуширской части Охотского моря//Докл. АН СССР. 1989. Т. 306, №5.

6. Неручев С. Г., Рагозина Е. А., Парпарова Г. М. и др. Нефте'газообразование в отложениях доманикового типа. Л., 1986.

7. Си мо не йт Б. Р. Т. Созревание органического вещества и образование нефти: гидротермальный аспект // Геохимия. 1986. Д* 2.

8. Смирнов Я. Б., Кононов В. И. Геотермические исследования и сверхглубокое бурение // Сов. геол. 1991. № 8.

9. Соколов Б. А. Автоколебательная модель нефтегазообразования // Вестн. Моек, ун-та. Сер. 4, Геология. 1990. № 5.

10. Соколов Б. А. О некоторых новых направлениях развития нефтегазовой геологии // Минерал. рес. России. 1992. № 3.

11. Соколов Б. А., Ханн В. Е. Теория н практика развития поисков нефти и газа в России: итоги и задачи // Изв. АН СССР. Сер. геол. 1992. № 8.

12. Сорохтин О. Г. Образование алмазоносных кимберлитов и родственных им пород с позиций тектоники плит // Геодинам. анализ и закономерности формирования и размещения месторождений полезных ископ. Л., 1987. С. 92−107.

13. Троцюк В. Я. Нефтематеринские породы осадочных бассейнов акваторий. М., 1992.

14. Abrams М. A. Geophysical and geochemical evidence for subsurface for hydrocarbon leakage in the Bering Sea, Alaska//Marine and Petroleum Geologv 1992. Vol. 9, N 2.

15. Oceanus. 1988. Vol. 31, N 1. P. 68.

Нажмите Подписаться на канал, чтобы не пропустить наши новые видео.