ГЛАВА 5. ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИ И ПРИРОДНОГО ГАЗА

Многочисленные гипотезы происхождения нефти, высказанные с мчала VII века до настоящего времени, несмотря на большое разнообразие подразделяются на две группы- органического и неорганического происхождения.

6.1. Неорганические (абиогенные) гипотезы происхождения нефти и газа

Одним из первых идею неорганического происхождения нефти в середине XIX века выдвинул французский химик Вертело, который высказал предположение о том, что нефть образовывается в недрах Земли из минеральных веществ.

Д.И.Менделеев изложил свою гипотезу неорганического происхождения нефти. Образование УВ в недрах Земли, по его мнению, происходит в результате взаимодействия карбидов металлов с водой. 11амример, с карбидом железа: 2Fe + 3H₂0 = Fe20₃ + СгНб.

В 1892 г. В.Д.Соколовым была высказана гипотеза космического происхождения нефти. По его мнению, в составе первичного газопылевого облака, из которого образовалась Земля, находились УВ. По мере формирования Земли УВ оказались в мантии. По мере остывания мантии УВ выделяются из нее и мигрируют в литосферу.

В XX веке идея неорганического синтеза УВ наиболее активно развивалась в Советском Союзе (Н.А.Кудрявцев, В.Е.Перфильев) и США (Мак-Дерлот). Н.А.Кудряцев в 1954 г. выдвинул гипотезу образования УВ а мантии. По его предположению из углерода и водорода, имеющихся в магме, образуются углеводородные радикалы СН, СНа, СНз, которые как и водород выделяются из магмы при снижении температуры и давления.

Пока нет ни теоретических, ни экспериментальных данных, которые могли бы показать возможность неорганического синтеза не метана или отдельных простейших УВ, а сложной и закономерной по составу системы УВ, азотистых, сернистых, кислородных и металлоорганических соединений, весьма сходных по комплексу признаков с биоорганическим веществом. Все основные доводы в пользу неорганической гипотезы происхождения нефти являются косвенными и допускают двойственное объяснение, как с позиции неорганического, так и органического генезиса нефти.

В качестве основных аргументов в пользу неорганического происхождения нефти сторонники этого направления приводят следующее:

• 
  присутствие в спектре космических тел соединений углерода с водородом;
  
• 
  наличие в атмосфере планет Солнечной системы метана;
  
• 
  возможный синтез УВ неорганическим путем;
  
• 
  присутствие горючих газов в вулканических газах;
  
• 
  обязательное насыщение нефтью всего разреза в нефтегазоносном районе ("закономерность Кудрявцева") от самого верхнего продуктивного горизонта вниз до пород фундамента включительно;
  
• 
  наличие нефти в изверженных породах и породах кристаллического фундамента;
  
• 
  региональная приуроченность скоплений нефти и газа к зонам глубинных разломов.
  

Органическое происхождение нефти и природного газа в настоящее время признается большинством специалистов нефтяной геологии. Это положение обуславливается большим количеством геологических, геохимических и химических доводов.

К числу основных геологических доводов можно отнести:

• 
  абсолютное большинство известных скоплений нефти и газа (99.9%) приурочено к осадочным образованиям от протерозоя до четвертичных;
  
• 
  неравномерность скоплений нефти и газа в литосфере; приуроченность абсолютного большинства скоплений к определенным тектоническим элементам земной коры.
  

- нефть и природные горючие газы через различные переходные

- наличие в рассеянном органическом веществе (РОВ)

Многочисленны химические доводы в пользу органического происхождения нефти: установление особенностей состава и молекулярной структуры УВ, азотистых, кислородных, сернистых и металлоорганических соединений нефти свидетельство об их генетическом родстве с аналогичными молекулярными структурами живого вещества.

Одним из таких свойств общих для живого вещества и нефти, является оптическая активность, определяемая наличием зеркальных стереоизомеров, вращающих плоскость поляризации света. Оптическая ассимметрия органических молекул служит убедительным основанием для вывода о наличии живого вещества или продуктов его посмертного разложения. С этих позиций оптически активная нефть может быть только Продуктом биосферы, а ни в коем случае не результатом неорганического синтеза.

Другим свойством нефти, свидетельствующим о ее происхождении от живого вещества, является присутствие в нефти многочисленных "молекулярных ископаемых", или молекулярных структур, унаследованных от биоорганического вещества.

Первыми открытыми в нефти хемофоссилиями явились порфирины. Важными биогенными метками нефтей являются свойственные живому веществу изопреноидные УВ, особенно фитан и пристан, возникновение которых связывают с фитолом - структурным элементом молекулы хлорофилла. Пристан известен непосредственно в теле некоторых животных. По мере все более глубокого изучения нефти количество открываемых таких структур непрерывно возрастает. В настоящее время считается, что концентрация их в нефти может достигать 30-40% от ее массы.

Основоположником представлений об органической природе нефти и газа можно считать великого русского ученого М.В.Ломоносова. В своем труде "0 слоях земных" он высказал предположение об образовании нефти из углистого вещества под воздействием подземного тепла.

В середине прошлого века в США американские исследователи придерживались также мнения об образовании нефти путем длительной "перегонки" осадочных пород, обогащенных ОВ.

В начале XX века большинство исследователей склоняется к мысли о связи нефти с сапропелевым органическим веществом.

Академиком И.М.Губкиным была выдвинута стройная схема длительного процесса нефтегазообразования - от накопления осадков до связи формирования месторождений с тектоническими движениями земной коры.

В 40-50-е годы XX столетия теория органического происхождения нефти рассматривала процесс образования нефти как, главным образом, отжатие из глин битуминозных компонентов РОВ, образовавшимися в процессе погружения пород.

В эти годы сторонники теории органического происхождения нефти отказались от представлений о валовом превращении ОВ в нефть, о необходимости значительных концентраций ОВ.

В эти же годы детальными литолого-битуминологическими исследованиями начинается интенсивное изучение углеводородной части РОВ.

Определенную долю РОВ составляют битумоиды. Битумоиды - это органические вещества, растворяющиеся в органических растворителях (хлороформ, спиртобензол и др.). Битумоиды, выделяемые из РОВ хлороформом, называются хлороформенными битумоидами ГХБ). ХБ, наиболее обогащенная углеводородами часть ОВ, является одним из наиболее основных параметров нефтематеринских пород. Отношение величины содержания ХБ к содержанию С_орг в РОВ обозначается коэффициентом р (% вес.).В составе ХБ различают масляную и смолисто-асфальтовую части. Обязательным компонентом масляной фракции являются углеводороды.

Были установлены количественные и качественные изменения ХБ в процессе литогенеза. Так, выяснилось, что количество ХБ достигает максимума в РОВ, степень преобразованности которого соответствует длиннопламенной и газовой стадиям карбонизации ОВ гумусовых углей.

Были введены понятия, отражающие процессы перемещения углеводородных компонентов в осадочных породах. Сингенетичный бигумоид (СБ) - углеводородная фракция РОВ, незатронутая процессами эмиграции. Паравтохтонный битумоид - подвижная часть СБ, претерпевшая незначительное перемещение в пределах материнской породы. Этот процесс можно назвать протомиграцией. Остаточный битумоид (ОС) - СБ лишенный наиболее подвижной своей части в результате миграции. Эпигенетичный битумоид (ЭБ) - наиболее легкая масляная часть, отделившаяся от СБ и переместившаяся из материнского пласта. По своему элементному составу ЭБ очень близок к нефти (этот битумоид можно назвать микронефтью). Понятие "микронефть" было введено Н.Б.Вассоевичем в 1952 г.

В 60-70-е годы установлены фундаментальные положения, позволившие построить стройную теорию органического происхождения нефти. Методом материального баланса в отношениях атомов С, Н, О, N и S в элементном составе ХБ была показана возможность миграции углеводородной части РОВ в осадочных породах. (СГ.Неручев, А.Э.Конторович, Е.А.Рогозина и др.). Появился механизм оценки нефтематеринского потенциала пород. В эти же годы А.А.Трофимуком и А.Э.Конторовичем был показан механизм эмиграции УВ из глинистых пород, отрицавшийся сторонниками неорганического происхождения нефти и не имевший весомой аргументации у сторонников органического происхождения нефти. Методом материального баланса соотношения С, Н и гетероатомов была показана реальность процесса эмиграции углеводородных соединений, генерируемых в РОВ. При этом было указано на затрудненность эмиграции из центральных частей глинистых нефтематеринских толщ.

В эти же годы экспериментальными работами была доказана возможность эмиграции УВ из глинистых материнских пород вместе с отжимаемыми из глин и глинистых пород седиментационными водами, вместе со сжатыми газами и в виде однофазной газонефтяной системы.

В 70-80-х годах были окончательно сформулированы основные положения вертикальной зональности генерации жидких и газообразных УВ в процессе катагенетического преобразования осадочных пород. Эта зональность увязана со шкалой карбонизации гумусовых углей. Решающий вклад в формирование этих представлений сделали советские геологи и геохимики: В.А.Соколов, Н.Б.Вассоевич, А.Э.Конторович, А.А.Трофимук, И.В.Высоцкий, СГ.Неручев, В.А.Успенский и многие другие. Фундаментальными положениями явились введенные в понятия "главная фаза (зона^-) нефтеобразования" (Н.Б.Вассоевич, А.Э.Конторович) в 1967 г. (в зарубежной литературе "oil window"). Н.Б.Вассоевич (1967 г.) всю сумму накопленных представлений о генетической связи РОВ, захороненного в осадочных толщах, с нефтью, подчеркивающую органическую связь нефтеобразования с литогенезом, предложил именовать осадочно-миграционной теорией нефтеобразования.

Накопленные геолого-геохимические данные позволяют в общих чертах представить в соответствии с осадочно-миграционной теорией модель нефтегазообразования в терригенных породах.

Исходным материалом для всей сложной гаммы углеводородных соединений, входящих в состав нефти и природного газа, является органическое вещество (ОВ), находящееся в литосфере в рассеянной (РОВ) и концентрированной (КОВ) форме.

РОВ присутствует в природе в виде мелких включений (детрит) и тончайших частиц. По условиям образования РОВ может быть автохтонным, т. е. образовавшимся за счет той среды, в которой формировался осадок, и аллохтонным, поступившим в осадок из другой среды. Выделяются два основных генетических типа РОВ - сапропелевый и гумусовый. Сапропелевое РОВ представляют собой продукт преобразования, главным образом, бентоса (водоросли, травы и организмы, населяющие дно водоема и природный слой) и планктона (растительные и животные организмы, проживающие в водной среде). Гумусовое РОВ представляют собой продукт преобразования целлюлозно-лигниного материала наземной растительности. В осадочных породах, как правило, РОВ представляют собой смесь сапропелевого и гумусового ОВ, соотношение долей которого меняется в зависимости от литофациального облика пород и возраста отложений. В докембрийских и нижнепалеозойских отложениях присутствуют ОВ только сапропелевого типа. Наземная растительность появилась в девоне. С верхнедевонскими отложениями связаны наиболее древние промышленные скопления каменного угля.

В осадочных породах содержание РОВ, как правило, не превышает 1-2%. Широко распространены концентрации менее 0.1 %. Наиболее бедны РОВ красноцветные и карбонатные породы. В отдельных случаях концентрация РОВ превышает 20 % (такие породы относятся к горючим сланцам).

Принято оценивать содержание РОВ в осадочных породах по содержанию в них С_орг. Среднее содержание С_орг. в глинистых породах -1-1.1 %, в алеврито-песчаных - 0.3-0.4%, в мергелях - 0.4%, в карбонатах -0.2%.

Литолого-битуминологическими исследованиями установлено, что количество и состав ХБ зависят от типа исходного ОВ и фациального генезиса осадков. Было установлено, что при прочих равных условиях сапропелевая органика более богата ХБ, чем гумусовая.

Представим последовательность процессов, из которых складывается сущность осадочно-миграционной теории нефтегазообразования.

Любая осадочная порода на стадии седиментации (формирования осадка) содержит то или иное количество ОВ. От литофациального облика пород зависит количество и тип ОВ, захороненного в осадке, степень его аэробной преобразованности. Естественно, например, предположить, что условия захоронения липидных компонентов ОВ, являющихся основным источником жидких УВ, в застойных водоемах значительно благоприятнее, чем в русловых фациях или в условиях литорали.

В сформировавшемся осадке на стадии диагенеза в результате микробиальной деятельности из ОВ выделяются газообразные продукты (С0₂, СИ»). На этой стадии происходит упрощение структуры ряда соединений, входящих в состав липоидной составляющей ОВ. На этой стадии происходит интенсивное отжатие седиментационных вод, насыщающих осадок. Происходит сокращение объема порового пространства глинистых пород с 60 до 25 %, происходит уплотнение осадка, увеличение его плотности.

Следующая стадия преобразования осадка - катагенез, подразделяется на прото -(ПК|.з), мезо -(MKi.₅) и апокатагенез (АКм).

Протокатагенез, соответствующий буроугольной стадии карбонизации гумусовых углей, характеризуется началом процессов новообразования и преобразования УВ путем слабого термолиза и (или) термокатализа (по Н.Б.Вассоевичу). Эти процессы обусловливаются повышением температуры и давления в осадочной породе, испытывающей погружение. К завершению этой стадии катагенеза (соответствует буроугольной стадии карбонизации углей) в РОВ увеличивается содержание ХБ, т. е. возрастает битумоидный коэффициент (ХБ/С_орг).

Стадию мезокатагенеза (МК) принято подразделять на 5 этапов, соответствующих пяти маркам каменных углей - MKi (Д-длиннопламенные), МК₂ (Г-газовые), МК₃ (Ж-жирные), МК₄ (К-коксовые) и МК5 (ОС-отощенно-спекающиеся).

Со стадией мезокатагенеза связаны основные события, составляющие процесс нефтеобразования.

На этапах МК) и МК₂ наиболее интенсивно в результате термокатолиза и мягкого термолиза (по Н.Б.Вассоевичу) происходит новообразование жидких и газообразных УВ. С этими этапами связана главная фаза нефтеобразования (ГФН), или главная зона нефтеобразования (по А.Э.Конторовичу).

Исследованиями отечественных и зарубежных геологов (Н.Б.Вассоевич, А.Э.Конторович, С.Г.Неручев, А.А.Трофимук, Ю.И.Корчагина, А.М.Акрамходжаев, Б.Тиссо, Р.Пеле, Д.Вельте и др.) определены основные геолого-геохимические параметры ГФН (ГЗН) (термин ГФН характеризует термобарические условия нефтеобразования, а термин ГЗН определяет положение этих условий в трехмерном пространстве): положение в вертикальном ряду донецкой шкалы углефикации на уровне Д-Г (в отдельных случаях до Ж), температурный диапазон 60-150 °С, кристаллохимические преобразования глинистых минералов (в первую очередь, гидрослюдизация монтмориллонита), возрастание в РОВ коэффициента р, количества УВ, повышение содержания С в элементном составе нерастворимой части ОВ и т.д.

На рис. 23 и 24 приведены изменения коэффициента битуминозное™ и элементного состава ХБ РОВ сапропелито-гумитового и гумито-сапропелитового типов пермских, верхнеюрских и меловых отложений Вилюйской синеклизы. Из сопоставления этих графиков видно, что при наличии общей тенденции в изменении рассматриваемых параметров с увеличением глубины залегания, в то же время присутствуют существенные различия. В РОВ гумито-сапропелитового типа изменения в составе РОВ фиксируются уже с конца стадии ПК и начала MKi (1500-1800 м), тогда как в РОВ сапропелито-гумитового типа увеличение коэффициента, а фиксируется на глубинах 2200-2500 м. Для гумито-сапропелитов характерны более высокие значения коэффициентов р.

С нарастанием степени катагенетической преобразованности РОВ фиксируется снижение коэффициента битуминозности (Р). Для РОВ сапропелито-гумитов это наблюдается на глубинах свыше 4000 м (рис. 23 ), а для гумито-сапропелитов - на глубинах около 2500 м (рис. 24).

Такая динамика изменения ряда параметров РОВ рассматривается большинством исследователей как доказательство эмиграции наиболее мигрантноспособной углеводородной части РОВ из материнских пород в породы-коллекторы. Этот процесс называется первичной миграцией (см. раздел 5.4).

Подобная динамика изменения количественных показателей ХБ, свидетельствующих о процессах новообразования УВ и их эмиграции из материнских пластов, установлена во многих нефтегазоносных бассейнах мира (рис. 25). Из сравнения этих графиков видна однонаправленность процесса. Различие же в глубинах залегания пород, в которых происходят адекватные процессы, определяются влиянием большого количества факторов. К числу этих факторов относятся: температура,давление,

1 - пермские, 2 - меловые, 3 - верхнеюрские.

Усл. обозначения см. рис. 23.

Рис. 25. Зависимость битумоидного коэффициента в глинах и аргиллитах от максимальной глубины погружения в морских терригенных формациях (сапропелевое органическое вещество), по А.Э.Конторовичу (1976).

А - тоарские сапропелевые глины Западно-Европейской платформы (Парижский бассейн); Б - волжско-берриаские сапропелевые глины Западно-Сибирской плиты; В -меловые отложения Западно-Сибирской плиты; Г - майкопские отложения Скифской плиты (Западное Предкавказье); Д - палеогеновые отложения Ферганской впадины. 1 -линии минимальных и максимальных значений; 2 - линии медианных значений.

геологическое время (длительность), литологический состав отложений, тип органического вещества, особенности геологического развития, гидродинамические и гидрохимические условия, геотермический режим.

Продолжающееся погружение материнской породы на большие глубины сопровождается повышением пластовых температур. Породы попадают в геотермические условия главной фазы газообразования (ГФГ) - температура от 150 до 200-250°С. Пространственно, это диапазон глубин от 3.5-5 км до 6-9 км, выделяемый в главную зону газообразования (ГЗГ). В шкале углефикации эта фаза приурочена к этапам МК: от NQQ до АК. Этот этап преобразования РОВ характеризуется интенсивной генерацией газообразных УВ (главным образом, метана). В этой зоне происходит глубокая термохимическая деструкция нерастворимой части РОВ.

Экспериментальными данными в ГФГ фиксируется преобладанием в газовой фазе метана. Количество метана в закрытых породах (в расчете на РОВ) возрастает в несколько раз. Генерация УВ - газов синхронно сопровождается почти полной эмиграцией их в породы-коллекторы. В пластовых водах пород-коллекторов В ГНЗ наблюдается максимальная концентрация водорастворенного метана с приближением упругости его паров к давлению насыщения, т. е. к условиям выделения газа в свободную фазу.

Следует заметить, что процесс генерации газообразных УВ более универсален, чем процесс генерации жидких УВ. Образование газов происходит на всех этапах постседиментационной истории преобразования осадка. На этапе протокатагенеза образуется СО₂ и СН₄. В метагенезе в балансе образующихся газов преобладают гомологи метана, образующиеся одновременно и с жидкими УВ.

При довольно четко определяемых термобарических параметрах фаз генерации жидких и газообразных УВ, в осадочных бассейнах мира наблюдаются существенные различия в глубинном положении зон генерации УВ (рис. 26).

Рнс. 26. Глубинная зональность катагенеза РОВ в отложениях некоторых нефтегазоносных регионов мира, по данным Г.М.Парпаровой и С.Г.Неручева.

1 - Поволжье (Волго-Уральская провинция); П- Припятская впадина; III- Днепрово-Донецкая впадина; IV -Вилюйская синеклиза; V - Предкавказье; VI - склон Скифской плиты на границе с Терско-Каспийским прогибом; VII - Мангьшшак; VIII - центральная часть Западно-Сибирской плиты; IX - Восточная Камчатка; X - Аляска; XI -Калифорния; XII - Азербайджан; ХШ - Прикаспийская впадина.

Стадии катагенеза: 1 - ПК; 2 - МК,; 3 - МК₂; 4 - МК₃; 5 - МК,.

Г.М.Парпаровой и С.Г.Неручевым (1981) показано, что наиболее растянутая глубинная зональность (нижняя граница ПК до 3.1 км, МК) - до 4.2 км, МКг - 5 км и глубже) наблюдается в кайнозойских осадочных бассейнах, в синеклизах и впадинах, как молодых, так и древних платформ со значительной толщиной осадочного чехла (8-20 км), в районах проявления соляного тектогенеза. Сжатая глубинная зональность (ПК - до 1.5 км, МК₍ - до 2 км, МК₂ - до 2.4-2.7 км) наблюдается на древних и эпипалеозойских платформах и в районах палеозойской и мезозойский складчатости.

Приведенные данные ' однозначно свидетельствуют об однонаправленности процессов протекающих в осадочно-породных бассейнах (ОПБ). Различия же в глубинах залегания осадков и пород, в которых происходят адекватные процессы, определяются влиянием большого количества факторов. К числу этих факторов относятся: температура (геотермический режим), давление, геологическое время (длительность того или иного процесса), литологический состав отложений, тип органического вещества, его количество, особенности геологического развития, гидродинамические и гидрохимические условия.

Между всеми этими факторами существуют причинно-следственные связи. Все эти причинно-следственные связи существуют в пределах единой системы - в осадочно-породном бассейне (ОПБ).

"Осадочно-породный бассейн" является по Н.В. Лопатину (1983) открытой динамической неравновесной самоорганизующееся системой. Эволюцию ОПБ можно рассматривать как последовательную смену различных условий организации этой системы. В любой системе может быть выделено множество подсистем, которые, в свою очередь, могут рассматриваться как системы.

В системе ОПБ можно выделить три подсистемы - минеральную, водную и углеводородную. Для каждой из этих подсистем характерна определенная совокупность процессов, происходящих в конкретных термобарических условиях. Так, например, в определенном объеме пород ОПБ могут происходить одновременно процессы: литификации осадочных пород, выражающиеся в изменении физических свойств пород, в структурно-вещественных преобразованиях этих пород; термокаталитического преобразования ОВ, приводящего к изменению в нем соотношения углеводородных и неуглеводородных компонентов; фазовые превращения углеводородных флюидов и процессы миграции воды и УВ.

Структура ОПБ полихронна во времени и пространстве. Другими словами, структура ОПБ может быть неодинаковой в трехмерном пространстве (по трем осям координат) вследствие разных глубин залегания пород - в разных частях ОПБ может наблюдаться неодинаковое количественное соотношение трех подсистем (в верхних частях разреза на долю водной подсистемы может приходиться 25 % и более объема этой части системы, а в нижних - менее 10 %; в соответствии с вертикальной зональностью генерации УВ в различных частях ОПБ будут разные объемные соотношения между водной и углеводородной подсистемами, а также различные соотношения газообразных и жидких УВ в углеводородной подсистеме.

Структура процессов, протекающих в системе ОПБ, является синхронной и диахронной. Синхронность их заключается в параллельном течении процессов (литификация пород, катагенез ОВ и генерация УВ, эмиграция УВ и т. д.), а диахронность - в разновременности состояний тгапов, стадий одного процесса в разных участках ОПБ.

Из осадочно-миграционной теории происхождения нефти вытекает, а практика геологоразведочных работ подтверждает, как отмечал Н.Б.Вассоевич (1967 г), что все более или менее крупные области устойчивого опускания земной коры, выполненные как субаквальными отложениями, так и образованиями континентального генезиса достаточной толщины (не менее 1,5-2 км) являются зонами генерации УВ. И оценка перспектив нефтегазонасыщенности тех или иных территорий в настоящее время базируется на положениях этой теории.

Заключая раздел, рассматривающий генезис УВ, следует, однако, заметить, что признание генетической связи нефти и газа с фоссилизированным в осадочных породах ОВ, отнюдь не исключает абиогенное происхождение некоторых углеводородных соединений, главным образом, метана. И говоря, в принципе, о дуалистической природе УВ, несомненно то, что доля абиогенных УВ ничтожно мала по сравнению с количеством УВ, явно органического происхождения.

5.4. Понятие о первичной миграции

Под первичной миграцией понимается совокупность процессов приводящая к перемещению генерируемых в нефтегазоматеринской толще жидких (микронефть) и газообразных УВ в породу-коллектор. Как отмечалось в предыдущем разделе (5.3) в зонах генерации жидких (ГЗН) и газообразных (ГЗГ) УВ в элементном составе битумоидов фиксируются изменения содержания С, Н, N, О, S, что является свидетельством реальности происходящих в определенных термобарических условиях процессов эмиграции УВ.из материнской породы.

Кратко рассмотрим механизм первичной миграции. По мере увеличения глубины залегания пород, в последних под действием веса вышележащих пород (геостатическое давление) происходит уменьшение объема порового пространства. В глинистых породах на глубинах 2-3 км коэффициент открытой пористости снижается до 5-10%. Процесс уменьшения пористости глинистых пород функционально связан с процессом отжатия из глин седиментационных (поровых) вод. Генерированные в ГЗН УВ, как жидкие, так и газообразные, частично растворяются в поровой воде и отжимаются вместе с этой водой в расположенные выше и ниже по разрезу глинистой толщи песчаные породы- коллекторы, в которых поровые давления значительно ниже и близки к условному гидростатическому. Значительное количество УВ из материнских пород мигрирует в свободной фазе. По расчетам И.В.Высоцкого, в ГЗН жидкие УВ из материнских пород эмигрируют в свободной фазе, меньшая их часть - в виде ретроградного раствора и лишь очень немного в водорастворенном состоянии.

Как уже отмечалось в разделе 5.2, А.А.Трофимуком и А.Э.Конторовичем была предложена количественная модель эмиграции УВ из пласта глин. Эта модель получила название хроматографической. В основе этой модели лежат изменения элементного, компонентного и углеводородного состава ХБ. Согласно этой модели ХБ РОВ из кровельной и подошвенной частей глинистого пласта характеризуются меньшими значениями Р.более низким содержанием С и Н, более высоким содержанием гетероэлементов (рис. 27).

Рис. 27. Профильный разрез отложений верхнего лейаса. Средневилюйсжая площадь, скв. 19 (А.Э.Конторович, 1976).

С позиций хроматографического процесса такое распределение А.Э.Конторовичем объясняется тем, что промытость кровельной и подошвенной частей пласта подвижной фазой больше, чем промытость центральных частей пласта, т. е. через единицу площади кровельной и подошвенной частей пласта пройдет большее количество, обладающих растворяющей способностью, водных, жидких углеводородных и газообразных растворов.

К числу наиболее вероятных механизмов первичной миграции УВ из глинистых толщ относятся эвакуация углеводородных компонентов в водорастворенном состоянии, в истинных и коллоидных растворах, в сжатых природных газах.

Правомерность предположения о возможности первичной миграции УВ в растворенном состоянии вытекает из никем не оспариваемого явления отжимания седиментационных вод из глинистых пород в процессе их гравитационного уплотнения и их экспериментальных данных по растворимости углеводородных соединений в воде. Так, •жспериментально показано увеличение растворимости углеводородных соединений в воде с возрастанием температуры (Двали, 1967; Жузе и др., 1971 и др.). Получила экспериментальное подтверждение возможность эмиграции жидких УВ в виде тонкодисперсных эмульсий (Сергеевич, Сафронова, 1979): в пластовых условиях может происходить самопроизвольное образование микроэмульсий с последующим растворением в воде.

Вместе с тем, разобщенность с пространстве процесса отжимания основного объема поровых вод их глин, завершающегося, чаще всего, на глубинах до 1000 м, и ГНФ (глубины, как правило, больше 2000 м) как будто бы свидетельствовала о незначительной роли этого механизма в процессе эвакуации УВ из глинистых пород.

Рассматриваемому механизму первичной миграции способствует процесс гидрослюдизации монтмориллонита (Конторович, 1976 и др.). На непосредственную связь процессов первичной миграции и гидрослюдизации монтмориллонита указывает, установленный Г.В.Лебедевой, Г.А.Лебедевым (1974) и В.Ю.Ивенсеном и Г.В.Ивенсен (1975), факт отставания процесса гидрослюдизации в центральных частях мощных глинистых толщ (рис. 28).

Рис. 28. Содержание монтмориллонита и гидрослюды в породах нижнего триаса в разрезе по р. Бегиджан (Предверхоянский прогиб) (Ивенсен В.Ю., Ивенсен Г.В., 1975). 1 - песчаники, 2 - алевролиты, 3 - аргиллиты, 4 - гидрослюда, 5 - монтмориллонит.

Сопоставление этих данных с установленным фактом сохранения монтмориллонитов на глубинах 5-6 км и более в мезозойских и кайнозойских отложениях позволяет сделать предположение о существовании условий миграции УВ в водорастворенном состоянии из глинистых толщ в значительном интервале глубин. Этот вывод хорошо согласуется с данными К.Магары (Magara, 1980). Сопоставив характер уплотнения глинистых пород и изменение содержания в них УВ для третичных отложений Канадского арктического архипелага, дельты р.Нигера и Японии, К.Магара выделил зону эффективного вытеснения жидкости (zone of effective fluid exphulsion) из материнских пород, в которой выводится из глин от 30 до 70 % общего количества генерированных УВ. Зона эффективного вытеснения жидкости из глин для рассмотренных районов располагается в интервале глубин 1500-4100 м. Мак-Доуэлл (McDowell; 1975) на примере бассейна Лос-Анджелес и Пермского бассейна США, Персидского залива и Западно-Сибирской плиты пришел к выводу о том, что до 50% генерированных УВ могут эмигрировать из материнских пород с отжимаемыми седиментационными водами.

Значительная часть газообразных УВ эмигрирует из глин в свободном состоянии. А.Э.Конторович, сопоставив количество генерируемых углеводородных газов и отжимаемых из глин седиментационных вод, пришел к выводу о том, что чем богаче породы органическим веществом, тем большую роль при прочих равных условиях играет первичная миграция в свободном состоянии (Конторович, 1967). И.В.Высоцкий (1979) считает, что основной формой первичной миграции газообразных УВ является струйное перемещение в коллектор. Движение свободного газаа возможно в виде газо- или гидроразрыва, а также в виде пузырьков, проталкивающихся в коллектор вместе с выжимаемой водой.

Предположение о первичной миграции жидких УВ в газовой фазе базируется на способности сжатых газов растворять в себе жидкие и твердые УВ. Опытным путем (Жузе, Сафронова, 1967; Белецкая, 1967 и др.) доказана возможность извлечения битумоидов из осадочных пород и их переноса через породы сжатыми газами.

В геологической литературе приводятся описания возможных механизмов первичной миграции под действием тех или иных энергетических полей. Так, В.В.Коцеруба и СП.Мушенко (1967) расчетным путем показали возможность выдавливания капелек нефти под миянием гравитационных сил. А.А.Геодекян с соавторами (1984) предложили механизм первичной миграции УВ, в основе которого лежит эффект изотермической перегонки путем диффузии.

Заключая этот обзор, можно сказать следующее - вряд ли правильно выделять какой-то механизм первичной миграции в качестве основного. Правильнее говорить о преобладании того или иного механизма на определенных этапах истории преобразования материнской породы. Время действия каждого из них, их эффективность определяется сложным сочетанием большого количества физико-химических и геологических факторов. По И.В и В.И.Высоцким (1986), в процессе погружения материнской толщи в условиях нормального уплотнения имеет место смена механизмов эмиграции УВ. Так, к примеру, согласно расчетам Л').Конторовича (1967, 1972), газовый фактор отжимаемых вод из тинистых пород с гумусовым ОВ возрастает от буроугольной к плиннопламенной стадии и резко падает на газовой. Следовательно, с возрастанием стадии катагенетической преобразованности ОВ падает роль эмиграции УВ в водорастворенном состоянии, но одновременно с I уменьшением газонасыщенности воды возрастает растворимость в ней ' жидких УВ, т. е. на газовой стадии могут возникнуть условия для эмиграции жидких УВ в виде истинного раствора. На этом же этапе эмиграция жидких УВ может протекать в виде коллоидных растворов. При дальнейшем погружении породы попадают в термобарические условия ГФГ - здесь возможно растворение жидких УВ в газовой фазе. Здесь следует обратить внимание на одно обстоятельство, практически не отмечаемое в схемах эмиграции УВ из материнских пород. Эмиграция УВ из материнских глинистых пород в коллектор представляется как перемещение УВ в субвертикальной плоскости. Вместе с тем, анизотропность физических свойств глинистых пород, особенно на ранних стадиях катагенеза, на наш взгляд, обуславливает существенные масштабы перемещения УВ по латерали в пределах глинистых пластов. Подобным образом могло произойти образование макроскоплений в пределах материнского пласта. Последующее погружение пласта приводило к сокращению объема порового пространства породы, ухудшению физических свойств, возрастанию порового давления на отдельных участках пласта до аномально высоких величин и проявлению естественных гидроразрывов (Сафронов, 1970). Посредством естественных гидроразрывов могло происходить перемещение УВ в пределах материнского пласта как по вертикали, так и по горизонтали. Роль естественного гидроразрыва в процессе перемещения УВ в пределах материнского пласта возрастает с увеличением степени преобразованности пород материнской толщи.