Несомненными и совершенно очевидными следует признать два факта: нахождение в образцах керна материнских пород остатков керогена и нахождение собственно нефти (включая АСВ) в образцах коллекторов, независимо от вещественного их состава.
Первый факт свидетельствует о том, что ОВ находилось в глинистых осадках, второй, что оно частично было эвакуировано в близлежащий коллектор. В какое время и на какой глубине погружения это произошло – не может быть точно установлено. Согласно бытующим представлениям нефть «созрела», когда материнские пласты опустились примерно на 2 или 3 км (в интервал нефтяного «окна»), и после этого уже готовая нефть стала поступать в коллектор, а на больших глубинах стал выходить газ. Все это понадобилось Н.Б. Вассоевичу и другим, чтобы объяснить вертикальную зональность распределения нефтяных, газоконденсатных и газовых залежей УВ, которая наблюдается повсеместно. На этом была построена и продолжает существовать осадочно-миграционная теория образования и скопления нефти.
Понимая, что на глубинах 2– 3 км глины находятся в состоянии предельного уплотнения и становятся флюидоупорами, т.е. фактически непроницаемыми породами, говорить о их генерационном потенциале и его возможностях по меньшей мере несерьезно. Отсюда можно предполагать, что процесс эмиграции нефти имел место на более ранних, если не начальных, стадиях погружения (А. Перродон «Геодинамика нефти. Буссенс». «Эльф-Акитен», 1985 г.). При этом рассеянная микронефть оставалась в коллекторе, там происходили ее последующие превращения и оттуда начиналась ее миграция до скопления в ловушках.
Тяжелые высоковязкие нефти, содержащие никель, ванадий и другие порфириновые комплексообразователи, являются еще одним доказательством органического происхождения жидких УВ. Как правило, они находятся в карбонатном коллекторе или прошли через него. То, что это остатки органики не вызывает сомнений, т. к. получить их искусственным путем (за счет синтеза из метана в естественных природных условиях) едва ли возможно.
На сегодняшний день можно вполне определенно констатировать, что огромные массы битуминозных сланцев поверхностного залегания (например кукерситы в Эстонии) – это наглядное пособие адептам неорганического синтеза нефти. Они свидетельствуют о процессах скопления и захоронения ОВ на территориях (или акваториях мелководья), которые потом не подвергались опусканию и остались в виде керогенонаполненных напластований глин близко к поверхности. Баженовская свита (Западная Сибирь) – это другой пример, когда материнские породы (те же сланцы) погрузились на глубины 2 700–2 850 м.
Концентрацию ОВ в сланцах трудно объяснить без участия массы бактерий. Возможности ее роста при наличии питательной базы поистине неисчерпаемы. Гибель бактерий, выполняющих первичную работу по разложению и деструкции органического детрита, в значительной мере пополняет объемы керогена. Нефть лишь зарождается во чреве материнских пород, откуда уходит, и остальное время жизни проводит в коллекторах.
Признавая межрезервуарные перетоки УВ по секущим разломам, а также сбросам и взбросам, геологи тем не менее не рассматривают это как общий механизм формирования залежей. Характерные примеры: третье по запасам газовое месторождение Гронинген (Нидерланды, Stauble etMilis, 1970), нефтегазовое месторождение Гронден (Габон, Vidal, 1979). Последнее показательно в том, что исключает заполнение ловушки как проточной структуры, т. к. антиклиналь разрезана небольшим грабеном. Крылья содержат нефть (28 млн. т с плотностью 0,88) и газовую шапку, а песчаники грабена пустые.
О газовом переносе рассеянной микронефти по пластам-коллекторам кабонатных пород говорят и скопления в залежах УВ, перекрытых эвапоритовыми покрышками, значительных примесей сероводорода.
О ранней эвакуации ОВ из материнских пород в коллекторы свидетельствует тот факт, что бактерии, в том числе представители железобактерий (Leptothrix) присутствовали в органогенных коллекторах. На фото 1, 2, 3 приводятся микроснимки срезов пород, взятых керном из карбонатных отложений Южного Узбекистана (J2 и J3). Из них отчетливо видно соседство и ассоциации битумов с включениями пирита и сидерита, которые являются продуктами работы железобактерий. Другой причины их совместного нахождения нет. Пиритизация связана с бактериальным восстановлением сульфатов в стабильные формы (пирит (Fe S2), что обеспечивается присутствием сероводорода и реакционно-способного железа в карбонатных коллекторах. Наличие кроме пирита еще и сидерита (Fe СОЗ) дает основание утверждать, что железобактерий было много и их работа продолжалась долго.
Если принять, что эмиграция УВ происходит на начальной стадии погружения осадков (в интервале первых сотен метров), то скорость миграции и дальность разноса микронефти в коллекторах будет зависеть не только от времени, но и от глубины, учитывая уплотнение осадочных пород и их проницаемость. Линией отсчета латеральной миграции УВ, в соответствии с теорией конвергенции, может служить ближайший глубинный разлом (линеамент). Это немаловажный поисковый признак, вполне поддающийся прогнозному расчету, если считать газовые потоки движущей силой миграции.
Газовые потоки глубинного абиогенного генезиса, выделяемые в теории конвергенции УВ, как собиратели и носители рассеянной микронефти, явно просматриваются при формировании нефтяных и газовых залежей в Предкавказье.
Газ, восходящий из разлома в предгорном прогибе, накапливался в коллекторах юры, мела и палеогена и вначале заполнял передовые ловушки. Учитывая систему трещин, оперяющих глубинный разлом, и возможность межрезервуарных перетоков, вертикальная зональность залежей в передовом прогибе закономерна: наибольшее число нефтяных скоплений (более 90) выявлено в интервале от 500 до 1 500 м; в интервале 1 500–2 000 м их становится 29, 2 000–2 500 м – 18. Ниже в основном газовые залежи.
На платформенных территориях наблюдается иная картина: наибольшее количество газовых залежей приходится на интервал 500–1 000 м (более 20); в интервале 2 000–2 500 м – газоконденсатные скопления, ниже 3 500 м – небольшие нефтегазовые. Это говорит о том, что при латеральной миграции запасы нефти были исчерпаны, а УВ-газы продолжали поступать в больших объемах. В конечном счете и они прекратились в позднем палеогене, т. к. неогеновые ловушки оказались пустыми.
Гидродинамические расчеты показывают, что латеральная миграция газа и нефти различается на два порядка величины и более. То, что газ приходит в ловушку первым и освобождает ее от воды и тем самым решает проблему замещения, имеет очень важное значение. Опыты смешивания воды и нефти и размещения эмульсии внутри толченого песка или карбонатной породы засвидетельствовали, что самопроизвольного разделения фаз не происходит в течение более года. И только искусственное создание газовой фазы внутри вмещающей породы приводит к стратифицированному распределению флюидов газ–нефть–вода.
Рассмотрим модель формирования и закономерности размещения углеводородных залежей в прикаспийской впадине.
На современном этапе изученности Прикаспийской впадины данными нефтепоисковых работ установлена региональная нефтегазоносность ее осадочного выполнения от девонских отложений до современных, т.е. всего вскрытого бурением разреза. Рассмотрение результатов многих сотен анализов по общему, групповому, структурно-групповому и другим составам нефтей, а также газов и газоконденсатов этого региона, полученных из различных стратиграфических подразделений, приводит к выводу о чрезвычайном разнообразии ряда этих углеводородных соединений, в полярных точках которого находятся газоконденсаты и битумы (киры). Систематизация жидких углеводородов (УВ) (нефтей) по стратиграфическому принципу оказалось практически неосуществимой ввиду того, что в пределах каждого стратиграфического подразделения встречаются нефти от конденсатных до осмоленных. В то же время разные стратиграфические уровни содержат однотипные по составу нефти.
Эмпирически было установлено, что большая их часть, а именно восемь нижних продуктивных горизонтов, залегающих на глубинах 600–4 400 м в широком стратиграфическом диапазоне от конгломератового нижнетриасового горизонта до башкирских отложений включительно, содержат нефти одного состава. Они имеют парафино-нафтеновое основание, близкий углеводородный состав, плотность 0,82–0,84 г./см?, фракцию, выкипающую до 200? С (25–35%) и смолисто-асфальтеновую составляющую (10–14%). В то же время нефти пяти верхних горизонтов (глубина залегания 250–550 м), приуроченные к юрско-меловому комплексу и двум нижнетриасовым горизонтам, отличаются от нефтей нижних горизонтов повышенной смолистостью и почти полным отсутствием или значительным понижением бензиновой составляющей, что отражается и в их плотности (0,88–0,92 г./см?). Как показало изучение изолирующих свойств глинистых образований над верхними продуктивными горизонтами, они изобилуют открытыми микротрещинами, на стенках которых зачастую отмечаются примазки нефти. Эти микротрещины и явились путями фильтрации газовой и прочих составляющих нефтей из залежей и ухода их в атмосферу.
Повышение смолистости нефтей верхних горизонтов связано с увеличением воздействия на них гипергенных факторов.
Таким образом, эмпирически была установлена определенная вертикальная зональность в распределении составов нефтей по разрезу в пределах одного месторождения с самым большим стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности.
Объяснение направленного изменения состава нефтей верхних горизонтов разреза в сторону их уплотнения за счет низких изолирующих свойств флюидоупоров над ними позволило сделать два основных вывода о нефтях нижних горизонтов. Первый из них сводится к тому, что однотипность их составов, учитывая широкий стратиграфический диапазон размещения и большую пространственную разобщенность, можно объяснить только единым источником заполнения ловушек, содержащих эти нефти, находящимся ниже. Второй вывод говорит о том, что между нефтесодержащими пластами существуют достаточно надежные флюидоупоры, исключающие возможность сколько-нибудь значительных перетоков УВ из одного продуктивного пласта в другой. Изучение изотопного состава УВ в узких фракциях нефтей (как нижних, так и верхних горизонтов), а также рассмотрение индивидуальных УВ, подтвердило сделанный вывод о едином их источнике, т.е. о вертикальном способе формирования этого месторождения. Сущность такого способа формирования состоит в том, что нефть по проводящему каналу струйно мигрировала вверх и заполняла под давлением по пути продвижения все встречающиеся коллекторские породы независимо ни от их стратиграфической принадлежности, качества, глубины залегания, экранирующих свойств флюидоупоров над ними, ни от структурного фактора. Поскольку напряжение в недрах нарастает относительно постепенно и его разгрузка осуществляется также не мгновенно, заполнение однотипными углеводородными флюидами происходит последовательно снизу вверх по мере постепенного разрыва сплошных горных пород до полного завершения этого процесса.