CC BY
57
удк 553.9
ПРОБЛЕМЫ/ПОИСКИ/РЕШЕНИЯ
О ГЕОДИНАМИЧЕСКОЙ КОНЦЕПЦИИ ГЕНЕЗИСА УГЛЕВОДОРОДОВ
THE GEODYNAMIC CONCEPT OF OIL GENESIS
© Т.Т. КАЗАНЦЕВА, Приводятся доказательства, что источниками исходного нефтегазообра-
дн рБ зующего вещества могут являться как органическое вещество, так и глубинные
академик газы. Физико-химический процесс преобразования его в углеводороды обеспе-
чивается преимущественно геодинамической обстановкой направленного давления тектонических напряжений сжатия.
Ключевые слова: углеводороды, органическая, неорганическая концепция, катагенез, монтмориллонит, углефикация, тектонические напряжения
© T.T. Kazantseva The evidence of the possibility of both the organic substance and the
abyssal gases to be the sources of the primary oil-gas-forming substance is reported. The physicchemical process of its transformation into hydrocarbons occurs predominantly due to geodynamic conditions of the directional pressure of the tectonic compression stress.
Key words: hydrocarbons, organic and inorganic concept, catagenesis, montmorillonite, carbonification , tectonic stress
Считается, что завоевание Александром Македонским Вавилона позволило европейцам впервые познакомиться с нефтью на территории нынешнего Ирана. Во всяком случае, так свидетельствовал Плутарх. И сразу же возникли разногласия по проблеме происхождения нефти между сторонниками органической и неорганической теорий. Эти разногласия не исчерпаны и ныне.
Среди теорий нефтегазообразования органическая концепция пользуется большой популярностью. Согласно ей, нефть и газ образуются в морских осадочных бассейнах, в условиях ограниченного доступа кислорода, в преимущественно восстановительной среде. Основными факторами, определяющими наличие нефтегазовых месторождений, являются благоприятные седиментационные условия, обеспечивающие накопление достаточного количества органики, присутствие пород-коллекторов и пород-покрышек, а также структур, вмещающих залежи. Необходимым условием генерации нефти и газа считается погружение нефтематеринских пород на достаточную глубину, обеспечивающую термобарические условия физико-химических процессов углеводородообразования.
Основополагающим понятием в органической теории является главная фаза нефтеобра-зования, которая соответствует зоне катагенеза,
непосредственно предшествующего метаморфизму. Именно здесь происходит радикальное преобразование рассеянного органического вещества и вмещающих их толщ в жидкие и газообразные углеводороды.
Ведущие отечественные ученые акцентировали внимание на главной роли в этих процессах температурного параметра. По мнению В.Д. Наливкина и других , «температура оказывает решающее влияние не только на качественную и количественную сторону процессов нефтега-зообразования, но и на преобразование нефтей в залежах...» [1, с. 7]. Но диапазон температур в период нефтегазонакопления достигает внушительных величин. Согласно названному выше исследователю, ориентировочные температурные интервалы, при которых генерирование нефти протекает наиболее интенсивно, оцениваются в пределах от 70 до 200°. А согласно Е.С. Ларской и Д.В. Жабреву [2], новообразование нейтрального битумоида и его облагораживание наиболее активно происходит в интервале температур 50-60°С при давлении в 800 атм (что соответствует глубинам 1200-1500 м). Известны работы, где доказывается, что нефть образуется и при более высоких температурах. Называются цифры 300-400°, и даже значительно большие [3]. Образование летучих компонентов,
Т.Т. Казанцева
по Е.А. Глебовской [4], происходит при температуре 275-300°С и давлении 450 атм. Экспериментальные исследования А.М. Акрамхождаева показали, что выделение углеводородов может происходить даже из нерастворимой части органического вещества. Это осуществляется в условиях вакуума в температурном интервале 200-250°. Известно, что нефть добывается при температуре 150°С на месторождении Уаско в Калифорнии; при 165°С - в скважине Падо-2 в восточной Венесуэле; 160-180°С - в скважинах Ставропольского края и др. [5, с. 124]. Вероятно, это ископаемые температуры, при которых формировались названные залежи. Такой большой разнобой в значениях температур не случаен. Следует иметь в виду, что температуры в толщах пород зависят не только от геотермического градиента, связанного с погружением толщ на определенную глубину, но и в значительной мере являются функцией тектонических условий. В результате тектонических деформаций при горизонтальном сжатии выделяется количество тепла, соизмеримое с общим тепловым потоком и усиливающим его. В таком случае деформирующиеся участки литосферы в периоды образования дислокаций прогреваются значительно сильнее, нежели территории, на которые тектоническая активность не распространяется. Потому следует думать, что дополнительные температуры в недрах, необходимые для процесса превращения органического вещества в углеводороды, создают геодинамические условия бокового давления.
Известно, что и глубины нефтегазоо-бразования, с которыми принято связывать температурный режим, довольно различны. По Н.Б. Вассоевичу и другим, 45% общего числа нефтяных залежей располагается на глубинах 1-2 км и 25% - на глубинах 0,5-1 км. Согласно Г.Н. Перозио, нефть в неокомских песчаниках Западной Сибири образовалась на глубинах 1,3-1,5 км. А.Э. Конторович максимальное образование углеводородов из органического вещества связывает с глубинами 2,1-2,5 км. Главная фаза образования нефти, по данным В. Д. Наливкина, на севере Западной Сибири приурочена к глубинам 2,5-4,5 км. Называют и примеры аномально низких глубин (30-140 м). В целом же нефти, согласно названным авторам, распространены в диапазоне глубин от поверхно-
Восточный склон Воронежеского массива
Рис. 1. Глубины расположения зон равной углефика-ции в различных районах Восточно-Европейской платформы и Предкавказья:
Б, Д, Г... - зоны углефикации в соответствии с марками углей. Угли: Б - бурые; Д - длиннопламенные; Г - газовые; Ж - жирные; К - коксовые; Т - тощие; ПА - полуантрациты. Площади: 1 - Коробковская; 2 - Моисеевская; 4 - Семеновская; 5 - Антиповско-Балыклейская; 6 - Шебе-линская; 7 - Восточно-Полтавская; 8 - Кавказская и Медве-довская; 9 - Ключевская и Северская
сти до 8 км. В таком случае глубины погружения нефтематеринских толщ не могут играть решающей роли для нефтеобразования и позволяют полагать, что процессы образования углеводородов являются функцией субгоризонтально направленного (тектонического) давления.
Для суждений об интенсивности воздействий преобразующих факторов на органическое вещество часто используются стадии углефикации. Считается, что ранней стадии углефикации, когда образуются бурые, землистые и матовые угли (группа «Б»), и средней стадии с появлением каменных углей, длиннопламенных и газовых (группа «Д-Г»), соответствует главная нефтеносность. Углефикации группы «Ж» свойственна «второстепенная нефтеносность, но нефть высокого качества [6]. Однако глубины однотипной углефикации в разных бассейнах значительно разнятся. Например, на восточном склоне
ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ
О ГЕОДИНАМИЧЕСКОИ КОНЦЕПЦИИ ГЕНЕЗИСА УГЛЕВОДОРОДОВ
Воронежского массива угли марки «Ж» верхнего девона обнаружены в скважине Антиповская-Балыклейская-52 на глубине 4 850 м. В скважине же Кудиновская-40 угли этой марки залегают на глубине 3 240 м. В пределах Восточно-Кубанской впадины такая же степень углефикации в породах молодого возраста (юра-мел) соответствует: в скважинах Великая-10 - глубине 4 200 м; Кав-казская-7 - 3 700 м; Юбилейная-2 - 4 315 м [7]. Как видим, здесь глубины развития одинаковых марок углей отличаются на 500-1600 метров. Известны факты для углей той же марки «Ж» [8], когда глубины расположения зон равной углефикации отличаются на 2 500 м (рис. 1).
Такое же положение прослеживается и при изучении характера трансформации глинистых минералов с глубиной. С преобразованием набухающих глинистых минералов в ненабухающие связывают миграцию нефти и газа из нефтемате-ринских пород. Н.Б. Вассоевичем и другими [9; 10] показано, что до глубин 7-8 км (где давление составляет 1 800 атмосфер, а температура - 240°С) в Прикуринской впадине и Бакинском архипелаге почти не отмечается преобразование монтмориллонита в ненабухающие разности глин. В других же областях катагенетическое изменение глин происходит на значительно меньших глубинах. По данным М.Б. Хеирова [11], глинистые породы чокракского горизонта площади Инчхе-море на глубине всего 1 800 м сильно метаморфизованы и представлены обезвоженными аргиллитами с углефицированными растительными остатками и чешуйками слюд.
Таким образом, устанавливается, что давление вышележащих толщ не может являться основным фактором, обеспечивающим степень углефикации. Это же относится и к ката-генетической трансформации глин. Очевидна необходимость регулирующего источника энергии, каким может являться тектоническое напряжение, обеспечивающее соответствующее боковое давление.
Исследователи в области нефтяной геологии давно обращали внимание и на закономерности изменения состава и свойств нефтей как по глубине, так и в латеральном направлении по площади. В.С. Вышемирским [3] уже давно показано последовательное снижение удельного веса
нефтей от платформы к Предуральскому прогибу и Прикаспийской впадине (рис. 2).
°»8.6 / "0,826 Краснокамск^ о,841
1 0,855 0,88 | Осинское*0,867
о \ 1
ИжеВСК \ Югомаш Чераул.Р0'867
0,883
^0,931 ^о,94 .0,92
/
Шугурово
■ У
,0,9у
Аксубаево Мелекесс "5,910%
о 0,904 Чесноков£кое/*/СЯСД),899 Шунгутскоеолш//0'876 ,0-886 ^869 0^886 0-86О БугуруСЛЭН Боровка
СызранскоеХ>^;^о,857Чубовка
ЗольиенскоеЛ®4 л - • -
О Уфа
ИриновкаФо^940у0,у 5у
Суровкат=° Саратов ' 0,9б 5.// Ю , 85 3 Го р ю ч ки н с кое 0,903ХуЖирновское 0,90Л/ 0,88,;0»845 0,86/ Коробки 0,84
'/Тч,
/0,811°
Самара
Рис. 2. Карта удельных весов нефтей Верейского горизонта Волго-Уральской области:
1, 2 - линии равных значений удельных весов
Представительные данные о закономерном изменении рассеянного органического вещества, нефтей, газов и вод по площади в зависимости от приближения к орогену - источнику тангенциальных напряжений содержатся в работах Э. М. Галимова [12], Т. Т. Казанцевой, М. А. Камалетдинова, Ю. В. Казанцева, Н.А. Зуфаровой [13] и др. Изучение состава и свойств нефтей для месторождений Башкирии и Татарии по площади показало, что намечается тенденция облегчения нефтей девона, карбона и перми в направлении с запада на восток, от платформы к Уральской складчатой области. В этом направлении не только уменьшается удельный вес нефтей, но и изменяется содержание смол, ас-фальтов и серы (рис. 3).
Количественная и качественная характеристика газов также изменяется и по площади. Наблюдается увеличение газонасыщенности неф-тей с запада, от платформенной части Башкирии, к востоку, к Предуральскому прогибу. В этом направлении возрастает газовый фактор в среднем от 20-30 до 40-60 м3, увеличивается количество
ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / ^^
/ 2012, том 17, № 111111111111110
Т.Т. Казанцева ///M/M/M/m
метана, сероводорода. Рост газонасыщенности, как правило, совпадает с направлением изменения нефтей в сторону меньших удельных весов как с возрастом, так и по латерали - в сторону горных цепей Урала и Кавказа.
Подземные воды, как и иные флюиды, также изменяются в определенном плане. Минерализация вод возрастает по площади с запада на восток в сторону Предуральского прогиба, где минерализация вод девона, например, достигает 800 мг - экв. на 100 г.
Увеличение степени углефикации углей (от марок «Б» до «Г»), нарастание литификации пород (хлоритизация, расщепление слюд и т.д.), увеличение плотности глин (от 2,1 до 2,6), по данным В.С. Вышемирского [3], также происходит от платформы в сторону Урала.
Из приведенного выше следует, что условия катагенеза являются функцией не столько литостатической нагрузки, сколько действия бокового давления при тангенциальном сжатии. В этом случае факты сильно различающихся па-
Рис. 3. Схемы изменений плотности нефтей на территории Пермской области и прилегающих районов Татарии и Башкирии:
А - девонско-нижнетурнейских; Б - верхнетурнейско-среднекаменноугольных
Значения плотности нефти: 1 < 0,800; 2 - в пределах 0,800 - 0,850; 3 - в пределах 0,850 - 0,900; 4 > 0,900; 5 - границы тектонических структур; 6 - в знаменателе пункт наблюдения
раметров температуры и глубины погружения толщ станут понятными и вполне объяснимыми. Существующие вариации соотношений температуры и давления, вероятно, контролируются, в основном, тектоническими условиями, распространяющимися из соседней складчатой области. Это согласуется с общеизвестными знаниями о приуроченности большинства месторождений углеводородов к окраинным зонам платформ, пограничных со складчатыми областями, либо к межгорным прогибам. В центральной части кра-тона, значительно удаленной от источника напряжений, скопления углеводородов наблюдаются
ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ
О ГЕОДИНАМИЧЕСКОЙ КОНЦЕПЦИИ ГЕНЕЗИСА УГЛЕВОДОРОДОВ
значительно реже. Это указывает на тесную связь нефтегазонакопления с источником тектонической энергии, развитием соседней геологически активной территории. Не вызывающее сомнений последовательное усиление степени дислоциро-ванности толщ от кратона в сторону складчатой области свидетельствует и о постепенно увеличивающемся прогреве толщ в том же направлении. Следовательно, температуры нефтегазообразо-вания на платформах будут ниже, чем в краевых прогибах и складчатых областях. С этим положением хорошо согласуются факты закономерного изменения свойств нефтей и газов в зависимости от изменения температуры. Так, в Мансийской синеклизе с температурами в нижних горизонтах осадочного чехла от 110-120°С распространены легкие нефти. На Сургутском своде, где температуры не превышают 80-90°С, нефти обладают повышенной плотностью, а в той же богатой нефтью Среднеобской области, на Нижневартовском своде, где температура в юрских отложениях достигает 100°С, плотность нефтей уменьшается и по своему типу они приближаются к легким. В районе Средне-Васюганского и Сенькино-Сильгинского сводов, где температура еще выше (до 120-140°С), распространены преимущественно газокон-денсатные залежи и залежи легких нефтей [1].
Нами на многих геологических объектах показано, что складчатость, в т.ч. и образование нефтегазовмещающих структур, связаны с латеральными перемещениями горных пород (фундамента и осадочного чехла) по надвигам и шарьяжам в условиях мощного бокового сжатия [14]. Стало известным, что довольно часто залежи локализуются в антиклинальных зонах вдоль надвигов, располагаясь, как правило, со стороны соседней геологически активной области. Теперь мы видим, что мощное боковое давление, проявлявшееся в периоды складкообразования, могло приводить не только к формированию локальных структур, но и обеспечивать термобарические условия физико-химических превращений органического вещества в углеводороды. В таком случае очевидна многократность периодов не-фтеобразования, возобновляющихся каждый раз при надвигообразовании и складчатости [15; 16; 17]. Это хорошо иллюстрируется рисунком 4.
Изменение нефтей по площади и облегче-
Схеиа формирования земной хоры Урала в палеозое
ТеККММчкта цикЛЫ: I ]]
Схема формирования нефти
Рис. 4. Стадийная и цикличная модель формирования земной коры Урала. По Т.Т. Казанцевой
ние их в направлении складчатой области повторяются и в пределах крупных структур первого порядка. Эти данные позволяют предполагать существование парагенетической связи и взаимозависимости нефтегазообразования и роста положительных структур, единую пространственную ориентировку формирующих их напряжений, обусловленность этих процессов общим энергетическим источником.
Сторонники неорганической точки зрения генезиса нефти приводят некоторые несоответствия, не объясненные с точки зрения органической. Среди них называют: источники энергии для синтеза нефтяных углеводородов из кероге-на; механизм собирания рассеянных углеводородов в скопления; факты аномально высоких пластовых давлений во многих залежах; частая приуроченность месторождений углеводородов к разломным структурам; присутствие и даже высокая концентрация в нефтях металлов; широкое распространение битуминозных веществ в некоторых рудах; факты присутствия в любых
Т.Т. Казанцева ^¡ННШШШВНВНН
типах горных пород нефтегазоносных районов рассеянных углеводородов и др. Как видим, тектоническая природа нефтегазообразования большинство из них объясняет.
Согласно абиогенной концепции, процесс образования нефти и газа представляется примерно так. При определенных условиях, связанных с внутренней динамикой Земли, в зонах разломов на больших глубинах возникают очаги нефтеобразования. Из этих очагов массы синтезированных и других продуктов химических реакций поднимаются по проницаемым зонам земной коры вверх, в области меньших давлений, образуя при благоприятных условиях (наличие пористых и трещиноватых горных пород, флюидоу-поров, экранов, закрытости недр и т.д.) нефтяные и газовые месторождения. В пользу абиогенной концепции относят факты, касающиеся аномально больших глубин, на которых нередко обнаруживаются месторождения углеводородов, а также наличие в некоторых районах залежей нефти и газа в метаморфических, интрузивных и вулканических горных породах. Так, трудно применить органическую теорию для объяснения ярких примеров обнаружения месторождений нефти и газа в изверженных породах бассейна Кыулонг (Вьетнам). Биогенная точка зрения затрудняется объяснить и достаточно представительные данные о размещении месторождений нефти и газа в кристаллическом фундаменте платформ. Внушительная сводка таких сведений содержится в монографии И.Н. Плотниковой [18]. Сюда же относятся факты, связанные с характером источника исходного нефтегазообразующего вещества. Считают, что невозможно биогенной концепцией количественно объяснить образование крупнейших и гигантских месторождений нефти и газа за счет рассеянного в окружающих породах органического вещества, а также крайнюю неравномерность в распространении запасов нефти на Земле. К сказанному выше добавим, что известны впечатляющие примеры нефтяных провинций, где наблюдаются значительные отклонения в геологическом строении каждого конкретного месторождения при одинаковом составе их неф-тей. Одной из таких провинций, например, является Ближний и Средний Восток с нефтяными месторождениями Ирака, Ирана и Саудовской Аравии. Как считают, 60% мировых извлекаемых
запасов открыты к концу ХХ столетия именно в этом регионе. Но по площади он занимает менее 1% поверхности суши земного шара. Детально изучившие геологическое строение этой территории исследователи пишут, что этот самый богатый нефтегазоносный регион характеризуется недостатком нефтематеринских пород в общепринятом смысле. Нефть здесь сконцентрирована в отложениях от среднеюрского до миоценового возраста. Максимальные скопления залежей отмечаются в породах среднего интервала мела и олигоцен-миоцена. Столь внушительный диапазон возрастов предполагает неоднородность химического состава нефти, что не соответствует действительности.
Среди вариантов неорганической концепции заслуживает особого внимания тот, в котором основным источником нефти на планете предполагается метан. Метаносферную гипотезу в 80-е годы XX в. разрабатывал известный нефтяник страны Б.М. Юсупов. Согласно его взглядам, метан является организующим фактором нефтяных и газовых месторождений. Ведущая его роль обосновывается тем, что основной компонент залежей представлен во многих бассейнах именно метаном и преимущественно метановым составом растворенных в нефти газов. Это возможно, как пишет названный исследователь, лишь в анаэробных условиях, когда миграция происходит в закрытых природных резервуарах, где господствует восстановительный флюидный режим. Следовательно, нефтяные углеводороды в этом случае могли образоваться как производные от геохимического воздействия метана и водорода на погребенную органику. Известно, что метан (СН4) является самым низкотемпературным и термодинамически устойчивым углеводородом, имеющим поистине универсальное распространение во всех геосферах Земли. Б.М. Юсуповым предложены вполне обоснованные взгляды на образование газовых и газоконденсатных месторождений за счет метана глубинного происхождения [19]. Однако гипотеза о происхождении высших углеводородов нефтей за счет метана наталкивается на трудности, в основе которых лежит малая реакционная способность этого предельно насыщенного соединения. Считают, что в промышленной химии, например, получение из метана новых химических соединений требует либо жест-
г.................................о ГЕОДИНАМИЧЕСКОЙ КОНЦЕПЦИИ ГЕНЕЗИСА УГЛЕВОДОРОДОЩ
ких окислительных условий, либо участия высокоэффективных катализаторов. В земной коре такие процессы и участвующие в них вещества не изучены. Проблемой остается и обоснование путей миграции в осадочные толщи верхних слоев литосферы, как правило, характеризующейся значительной тектонической усложненностью.
С начала 80-х годов прошлого столетия мы разрабатываем систему взглядов, составляющую основу тектонической концепции нефтегазообра-зования (деформационно-декомпрессионный механизм) [13; 15; 16; 17; 20; 21; 22]. Показали, что этот механизм может снять все перечисленные выше противоречия органической теории, включая и те, которые обусловлены структурными особенностями земной коры, надвиговым строением районов, возможностью размещения нефте-материнских осадочных толщ под аллохтонами.
Тектоническая концепция генезиса углеводородов согласуется с разработанной нами моделью формирования земной коры. Согласно этой модели, механизм образования нефти нам представляется в следующем виде. В процессе формирования складчатой области, в периоды максимальных горизонтальных напряжений сжатия, соответствующих деформационным этапам каждого тектонического цикла, силы бокового давления достигают определенных участков платформы, вызывая дислокации горизонтального сжатия. Происходит скалывание толщ, способствующих, с одной стороны, формированию положительных структур, с другой - резкому снижению давлений в зонах разрывов. Таким путем в пределах соседних участков литосферы создается контрастная обстановка с большим перепадом давления, что способствует увеличению подвижности флюидов и обеспечивает их миграцию и нагнетание из областей больших давлений в зоны малых его значений. Как сейчас известно, такие дислокации представлены преимущественно надвигами и осложняющими их сдвигами. Повышенные значения температур, являющиеся следствием деформирования толщ, в породах с достаточным количеством углеродистого вещества способствуют его преобразованию в углеводороды. При этом начальная природа исходных веществ может быть разной - важно наличие углерода и водорода. В участках земной коры, подвергаемых надвиговым и сдвиговым
дислокациям, создаются необходимые условия и для протекания химических реакций по схеме Н.С. Ениколопова «всестороннее давление плюс сдвиг» [23]. Такой принцип обусловливает необходимое дробление органических макромолекул с образованием разноразмерных и разнохарактерных углеродных кластеров, способных к широкому спектру реакций и преобразований, в т.ч. создание и углеводородов. Возможно, это некий природный аналог нанотехнологии. Дизъюнктивные дислокации горизонтального сжатия обеспечивают «сбор» углеводородов на обширных площадях и по всей мощности осадочного чехла, поэтому их следует рассматривать как важнейшие нефтегазоконцентрирующие структуры, которые являются также важным поисковым признаком при поисково-разведочных работах на углеводородное сырье.
Возникновение составных частей нефти из мелких фрагментов (молекул, радикалов) в процессе деструкции исходных компонентов и объединение их в новообразованные молекулы конечного продукта согласуется с общим правилом развития геологических систем. Это правило гласит, что разупорядочение (до хаоса) на низшем уровне приводит к частичному упорядочению на промежуточном и завершается полным упорядоченным состоянием на высшем уровне [24].
Как в биогенной, так и в абиогенной концепции достоверно известными и реально существующими в природе являются исходное вещество и конечный продукт. Первое представлено рассеянным органическим веществом для биогенной гипотезы и глубинным скоплением углеродистых составляющих - для абиогенной; второй - нефтью и газом в залежах. Процесс же получения нефти из исходного вещества - ката-генная стадия, при которой первичное углеродистое вещество переходит в совершенно с ним несхожий комплекс соединений при образовании нефтяных залежей, недостаточно изучен. Практически его заменяли гипотетическими понятиями, такими, как «протонефть», «микронефть», «флюиды» и др. Большой вклад в изучение этой проблемы внес башкирский ученый А.С. Эйген-сон [25; 26], на что уже обращалось наше внимание [27]. Он обобщил многочисленные данные по количественному соотношению различных фракций и компонентов в техногенных и природ-
Т.Т. Казанцева ^ШШМШШШ^
ных углеводородных системах. Это позволило ему получить сведения, способные пролить свет на катагенную стадию генерации нефти и газа. Им выяснено, что для всех конативных (систем, образующихся в едином процессе из одного и того же исходного материала в условиях постоянного физико-химического взаимодействия всех ингредиентов) углеводородных систем характерно нормальное (гауссовское) распределение компонентов и фракций по температурам кипения. Эта закономерность, установленная первоначально для распределения по фракциям дистилятных продуктов нефтепереработки и продуктов термического крекинга тяжелых углеводородов, оказалась применимой практически без исключений к природным углеводородным системам - нефтяным, нефтегазовым и газоконденсатным. Соответствие распределения фракций нефтей и газоконденсатов нормальной (гауссовской) модели проверено этим исследователем на 1 500 анализах нефтей различных месторождений, залегающих среди отложений возрастного диапазона от кембрия до неогена. Исключений из этого правила не выявлено. Такая закономерность, вероятно, свидетельствует о происхождении углеводородов за счет конденсации мелких углеводородных фрагментов. В условиях же статического погружения, с постепенным нарастанием давления и температуры в осадочной толще отсутствуют возможности радикального преобразования органики в углеводороды с отщеплением ее низкомолекулярных компонентов от первичного органического вещества.
Радикальные преобразования органического вещества в углеводороды, обязанные мощной механохимической активизации в плоскостях перемещений толщ, приводят к трансформации минерального скелета вещества и притоку углеводородов в структурные ловушки. Сказанное согласуется с экспериментальными исследованиями Н.В. Черского, В.П. Царева и В.И. Молчанова по определению роли сейсмических процессов в генезисе нефти и газа. При этом оказалось, что нефтематеринскими породами для углеводородов могут служить не только терригенные толщи с захороненной органикой, но и известняки, химически связанный углерод которых, в условиях сейсмической (тектонической) активности, соединяется с водородом воды, давая начало образованию углеводородных молекул. Согласно
Дж. Крамеру, механически активированные твердые тела способны испускать электроны в широком интервале температур, начиная с комнатных. Это - эмиссия электронов. Энергия эмитируемых электронов очень высока, потому они называются электронами высоких энергий. Эмиссия электронов наблюдается при разрыве адгезионных контактов, в частности, между зернами горной породы при их смещении в процессе деформации. Явление эмиссии электронов высоких уровней энергии обнаружено в процессе тонкого диспергирования углей в вакууме. При этом величина потока электронов зависит от стадии метаморфизма углей. Максимальная эмиссия электронов наблюдалась на средних стадиях метаморфизма углей. Эмитированные электроны в водной среде взаимодействуют с молекулами воды и образуют гидратированные электроны, которые в ряду восстановителей находятся между натрием и лантаном и являются мощными восстановителями. Об этом сообщается в [28].
Мы видим, что в дискуссии об источниках углеводородов исходного нефтегазообразующего вещества следует признать правомочность как органического вещества, что утверждает биогенная теория происхождения нефти, так и глубинных газов, декларируемых сторонниками теории неорганической концепции, ссылаясь на чрезвычайное богатство углеводородами мантии. Происхождение же углеводородов в любой геологический период определяется преимущественно геодинамической обстановкой направленного давления тектонических напряжений сжатия в земной коре. При этом под главной фазой нефтегазообразования следует понимать не конкретные глубины погружения нефтематерин-ских толщ и соответствующие им температуры, а определенный временной интервал, которому соответствуют максимальные значения латерального давления, распространяющегося со стороны геологически активных зон земной коры.
Итак:
1. Предложена абиогенно-биогенная модель нефтегазонакопления, при которой источниками углеводородов является либо органический ма-териал, либо исходное нефтегазообразующее вещество, представленное глубинными газами.
2. Генерация углеводородов, их миграция и скопления в залежи в любой геологический
ОНЦЕПЦИИ ГЕНЕЗИСА УГЛЕВОДОРОДОВ
период обеспечиваются тектоническими движе- 3. Сейсмичность территории определяет воз-
ниями, характером геодинамической обстановки можность образования нефти и газа и в современное тангенциального сжатия земной коры. время.
ЛИТЕРАТУРА
1. Наливкин В.Д., Евсеев Г.П., Зеличенко И.А. и др. Роль процессов преобразования органического вещества и нефтей в распределении нефтяных и газовых залежей Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1969. № 9. С. 6-12.
2. Ларская Е.С., Жабрев Д.В. О влиянии температуры и давления пластов на состав рассеянного органического вещества (на примере мезо-кайнозойских отложений Западного Предкавказья) // ДАН СССР. 1964. Т. 157. № 4. С. 897-900.
3. Вышемирский В.С. Геологические условия метаморфизма углей и нефтей. Саратов: Изд-во. СГУ, 1963. 378 с.
4. Глебовская Е.А. Катагенез органического вещества и нефтегазообразование по данным инфракрасной спектрометрии и лабораторного моделирования: дис. ... д-ра хим. наук. Л.: Всесоюз. нефт. н.-и. геологоразведочный ин-т, 1979. 36 с.
5. Гедберг Х.Д. Геологические аспекты происхождения нефти. М.: Недра, 1966.
6. Аммосов И.И., Тан Сюи. Стадии изменения углей и парагенетические отношения горючих ископаемых. М.: АН СССР, 1961. 119 с.
7. Карпов П.А., Степанова А.Ф., Соловьева Н.В. и др. Количественная оценка температуры и геологического времени как факторов углефикации рассеянных углистых остатков и возможности ее использования в нефтяной геологии // Изв. АН СССР. Сер. Геол. 1975. № 8. С. 103-113.
8. Аммосов И.И. Литификация и нефтеносность / Петрология углей и парагенез горючих ископаемых. М.: Наука, 1967. С. 5-80.
9. Вассоевич Н.Б., Корчагин Ю.И., Лопатин Н.В., Чернышев В.В. Главная фаза нефтеобразования // Вестник МГУ. Сер. IV. Геология. 1969. № 6. С. 3-27.
10. Вассоевич Н.Б., Бурлин Ю.Л., Конюхов А.И., Корню-шина Е.Е. Роль глин в нефтеобразовании // Советская геология. 1975. № 3. С. 15-29.
11. Хеиров М.Б. Влияние глубины залегания осадочных пород на трансформацию глинистых минералов // Изв. АН СССР. Сер. Геол. 1979. № 8. С. 144-151.
12. Галимов Э.М. Изотопы углеводорода в нефтегазовой геологии. М.: Недра, 1973. 384 с.
13. Казанцева Т.Т., Камалетдинов М.А., Казанцев Ю.В.,
Зуфарова Н.А. Происхождение нефти. Уфа: БФАН СССР, 1982. 30 с.
14. Камалетдинов М.А., Казанцев Ю.В., Казанцева Т.Т. Происхождение складчатости. М.: Наука, 1981. 135 с.
15. Казанцева Т.Т. Происхождение и развитие геосинклиналей. Уфа: БФАН СССР, 1981. 26 с.
16. Казанцева Т.Т. Тектонические циклы и формацион-ные ряды. Уфа: БФАН СССР, 1983. 37 с.
17. Камалетдинов М.А., Казанцев Ю.В., Казанцева Т.Т., Постников Д.В. Шарьяжные и надвиговые структуры фундаментов платформ. М.: Наука, 1987. 184 с.
18. Плотникова И.Н. Геолого-геофизические и геохимические предпосылки перспектив нефтегазоносности кристаллического фундамента Татарстана. СПб.: Недра, 2004. 172 с.
19. Юсупов Б.М. Новая концепция происхождения нефти и природного горючего газа. Уфа, 1982. 44 с.
20. Казанцева Т.Т. Аллохтонные структуры и формирование земной коры Урала. М.: Наука, 1987. 169 с.
21. Казанцев Ю.В., Казанцева Т.Т., Камалетдинов М.А., Постников Д.В., Загребина А.И. Перспективы нефтегазонос-ности Башкортостана. Уфа, 1995. 39 с.
22. Казанцева Т.Т., Казанцев Ю.В. Структурный фактор в теоретической геологии. Уфа: Гилем, 2010. 325 с.
23. Ениколопов Н.С. Электрофизические характеристики некоторых органических веществ при ВД+ДС // Изв. АН СССР. Сер. Химия. 1979. № 10. С. 2256-2260.
24. Казанцева Т.Т. Тектоника и эволюция. Уфа: ИГ БНЦ УрО АН СССР, 1990. 40 с.
25. Эйгенсон А.С. Закономерность распределения фракций в нефтях по температурам кипения // Химия и технология топлив и масел. 1973. № 1. С. 1-5.
26. Эйгенсон А.С. О количественном исследовании формирования техногенных и природных углеводородных систем с помощью методов математического моделирования // Химия и технология топлив и масел. 1990. № 12. С. 19-25.
27. Камалетдинов М.А., Казанцева Т.Т., Постников Д.В. Роль фрагментации органического вещества в генезисе нефти // Докл. АН. 1995. Т. 345. № 1. С. 87-90.
28. Черский И.В., Царев В.П., Сороко Т.И., Кузнецов О.Л. Влияние тектоно-сейсмических процессов на образование и накопление углеводородов / отв. ред. А.А. Трофи-мук. Новосибирск: Наука, 1985. 223 с.
