Геолого-геохимические предпосылки нефте-газообразования в Верхне-докембрийских отложениях

В течение последнего десятилетия, благодаря развитию нового научного направления, возглавляемого акад. А. В. Сидоренко, внимание советских геологов было привлечено к проблемам, связанным с изучением докембрийских образований. Они представляют большой научный интерес поскольку формировались в течение весьма длительного периода времени, составляющего около 6/7 всей геологической истории Земли. Практическая важность изучения геологии докембрия не вызывает сомнений. С докембрием связаны уже открытые крупные месторождения различных полезных ископаемых, но вероятно не меньше минеральных богатств, таящихся в древнейших осадочных, осадочно-метаморфических и магматических образованиях нашей планеты, еще ждет своих разведчиков.

Долгое время господствовало мнение, что из числа полезных ископаемых, связанных с докембрийскими отложениями, полностью должны быть исключены нефть и газ. Однако современные теоретические достижения в области происхождения нефти (осадочно-миграционная теория нефтеобразования) и открытия достаточно многочисленных нефтидопроявлений в протерозое в разных частях света опровергли прежнее заключение.

Вопросы потенциальной нефгегазоносности явились объектом исследований на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых Геологического факультета МГУ. В результате критического анализа литературы по органической геохимии, литологии и нефтегазопроявлениям в докембрии и специальных геологогеохимических исследований работников кафедры, проводимых с целью выяснения перспектив нефтегазоносности древнейших образований в Аяно-Майском районе и в Среднерусском осадочном бассейне, подтвердилась справедливость выдвигаемого А.В. Сидоренко единого историко-геологического принципа изучения докембрия и постдокембрия, так же как и справедливость принципа единства основных экзогенных геологических процессов в фанерозое и в докембрии.

Этот принцип, если, конечно, воспринимать его cum grano salix и ограничивать протерозоем, действителен и в отношении процессов нефтегазообразования. В рифее и венде, когда возникали соответствующие предпосылки, эти процессы протекали по тем же законам, что и в фанерозое и явились основой осадочно-миграционной теории образования нефти. He остается сомнений в целесообразности и перспективности поисков залежей нефти и газа по крайней мере в верхнем протерозое, развитом на древних платформах.

В полном соответствии с учением о стадийности нафтидогенеза было показано, что нижний предел газонефтегенерирующей способности отложений (ceteris paribus) контролируется не их возрастом (древностью), а интенсивностью катагенетического изменения пород, их «метаморфизмом». Это справедливо для отложений, по меньшей мере, с верхнего рифея. В отношении более древних образований приходится проявлять осторожность, тем большую, чем они древнее.

В основу анализа нефтегазогенерационных возможностей верхне-докембрийских отложений был положен историко-геолого-геохимический метод, исходящий из двух взаимосвязанных положений: родиной нефти являются осадочные бассейны, а сама она, представляя жидкий гидрофобный продукт фоссилизации органического вещества, захороненного в субаквальных осадках, является, в полном смысле этого слова, детищем литогенеза, стадийным образованием, сформировавшимся в соответствующей термобарической зоне.

Сущность историко-геолого-геохимического метода — это познание истории образования газа и нефти в осадочном бассейне на фоне его развития. Этот метод применительно к оценке перспектив нефтегазоносности крупных территорий (и прилежащих акваторий) требует выяснения истории формирования соответствующего осадочного бассейна и проведения цикла специальных исследований:

— осадочная толща расчленяется на литолого-стратиграфические комплексы, характеризующиеся общностью состава и строения и биту-минологическими и гидрогеологическими особенностями;

— каждый комплекс исследуется методами органической геохимии и, по возможности, методами углепетрографии (изучается не только битумоидная часть органического вещества, но все оно в целом) с целью определения нефтегазоматеринского потенциала всех типов пород и всей свиты в целом;

— изучается степень катагенетического изменения пород и битуминизации содержащегося в них органического вещества по всей площади их развития. Используются все критерии катагенеза («метаморфизма») органического вещества — химические и петрографические. Особое внимание уделяется определению отражательной способности витринита, показателю преломления коллоальгинита и т. д.;

— картируются зоны равной катагенетической измененности пород и определяется (отдельно для каждой свиты и каждой зоны равной степени катагенеза) время (по геохронологической шкале), длительность (в млн. лет) и степень реализации породами своего нефтематеринского и газоматеринского потенциала;

— для каждого оконтуренного очага (области) нефтегазогенерации подсчитывается ориентировочно объем образовавшихся и эмигрировавших из материнских пород углеводородов;

— на основе палеоструктурно-тектонических построений и данных о распределении коллекторов и экранирующих пачек пород (покрышек) в осадочном бассейне определяются наиболее вероятные генеральные пути миграции газа и нефти и основные зоны нефтегазонакопления.

Первым, совершенно обязательным условием возможности нефтегазообразования является наличие в породах исходного для нефти углеродистого органического вещества — керогена, или седикахитов (по Н.Б. Вассоевичу). Источником такого вещества могли быть только организмы, живое вещество биосферы.

Важно отметить, что в течение позднего докембрия основным поставщиком углеродистого органического вещества в донные осадки водоемов были низшие водоросли, заселявшие близповерхностные слои водной толщи морей. Эти водоросли благодаря богатству липоидами были способны обеспечить высокий нефтеобразовательный потенциал фоссилизующегося керогена, который определяется содержанием в нем алифатических и алициклических структур, характеризующихся повышенным содержанием водорода. Такого типа планктоногенное органическое вещество принято называть не совсем точно сапропелевым. Для этого сапропелеподобного вещества, не вышедшего из зоны протокатагенеза, величина атомарного отношения Н:С обычно не меньше 1, 2.

Сапроидное органическое вещество существенно отличается от его антипода, именуемого (совершенно условно и неточно) гумусовым. Последнее обязано своим происхождением высшим растениям, оно характеризуется преобладанием конденсированных ароматических структур и вследствие этого относительной бедностью водородом (имеется в виду водород, не связанный с гетероэлементами) — И:С обычно <0,7. В дофанерозойских отложениях органическое вещество было, по-видимому, главным образом сапроидным с высоким нефтеобразовательным потенциалом, а гумусоподобное («гумоидное») вещество, обладающее весьма низким нефтематеринским потенциалом, вероятно, отсутствовало. Поэтому даже невысокое его содержание могло обеспечить значительный выход углеводородов в главной зоне нефтеобразования, располагающейся ниже главной зоны газообразования.

Н.М. Страхов справедливо отмечал еще в 1960 г. — «возросшая биомасса органического мира в морях протерозоя и рифея приводит к тому, что органическое вещество, хотя и в небольших количествах, становится постоянным и, так сказать, обязательным компонентом осадочных пород (от долей процента до 1%), особенно рифейских. Временами же, при локальных эпизодических цветениях планктона, содержание органического вещества в породах резко повышается и возникают горючие сланцы, метаморфизованные аналоги которых известны под названием шунгитов».

В докембрии известны «полугорючие» сланцы — баженовиты и доманикиты. Например, в рифейских отложениях на северо-востоке Сибирской платформы развиты «битуминозные сланцы» с содержанием Сорг до 12—14%. Все такие породы, пока они не претерпели мезокатогенеза, представляют собой потенциально нефтематеринские отложения. Свою способность генерировать нефть и газ они реализуют при опускании в составе осадочного бассейна на глубины, необходимые для наступления этапа, именуемого главной фазой нефтеобразования, а затем и следующего этапа, названного С.Г. Неручевым главной фазой газообразования. Выяснение условий, при которых наступают соответствующие стадии, когда потенциально нефтематеринские породы становятся нефтепроизводящими, являлось весьма важной и долгое время дискуссионной проблемой, теснейшим образом связанной с учением о стадийности нефтегазообразования.

Первая дифференцированная схема эволюции (стадий развития) нефтегазоматеринских отложений, органически связанная со ступенями литогенеза, с привязкой к ним этапов образования сначала газа (CH4), затем нефти и газов, газоконденсатов и, наконец, снова газа, была опубликована в 1954 г.

Главная фаза газонефтеобразования развивается при достижении породами зоны среднего катагенеза, когда углефикация органического вещества достигает тех ступеней, которые принято обозначать (по маркам гумусовых углей) как «Д», «Г» и «Ж».

Органическое вещество, или кероген в главной зоне нефтеобразования претерпевает битуминизацию. В составе новообразованных битумоидов все большую роль играет микронефть, причем впервые за всю предыдущую геохимическую историю органического вещества рождается много низкомолекулярных углеводородов, характерных для бензиновой и керосиновой фракций нефти. Одновременно усиливается десорбция микронефти и, при наличии в толще коллекторов, ее начальная миграция. Этому способствуют: а) возросшая миграционная способность микронефти (благодаря обогащению легкими углеводородами); б) существенное увеличение жирности сопутствующих микронефти газов — обилие C2—C5 обеспечивает возможность ее перехода в однофазовое газообразное состояние; в) появление за счет дегидратации разбухающих глинистых минералов (монтмориллонита и некоторых смешанно-слойных) агрессивной воды, растворяющей углеводороды; г) возникновение перепада давления, с одной стороны, между микропорами в глинах, неумолимо уплотняющихся и генерирующих много газов, а с другой — между порами в песчаниках (или других породах — коллекторах); в первом случае давление может достигать геостатического и обеспечивать микрогидроразрывы между чешуйками глинистых минералов; во втором случае давление часто близко к гидростатическому.

В тех случаях, когда такого перепада давления нет (например, при очень аномально высоких пластовых давлениях) или коллекторы находятся в значительном удалении, либо вообще отсутствуют, миграция микронефти сильно затруднена и она остается в материнской породе (аналитически отмечается как паравтохтонный битумоид). Такие случаи зафиксированы в майкопской толще и в кумской свите Запад-нога Предкавказья.

При изучении древних толщ большие трудности возникают из-за отсутствия в докембрийском органическом веществе витринита, по отражательной способности которого можно определить границы главной зоны нефтеобразования. Приходится использовать менее надежные критерии — оптические свойства, например, альгинита, коллоальгинита и др.; петрофизические параметры пород, например, пористость, скорость прохождения сейсмических волн, минеральный состав глин (этапы гидрослюдизации монтмориллонита и т. д.) и более трудоемкие (особенно в случае низкого содержания рассеянного органического вещества) детальные химические исследования керогена в целом (элементный состав и др.) и его компонентов, в первую очередь, битумоидов — хлороформенного-битумоида (ХБ) и дополнительно извлеченного спирто-бензольного битумоида (ДСББ).

Можно подойти к определению степени катагенетической измененности органического вещества и теоретическим путем, по методу Н.В. Лопатина, определяя суммарный тепловой импульс — условный индикатор общего количества тепловой энергии, приобретенного данной породой за всю ее геотермическую историю.

Многие из этих методов были использованы сотрудниками кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ при изучении верхнепротерозойских отложений Среднерусского бассейна, в основном — Московской синеклизы, на примере которой опробовался историко-геолого-геохимический метод изучения нефтегазоносности осадочных бассейнов. Основным объектом исследования явились вендские отложения, почти в низах которых залегает относительно богатая органическим веществом редкинская свита («вендский доманик», по Л.Ф. Coлонцову). В различных частях Среднерусского бассейна она находится на различных уровнях катагенетического изменения в зависимости от максимальной глубины погружения, близкой к современной. В краевых, сравнительно неглубоко опущенных частях бассейна (менее 2 км), вендские породы не достигают уровня главной зоны нефтеобразования и могут продуцировать только газ. В более погруженных (более 2,5—3 км) осевых частях бассейна редкинская свита находилась в главной зоне нефтеобразования, начиная с девонского периода и местами включительно до палеогенового. Нахождение ее в условиях повышенных температур и давлений способствовало битуминизации органического вещества — в среднем до 6% восстановленного битумоида, а в отдельных слоях — до 13% (в расчете на органический углерод породы). При этом хлороформенный битумоид заметно преобладает над кислым, дополнительно извлеченным спирто-бензольным. Констатируется существенное увеличение содержания углеводородов — до 1,5 кг/м3 породы.

Подтверждением того, что потенциально нефтематеринские породы редкинской свиты венда перешли в категорию нефтепроизводивших, является обилие следов перемещения в породах микронефти: отмечается во многих образцах яркая голубая люминесценция микропор и пустот, заполненных микронефтыо. В максимально прогнутой части синеклизы породы венда уже в значительной мере исчерпали свой нефтематеринский потенциал. Ю.И. Корчагина смогла это установить по соответствующему изменению состава органического вещества и снижению его содержания. Уменьшился выход хлороформенного битумоида как в процентах от пород (0,01—0,025), так и в процентах от органического вещества (вХБСорг = 1,7). Уход микронефти сказался на относительном увеличении доли кислых битумоидов (в отдельных случаях хлороформенного битумоида оказалось меньше дополнительно извлеченного спирто-бензольного, а также на резком снижении (примерно на порядок) содержания углеводородов в породах (до 0,15 кг/м3).

Интересно, что в групповом составе углеводородов на долю нафтено-ароматических приходится 30—50%. Их присутствие в органическом веществе «сапропелевого» типа Ю.И. Корчагина объясняет глубоким преобразованием органического вещества, в частности углеводно-белковых компонентов. Новообразование углеводородов циклического строения и алифатизация метаново-нефтеновых углеводородов фиксируются даже в интервале глубин 2400—2900 м. Здесь отмечено сокращение нафтеновых колец с 2,2 до 1,5 (в расчете на усредненную молекулу) при одновременном увеличении количества атомов углерода в боковых цепях с 7 до 13—14 (табл. 60).

Глины редкинской свиты, находящиеся в главной зоне нефтеобразования, образуют в плане в пределах синеклизы сравнительно узкое кольцо, отделяющее периферическую зону развития пород, еще не испытавших главной фазы нефтеобразования, от центральной части прогиба, в которой породы венда уже прошли всю главную зону нефтеобразования.

Выявление зоны и времени нафтидогенерации (с учетом палео-структурного плана и расположения) различного рода ловушек на наиболее вероятных путях миграции нефти вооружило нас одним из важнейших критериев научно обоснованной оценки перспектив территории. Оказалось возможным даже ориентировочно оценить количество образовавшихся и эмигрировавшихся из редкинской свиты углеводородов. Однако для полноценности прогноза перспектив нефтегазоносности существенно недоставало данных об условиях сохранности тех скоплений нефти и газа, которые начали формироваться в пределах Московской сипеклизы еще в девоне. Освещение этой стороны проблемы, по мнению Н.Б. Вассоевича, является в настоящее время важной задачей историко-геолого-геохимических исследований. Она должна решаться вместе с поисками наиболее надежных ловушек в вендских отложениях глубокопогруженной центральной части Среднерусского осадочного бассейна и в вышележащих отложениях нижнего палеозоя в тех районах, где можно ожидать миграции нефти и газа снизу.

В свете учения об этапности (цикличности) нефтеобразования и главных зонах (фазах) генерации нефти и газа вопрос о сохранности их скоплений, обязанных древним отложениям, приобретает особое значение. На основе этого учения Н.Б. Вассоевич сформулировал следующий принцип: чем древнее потенциально нефтегазоматеринские отложения, тем важнее, чтобы эта их возможность была реализована как можно позднее. Действительно, чем ближе к нашим дням докембрийские (как и палеозойские) образования попадали в главную зону нефтеобразования, тем больше оказывалось шансов на сохранение залежей нафтидов, возникших за счет древних материнских пород. Даже самые надежные флюидоупоры не могли сохранить до наших дней нефтяные, а тем более газовые месторождения, которые возникли в докембрийские или раннепалеозойские (если вообще не в палеозойские) эпохи.

Поэтому при поисках нефти и газа в области развития древних отложений целесообразно в первую очередь ориентироваться на участки позднего опускания, на более или менее крупные депрессии, возникшие в результате новейших тектонических движений, и, при прочих равных условиях, — на районы развития надежных экранирующих покрышек, скорее всего, конечно, галогенных. В России уже получена промышленная нефть из докембрия в одном из регионов Восточной Сибири. Имеются основания рассчитывать на открытие месторождений нефти в венде и рифее в других частях Сибирской древней платформы, а также на территории Русской плиты и ее обрамления.