В последние годы важные доказательства цикличности нефтеобразования были получены на основе изучения изотопного состава серы нефтей. В Восточной Сибири, например, были установлены вендский и кембрийский генетические типы нефтей, а следовательно, и циклы нефтеобразования; в Волго-Уральской провинции (Верхнекамская впадина) — вендский, девонский и нижне-среднекаменноугольный циклы; в Балтийской синеклизе — кембрийский, ордовикский и силурийский; на Оренбургском своде Прикаспийской впадины — девонский, нижне-среднекаменноугольный и нижнепермский; в Днепрово-Донецкой впадине — девонский и нижнекаменноугольный; в Восточном Предкавказье — триасовый, юрский и меловой; в Амударвинской синеклизе — юрский; в Прикаспийской впадине — девонский, каменноугольный, нижнепермский, триасовый и юрский. Цикличность нефтеобразования — важнейшее доказательство прямой зависимости нефти от материнской породы и геологической истории развития данного региона. Более того, уже сравнительно давно было подмечено, что существует параллелизм цикличности нефтегазообразования с цикличностью накопления каустобилитов в целом. Так, например, И. С. Мустафинов выделяет два максимума в накоплении каустобилитов (нефть, горючие сланцы и каменный уголь) — это каменноугольный период и мел — неоген, что надежно указывает на органическое происхождение нефти.
Изложенное позволяет утверждать, что с точки зрения геохимии органическая теория обоснована достаточно хорошо. Тем не менее считать, что вопрос о происхождении нефти закрыт, было бы преждевременным. Даже если принять геохимическую последовательность преобразования захороненной органики в нефть как абсолютную истину, то остается еще много неясного в дальнейшей судьбе капельно-жидкой нефти: как попадает она в пористые породы-коллекторы, в каком состоянии перемещается по ним, что определяет образование скоплений нефти в том пли другом месте и т. д.? В этом отношении доводы «неоргаников» требуют пристального внимания и изучения. К таким «сильным» аргументам «неоргаников» следует отнести следующие факты:
пространственную связь скоплений нефти и газа с разломами земной коры;
нахождение нефти и газа в магматических и метаморфических породах, кимберлитовых трубках и вулканических выделениях;
образование в ряде мест земного шара относительно огромных по запасам скоплений битумов тяжелой нефти, своеобразных полюсов нефтенакопления;
наблюдаемое избирательное, «очаговое» накопление углеводородов, когда месторождения тяготеют к определенным структурам земной коры, располагается в определенных осадочных бассейнах, а не повсеместно.
Слабым местом в органической концепции остается также механизм отжатия микронефти из материнских пород в коллекторы. Хотя исследования некоторых ученых и показывали, что в лабораторных установках удается получить фильтраты нефти через глинистые породы под давлением около 300 ат, все же протекание таких процессов в природе вызывало большие сомнения. Дело в том, что глинистые породы, которые чаще всего рассматривают как материнские, состоят из мельчайших частиц диаметром 0,01–0,001 мм и меньше. По расчетам И. И. Нестерова, 1 м3 глинистой породы состоит из 0,12×1019 таких частиц. Если их разложить в цепочку, то длина ее составит 6 млрд км, а это 40 расстояний от Земли до Солнца. Содержание микронефти в глинистых породах обычно равно 0,03 %, лишь иногда достигает 0,4–0,7 %. Значит, в 1 м3 глины содержится около 1 кг микронефти. Диаметр молекулы нефти колеблется от десятков до сотен ангстрем (1 Å = 10-6 мм). Примем его равным 100 Å (10-4 мм), тогда в 1 м3 глины будет находиться 1021 молекул микронефти [Нестеров, 1975].
Глинистые частицы заряжены отрицательными зарядами, которые обусловливают существование вокруг них молекулярного силового поля. Поэтому каждая глинистая частица, по расчету И. И. Нестерова, может притянуть к себе 500 тыс. молекул микронефти. А это означает, что в 1 м3 породы глинистые частицы могут удерживать около себя в 500 раз больше микронефти, чем имеется ее в породе. Сила притяжения огромна — 10 тыс. ат! Таких давлений на глубинах, где находятся известные нам залежи нефти и газа, быть не может.
Если геохимическая сторона органической концепции разработана достаточно глубоко, то механизм формирования залежей, причины наблюдаемой пространственной зональности в размещении месторождений требуют дальнейшего изучения. Попробуем ответить на эти вопросы.
Нефть и разломы
Связь месторождений нефти и газа с разломами земной коры была установлена еще в прошлом веке. На это указывал Д. И. Менделеев при создании своей карбидной гипотезы происхождения нефти. Но пристальное внимание геологов этот факт привлек после работ Н. А. Кудрявцева, который на основе обобщения богатого мирового материала показал, что такая связь не единичное, случайное явление, а закономерность в пространственном размещении месторождений нефти и газа. С тех пор взаимосвязь залежей углеводородов и разломов всегда бралась на вооружение «неорганиками». Сторонники органической концепции происхождения нефти со своей стороны приводили факты, указывающие на отсутствие залежей в зонах разломов. Действительно, известны крупные, хорошо изученные разломы, в пределах которых какие-либо скопления нефти или газа полностью отсутствуют. Между тем если глубоко вникнуть в суть этого «симбиоза», то взаимоотношения между залежами нефти и разломами оказываются довольно запутанными, а зачастую наблюдаемую связь между ними можно объяснить совершенно иначе, чем это делают «неорганики».
Вспомним, процесс накопления нефти и газа в земной коре требует сочетания целого ряда геологических факторов, и прежде всего ловушек, коллекторов, благоприятного гидродинамического режима подземных вод, миграции углеводородов. А какое влияние оказывают зоны разломов на указанные геологические факторы? Может быть, ответ на этот вопрос поможет нам правильно понять причину пространственной связи месторождений нефти и газа с разломами?
Вначале рассмотрим взаимоотношения разломов и антиклинальных ловушек. Исследования, выполненные в Московском институте нефти и газа им. И. М. Губкина, показали, что количество антиклиналей по мере приближения к зоне разлома закономерно возрастает. Это объясняется спецификой строения разломов. Будучи зонами дробления земной коры, они выражены в жестком фундаменте платформы многочисленными трещинами, ответвлениями, которые создают сочленяющиеся между собой мелкие блоки. Мелкоблоковая структура присуща всей зоне разлома шириной до 10–20 км. Если на платформенном этапе по разлому происходят подвижки, то в осадочном чехле над ним возникнет односторонний (флексурный) перегиб слоев, а мелкие блоки фундамента, также участвуя в движении, будут индуцировать процесс образования локальных поднятий. При этом этапы роста разломов обычно четко корреспондируются с периодами роста антиклинальных ловушек. Непосредственно в зоне разлома в 4–5 раз увеличивается площадь антиклиналей и их амплитуда, а это значит, что существенно возрастают емкостные возможности приразломных структур. Крупные локальные поднятия, обладая, как правило, ранним заложением и длительным формированием, характеризуются развитием более крупнозернистых пород в своде, что улучшает коллекторские свойства гранулярных коллекторов; лучшая степень выраженности таких ловушек проявляется в развитии более густой сети трещин в своде складки, что также способствует повышению емкостных свойств пород, в особенности карбонатных. Возникая на ранних стадиях формирования чехла, приразломные структуры могут быть ловушками уже в самом начале миграции углеводородов. Все это делает приразломные антиклинальные поднятия, обладающие длительным и унаследованным развитием, предпочтительными в отношении нефтегазоносности.
Другой важный фактор нефтегазонакопления — коллекторы, от вмещающих способностей которых во многом зависит количество накопленной в ловушке нефти или газа. Определенное влияние на коллекторские свойства горных пород в ряду других факторов оказывают и разломы. Главным образом это сводится к трещинообразованию. Вдоль разломов формируются крупные зоны повышенной трещиноватости, протягивающиеся на сотни километров при ширине в несколько километров. Зоны повышенной трещиноватости совпадают с положением разломов. В их пределах густота трещин увеличивается в 5–6 раз по сравнению с внеразломными территориями.