Рис. 13. Глубины расположения зон нефте- и газообразования в зависимости от величины геотермического градиента [Калинко, 1977]
Дело в том, что преобразование органического вещества — это процессы диссоциации различных соединений; кислот, восков, спиртов, эфиров, стеаринов, терпенов, меланоидов и т. д. Все эти процессы протекают с разрывом химических связей, в первую очередь между углеродом и гетероатомами (кислородом, азотом, серой). В то же время разрывы химических связей могут происходить при значительных затратах энергии. М. К. Калинко приводит такие данные по энергии разрыва в газообразных молекулах и радикалах органических веществ: для разрыва связи С — С необходимо затратить 70–100 ккал/моль; С — Н — также 70—100; С — О — 70—200; C — N — 60—200; C— S — 70–100 ккал/моль. Для протекания таких процессов, но в жидкостях энергия разрыва существенно увеличивается. Правда, она может снижаться при участии катализаторов. Приведенные факты свидетельствуют о чрезвычайной важности температурного фактора в процессе нефтеобразования.
Развивая эту мысль, М. К. Калинко показал, что процесс преобразования органического вещества контролируется «не только и не столько температурой, сколько тепловым режимом — количеством тепла, поступающего в единицу времени. В условиях недр это и есть плотность теплового потока, которая, следовательно, и должна контролировать процессы преобразования ОВ» [Калинко, 1977, с. 174]. По данным ученого, процесс преобразования органического вещества становится еще более энергоемким, если он протекает не в рыхлом осадке на дне водоема, а в уплотненной, литофицированной породе. В последнем случае при недостаточности теплового воздействия материнская порода будет характеризоваться лишь «точечной битуминозностью».
По мнению М. К. Калинко, наиболее благоприятная ситуация для нефтеобразования возникает тогда, когда уже на ранних стадиях диагенеза осадки с рассеянным органическим веществом попадают в зону температур, достаточных для развития явлений деструкции органики. В такой ситуации процессы нефтегазообразования развиваются быстро и сравнительно полно. При этом за относительно короткий отрезок геологического времени (несколько миллионов лет) могут сформироваться крупные залежи нефти и газа, как это имело место в Яванском, Мексиканском и других нефтегазоносных регионах.
На примере же Красного моря имеется возможность проследить степень созревания органики в зависимости от величины геотермического градиента. Ученые Института океанологии АН СССР провели исследования содержания углеводородных газов в придонном слое воды в трех впадинах морского дна: Атлантис-2, Дискавери и Сагар, различающихся своими геотермическими режимами.
Во впадине Атлантис-2, где температура придонной воды 62 °C, в придонном рассоле обнаружены углеводородные газы на уровне максимальном для морской воды (в 10-4 мл/л): СН4 — 2005; С2Н6— 40,8, С3Н8 — 0,91. Во впадине Дискавери температура придонных вод составляет 45 °C, здесь также были выявлены газы, но в значительно меньшем количестве: СН4 — 219; С2Н8 — 2,11; С3Н8 — 0. Впадина Сагар характеризуется температурой придонных вод 22 °C, соответственно уменьшается и концентрация газов: СН4 — 28,6; С2Н8 — слабые признаки; С3Н8 — 0. Приведенные факты как нельзя лучше свидетельствуют о тесной зависимости степени созревания органики и отгонки из нее углеводородных соединений от изменения температурного режима земных недр.
К интересным выводам пришли ученые ИГиРГИ И. И. Амосов, Н. П. Гречишников и В. И. Горшков — специалисты в области исследования палеотемпературных условий нефтегазоносных толщ. Но вначале несколько слов о том, как установить температуру пород в прошедшие геологические эпохи. Для этого используют углистое вещество — витринит, содержащееся практически во всех осадочных породах типа песчаника, глины. В зависимости от максимального значения температуры, которую испытывал витринит, он приобретает различную отражательную способность. Чем выше температура, в которую попал витринит, тем больше его отражательная способность. Разработана специальная шкала, увязывающая эти два параметра.
Анализ размещения начальных промышленных геологических запасов нефти в неогеновых отложениях Северного Сахалина, в мезозойских пластах Западной Сибири, Восточного Предкавказья и Мангышлака, в породах палеозоя Волго-Уральской области, юго-востока Восточно-Европейской платформы, Днепрово-Донецкой и Припятской впадин позволил указанным ученым установить палеотемпературный интервал распределения запасов. Оказалось, что главные запасы нефти размещаются в областях, характеризующихся палеотемпературами от 75 до 175 °C; максимуму запасов соответствует отражательная способность витринита в 75 ед., или палеотемпература 120 °C (рис. 14).
Рис. 14. Палеотемпературная зональность распределения запасов нефти
Максимум запасов приходится на интервал палеотемператур от 100 до 150 °C
Имеющийся опыт нефтегазопоисковых работ свидетельствует, что для формирования зон максимальных концентраций запасов нефти или газа при прочих равных условиях наиболее благоприятны те области нефтегазоносной провинции, которые в течение рассматриваемого геологического отрезка времени обладали сравнительно более высокими параметрами палеогеотермического градиента и повышенным тепловым потоком Земли.
Температурные условия недр, таким образом, выполняют роль своеобразного механизма — курка, запускающего и активизирующего процесс преобразования рассеянного органического вещества в нефть. Температура, утверждают А. А. Трофимук и его коллеги [1984], является важнейшим фактором образования и последовательного превращения углеводородов. Поэтому глубинная зональность нефтегазообразования и пространственное положение главных зон нефте- и газообразования в бассейне определяются в первую очередь температурным режимом. Наблюдаемые различия в глубинной зональности нефтегазообразования ученые связывают с резкими колебаниями значений геотермического градиента, т. е. с различной степенью прогретости недр. По современным наблюдениям, даже без учета вулканических областей геотермический градиент меняется от 0,6 до 10 °C/100 м, т. е. в 17 раз. Подобные различия существовали, очевидно, и в прошедшие эпохи, что и сказалось на глубинной зональности нефтегазообразования.