class="sup">6— 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.
По мнению большинства ученых, необходимые термобарические условия могут возникать только при погружении осадков на определенную глубину. В противном случае потенциально нефтегазоносные комплексы могут не использовать своих нефтегазопроизводящих возможностей, вследствие чего в таких областях скопление углеводородов будет практически отсутствовать. Так, А. А. Трофимук и др. [1984] приводят такие данные. Главная фаза нефтеобразования осуществлялась на древних платформах в зоне глубин 1,5–2,5 км, на молодых — 2–3, в краевых сильно погруженных системах платформ — 2–4, в наиболее погруженных краевых впадинах платформ с мощными соленакоплениями — 2,5–6, в молодых (альпийских) передовых прогибах — 3–6 км. Главная (глубинная) фаза газообразования в том же ряду бассейнов происходила на глубинах 4–6, 4–8 и 6–9 км. Это означает, что, чем моложе структура, тем на большую глубину надо погрузиться материнским породам, чтобы продуцировать углеводороды. На древних платформах этому помогало время, поэтому там глубина погружения была гораздо меньше, чем на более молодых платформах. Согласно же механизму образования нефти в зонах поддвига литосферных плит и зонах рифтов, реализация нефтегазового потенциала осадочных толщ может начаться там значительно раньше, при гораздо меньших глубинах их погружения в недра Земли. Что касается зон столкновения литосферных плит, то там механизм прогрева осадочных толщ достаточно хорошо обоснован О. Г. Сорохтиным, о чем говорилось выше Почему же такой эффект возникает в рифтах?
По мнению профессора МГУ Б. А. Соколова, аномально высокий прогрев осадочных толщ с рассеянной органикой, которые заполняют рифтовые прогибы земной коры, происходит вследствие двух причин. Первая выражается в проявлении зон тектонических нарушений, ограничивающих рифт и возникающих в результате растяжения коры. Вторая причина — поднимающиеся из мантии и нижних частей осадочных толщ сильно нагретые потоки, состоящие из воды, водорода, гелия, углекислого газа, метана и некоторых других компонентов. Этот поток с температурой в несколько сот градусов, перемещаясь по зонам тектонического дробления коры (разломам), и прогревает осадочные породы, способствуя более быстрому и полному «созреванию» органического вещества. «Одновременно, — как отмечает в своей статье исследователь, — он растворяет образующиеся в толще жидкие и газовые углеводороды, извлекая их из материнских пород, и перемещает в коллекторские горизонты и ловушки». По мнению ученого, для образования нефти необходимо сочетание трех основных условий («генетический код»): накопление осадочных пород в условиях растяжения коры, значительная мощность осадков и интенсивный прогрев их восходящим газожидким потоком. Такие условия возникают только в рифтах и зонах глубинных разломов, с которыми он и связывает основные нефтегазоносные регионы нашей планеты [Соколов, 1985].
Мысль, высказываемая Б. А. Соколовым, весьма интересна и перспективна. Однако не следует забывать и тот мощный механизм образования углеводородов в зонах столкновения литосферных плит, который обосновывается О. Г. Сорохтиным и другими советскими и зарубежными специалистами. В противном случае подход к проблеме происхождения нефти будет однобоким и не отразит многообразия природных геологических ситуаций.
Завершая рассмотрение роли высоких температур в процессе нефтегазообразования, необходимо отметить значительность этого фактора еще и потому, что он резко активизирует переход органических соединений, в том числе и битумоидов, в растворенное состояние.
Активизация особенно повышается при температурах более 150 °C. По расчетам ученых, в подошве земной коры (на глубине порядка 35 км) вода может растворять в себе до 8–10 об.% нефти. При температурах 320–340 °C и давлениях 2–2,5 МПа, что соответствует термобарическим условиям верхней мантии, растворяющая способность воды по отношению к нефти возрастает вдвое. Она резко повышается при увеличении минерализации и двуокиси углерода. Это означает, что в областях
