О некоторых особенностях связи представлений о генезисе углеводородов и результатов нефтегазопоискового процесса
тимурзиев сырье углеводородный россия
Карпов В.А.
Отмечены некоторые особенности состояния нефтегазопоисковых работ в свете статьи А.И. Тимурзиева «Тезисы к программе восполнения минерально-сырьевой базы углеводородного сырья в России на основе проекта «глубинная нефть»», опубликованной в № 1 2020 г. журнала «Бурение и нефть». Дается ответ на вопрос: насколько обоснован и находит ли широкий отклик тезис о том, что осадочно-миграционная парадигма нефтегазовой геологии исчерпала свой ресурс развития? Подчеркивается, что органическая теория пока не исчерпала свои возможности. Необходимо только более тщательно учитывать роль разломной тектоники в нефтегазонакоплении, что относится и к «неорганикам».
ON SOME FEATURES OF THE CONNECTION OF IDEAS ABOUT THE GENESIS OF HYDROCARBONS AND THE RESULTS OF THE OIL AND GAS SEARCH PROCESS
KARPOV V.A.1
1 Association of organizations in the field of subsoil use «National
Association for Expertise»
(AOFSu «NAEN»)
Moscow, 115054,
Russian Federation
Some features of the state of oil and gas exploration in the light of A.I. Timurzieva «Theses for the program of replenishment of the mineral resource base of hydrocarbon raw materials in Russia on the basis of the «deep oil» project, published in No. 1 of 2020 from the journal «Drilling and Oil». The answer is given to the question: how substantiated and does the thesis that the sedimentary-migration paradigm of oil and gas geology has exhausted its development resource find wide response? It is emphasized that organic theory has not yet exhausted its capabilities. It is only necessary to more carefully take into account the role of fault tectonics in oil and gas accumulation, which also applies to «inorganics». It is proposed to use the mechanism for obtaining licensed sites on a declarative basis and to test the effectiveness of their models and forecasts in any part of Russia.
В № 1 2020 г. журнала «Бурение и нефть» опубликована статья А.И. Тимурзиева «Тезисы к программе восполнения минерально-сырьевой базы углеводородного сырья в России на основе проекта «глубинная нефть»» [1], что явилось, по сути, продолжением серии статей данного автора, посвященных этой непростой проблеме. В аннотации автор говорит о необходимости смены исчерпавшей свой ресурс развития осадочно-миграционной парадигмы нефтегазовой геологии, основанной на теории органического (биогенного) происхождения углеводородов (УВ), на ее антагонистически-альтернативную глубинную парадигму, основанную на теории неорганического (минерального), абиогенно-мантийного происхождения УВ. Возникает резонный вопрос: насколько обоснован и находит ли широкий отклик среди специалистов тезис о том, что осадочно-миграционная парадигма нефтегазовой геологии исчерпала свой ресурс развития?
Автор статьи, напоминая о существующих и вновь возникших вызовах энергетической безопасности России, отмечает падение добычи нефти по отдельным компаниям и по стране в целом, считая одной из основных причин этого естественное снижение объемов и качества ресурсной базы и несопоставимые темпы ее воспроизводства. Однако неоднозначным является его тезис о невозможности обоснования новых направлений поисков нефти и газа на основе традиционных представлений нефтегазовой науки, основанных на теории органического происхождения нефти.
Трудно не поддержать позицию автора по отношению к последней и новой парадигме официальной науки в лице академика А.Э. Конторовича, который свел перспективы развития нефтегазовой отрасли России в XXIв. к освоению в старых районах нефтедобычи мелких месторождений нефти с запасами до 5 млн т [2]; продолжению разработки и извлечению остаточной нефти из одряхлевших гигантских месторождений [3]; работам в нефтегазовых провинциях (НГП) с невыявленными крупными месторождениями - на Сибирской платформе и в Арктике [4], а также к освоению нетрадиционных и трудноизвлекаемых ресурсов [5]. Но невозможно согласиться с тем, что официальная наука привела ТЭК страны в тупик, выход из которого возможен только на основе смены господствующей парадигмы нефтегазовой геологии в России. Во-первых, в целом добыча пока растет; во-вторых, необходимость смены парадигмы нефтегазовой геологии в России пока не очевидна большинству участников нефтегазопоискового процесса, и, наконец, главное, - возможность «органического» подхода не исчерпана. И вот почему.
«ОРГАНИКИ» СОГЛАСНЫ С «АБИОГЕНЩИКАМИ»
Как минимум два главных аргумента «неоргаников» в пользу справедливости своих позиций позволяют с «органической» точки зрения определить новые направления ГРР в каждом регионе как вширь, так и вглубь:
- приуроченность нефтяных скоплений к разломам;
- нефтегазоносность пород фундамента различного возраста и низов осадочного комплекса.
Разломы (разрывы, тектонические нарушения), как принято считать, образуют значительную группу залежей УВ - первичных тектонически экранированных залежей.
Но главная их роль - в формировании большой совокупности трудно картируемых скоплений УВ - тектонически зависимых вторичных скоплений, обязанных природному геологическому сооружению - активному разлому - тектоноблендеру (ТБ). Влияние разломной тектоники на флюидодинамику очевидно. При тектонической активизации движение флюидов в зонах разломов и прилегающем пространстве осуществляется в направлении максимального проявления дилатансии. Скачкообразный характер землетрясений, их вибрационный эффект определяют направленность и масштабы ремиграции и локализации вторичных залежей. В общем случае происходит трансформация совокупности латерально чередующихся и соподчиненных залежей УВ (антиклинальных и пр.) в совокупность вертикально чередующихся приразломных скоплений (месторождение), из субгоризонтального ряда - в субвертикальный, с появлением положительных структур, лишенных УВ. Здесь уместно подчеркнуть, что правило Н.А. Кудрявцева (1967), которое нередко используют «неорганики» («…если нефть или газ имеются в каком-либо горизонте разреза, то в том или ином количестве они найдутся и во всех нижележащих горизонтах»), справедливо именно по этой причине. Есть много фактов и аргументов, позволяющих считать, что нефть, газ и воды нефтегазовых месторождений являются накопленными и пополняемыми в настоящее время гидротермальными системами, связанными с вулканическими и поствулканическими процессами при дегазации глубинных сфер Земли [2]. Принципиальная возможность пополняемости уже обнаруженных запасов УВ предполагает наличие источников этого процесса и заставляет признать подстилающие комплексы пород нефтегазоперспективными. По мнению Л.А. Абуковой, в осадочных нефтегазоносных бассейнах на больших глубинах в условиях повышенной геодинамической напряженности формируются особые геофлюидодинамические системы, внутри которых возможно появление локальных диссипативных структур, обусловливающих сопряженную восходящую и нисходящую миграцию подземных вод и УВ [3].
УЯЗВИМОСТИ ТЕОРИЙ ПРОИСХОЖДЕНИЯ НЕФТИ
До сих пор уязвимым местом органической гипотезы образования нефти остается вопрос о факторах первичной миграции (эмиграции). Сторонники неорганического генезиса нефти вообще отрицают всякую возможность ее эмиграции из нефтематеринских пород. Учет сейсмичности неизбежно должен привести к сближению этих точек зрения. На этапе пассивного тектонического развития действительно эмиграция УВ маловероятна, но в период землетрясения разломная зона становится местом развития природных вакуумных образований (дилатансии), волновых воздействий, аномальной прогретости и магнитной напряженности, что обеспечивает разность энергетических потенциалов, значительно превосходящую потенциал архимедовых сил, и способность УВ к эмиграции.
Следуя принципу презумпции перспективности, пока в регионе не получены однозначные доказательства отсутствия скоплений УВ, его необходимо считать нефтегазоперспективным.
В России есть немало регионов, где неоднократно предпринимались попытки найти нефть и газ, но, увы, без особых успехов, хотя, казалось бы, там присутствуют все необходимые условия образования и сохранения скоплений УВ. Результаты этих «тупиковых» направлений нефтегазопоисковых работ остались памятниками неадекватности геологического мышления реальным нефтегазопоисковым объектам и, судя по всему, надолго (если не навсегда) оставили эти регионы в группе неясных перспектив. А, следуя принципу презумпции перспективности, пока в регионе не получены однозначные доказательства отсутствия скоплений УВ, его необходимо считать нефтегазоперспективным [5]. Московская синеклиза Восточно-Европейской платформы (ВЕП) - типичный представитель крупных тектонических единиц (площадь свыше 1 млн км2) с неясными перспективами нефтегазоносности. Ее положение и инфраструктура давно вызывали у нефтяников интерес, который периодически подогревался появлением прямых признаков нефтегазоносности - разгазированием бурового раствора, битуминозностью керна и т.д., отмечаемых в скважинах Даниловской, Любимской, Мосоловской, Бутовской и других площадей [6]. Предположение, что процессы вертикальной миграции происходили в основном в зонах развития рифтов, подтверждается наличием практически всех имеющихся признаков углеводородов на структурах, приуроченных к этим зонам (Даниловской, Любимской, Солигаличской, Букаловской, Рыбинской).
Представляется, что наиболее перспективны в нефтегазоносном отношении картируемые палеорифты (преимущественно субширотные), оживленные на последних этапах тектонического развития, в узлах пересечения с субрегиональными разломными системами (главным образом - сдвиговыми).
УЧИТЫВАЕМ ТЕКТОНИКУ ЗЕМЛИ
Возникла насущная потребность в признании фундамента регионально нефтегазоносным комплексом. Фундамент (любого возраста) рассматривается как связующее звено между осадочным чехлом, корой и верхней мантией. Месторождения нефти и газа в фундаменте открыты на всех континентах и в большинстве акваторий. Изучение этого объекта привело к открытиям 400 - 450 мировых скоплений УВ в образованиях фундамента.
При этом наличие в нем УВ не может являться прямым доказательством справедливости неорганической гипотезы, так же, как не является свидетельством торжества «органиков», объясняющих эти факты латеральной миграцией УВ из ассоциированных осадочных пород.
Во многих нефтегазоносных провинциях зафиксирована инверсия в гидростатическом законе распределения пластовых давлений с глубиной: аномально низкие или пониженные пластовые давления относительно регионального фона замечены на разных стратиграфических уровнях [7, 8, 9, 10] Восточной и Западной Сибири, в Восточном Предкавказье, Припятском прогибе, Предкарпатье, во Вьетнаме (Белый Тигр) и т.п. Причем практически во всех случаях прямо или косвенно прослеживается связь с природными резервуарами трещинного (или смешанного) типа.
Наличие таких пьезоминимумов - серьезная основа для утверждения о существовании в настоящем или в недавнем прошлом нисходящей фильтрации флюидов, как естественной реакции определенного объема системы порода - флюид на разуплотнение (дилатансию) вещества за счет тектонических подвижек [11, 12].
Существуют различные модели нисходящей фильтрации, одна из них основывается на возникновении вакуума в момент трещинообразования. Согласно этой модели в период разломообразования между трещиноватым фундаментом и осадочными отложениями должен наблюдаться перепад давления, под действием которого флюиды будут засасываться в проницаемый фундамент (Кукуруза В.Д., Кривошеев В.Т., 1997). Другая модель основывается на возникновении дефицита давления за счет геодинамического фактора. Ряд исследователей связывают возникновение нисходящей фильтрации с геодинамическим режимом растяжения, вследствие чего по разломам возможна нисходящая миграция УВ из более молодых в более древние отложения, в том числе породы фундамента (Байбакова Г.А., 1996; Шеин В.С., Певзнер Л.А., Горбачев В.И., 1981).
Как нисходящие, так и восходящие потоки - отражение тектонических процессов на завершающем этапе развития, когда основная масса месторождений была уже сформирована, а последняя фаза активизации привела к реформированию схемы распределения залежей [11, 12] со смешением различных флюидов.
Изучение известных электрических полей Земли, тесно связанных с активными тектоническими процессами, позволило выявить геоэлектрический механизм попадания нефтяных УВ из залежей осадочного чехла в кристаллический фундамент [13]. Его физическая основа заключается в том, что в период возникновения глубинных разломов, впервые осложняющих фундамент и сформировавшиеся залежи нефти и газа в осадочном чехле, происходит активная струйная фильтрация УВ из залежей в пустоты кристаллического фундамента по зонам деформаций разломов под действием электрических полей высокого напряжения, обусловленных пьезоэлектрическим эффектом и электризацией кристаллических пород в процессе трещинообразования. Считается, что такой механизм имеет глобальный характер проявления и тесно связан с тектонической жизнью Земли. Все это также свидетельствует о возможности региональной нефтегазоносности магматических и метаморфических пород на всех континентах и в большинстве акваторий Земли. Формирование крупнейших месторождений в осадочном чехле в ряде случаев происходит за счет подтока основной массы нефти и газа из фундамента, накопившихся в его проницаемых зонах путем притока их из разрушенных многочисленных месторождений огромных нефтегазосборных площадей, расположенных вокруг них и над ними в виде нефтегазоносных бассейнов, впадин, рифтов и предгорных прогибов [13].
«ГЛУБИННАЯ» НЕФТЬ
Поскольку трещинообразование является главным механизмом, формирующим зоны проницаемости в породах фундамента, постольку в этих породах на больших глубинах можно встретить огромные залежи углеводородов, не следует бросать истощенные месторождения, а начинать там поиск залежей на больших глубинах [14]. Считается, что методы сейсморазведки и электроразведки эффективны при изучении вертикально ориентированных или четко локализованных неоднородностей в земной коре, в т.ч. методы изучения дифракционной картины; сейсмостратиграфии; изучения зон повышенного поглощения, зон изменения скорости, частот, характера записи; электроразведки, применяемые для поисков непластовых рудных месторождений; сейсмические, гравиметрические и другие методы исследования околоскважинного и межскважинного пространства и т.п. Значительную роль должно играть комплексирование методов магниторазведки и гравиразведки как весьма чувствительных к горизонтальным неоднородностям. Опыт показывает, что зоны трещиноватости проявляются в микроструктуре гравитационного поля. Они отмечаются слабыми минимумами, ограниченными зонами повышенных горизонтальных градиентов, в пределах максимумов магнитной напряженности [12], в виде аномалий индукции от нескольких единиц до десятков нанотесл [14].