ПО ПОВОДУ СТАТЬИ В.В. ВЕБЕРА „ОБ ОБРАЗОВАНИИ НЕФТИ В ПРОДУКТИВНОЙ ТОЛЩЕ ЮГО-ВОСТОЧНОГО КАВКАЗА» (Труды ВНИГНИ, вып. XXXIII, 1962.)
Вопрос о характере нефтеносности плиоценовой продуктивной толщи (ПТ) Азербайджана всегда был дискуссионным. И.М. Губкин, А.Д. Архангельский и другие геологи считали нефть в ПТ вторичной, аллохтонной, мигрировавшей из более древних отложений. В последнее время, в связи с исследованиями Ш.Ф. Мехтиева, Д.В. Жабрева, Г.А. Ахмедова, А.Д. Султанова, Б.И. Султанова и А.А. Али-Заде, стала господствовать противоположная точка зрения, а именно, что нефть образовалась в самой ПТ, во всяком случае, в нижнем отделе ПТ, а по мнению некоторых геологов, также, и в верхнем ее отделе.
В свете современных данных о весьма широкой распространенности в стратисфере нефтематеринских пород (содержащих микронефть) (Микронефтью автор называет наиболее подвижную и восстановленную часть автохтонных (сингенетичных пород) битуминозных веществ, входящую в основном в их масляную фракцию.), способных в определенных геологических условиях генерировать нефть, отнесение продуктивной толщи к числу нефтематеринских вполне закономерно и подтверждает правильность вывода, вытекающего из рассмотрения эволюции взглядов на свойства нефтематеринских пород. Эта эволюция шла по линии постепенного снижения требований к нефтематеринским отложениям, уменьшения ограничений в отношении особых фациальных типов пород, количества и качества содержащегося в них органического вещества [1, 2, 6]. Большой фактический материал, накопившийся за последние годы у нас и за рубежом, позволяет в настоящее время утверждать, что образование битуминозных веществ, а в их составе нефтяных углеводородов (микронефти), является неизбежным следствием фоссилизации почти любого органического вещества в самых различных осадках любых водоемов. Действительно, большая часть осадочных пород субаквального происхождения содержит органическое вещество, определенную часть которого (обычно десятые доли или единицы процентов) составляют углеводороды нефтяного типа, кларк которых для стратисферы можно оценить в 150 г на 1 м3 породы. Достаточно только части этих углеводородов аккумулироваться, чтобы возникли залежи нефти.
В продуктивной толще Азербайджана, формировавшейся в субаквальных условиях, развиты породы, содержащие органическое вещество, а в его составе «битумы» (битумоиды; см. [1, 2]), поэтому гипотеза образования нефти в самой ПТ представляется вполне правдоподобной. Именно эту гипотезу и обосновывает в своей недавно опубликованной работе В.В. Вебер [3]. В ней он в сущности возвращается к своей исходной точке зрения об образовании нефти в самих коллекторах - в песчано-алевритовых породах - за счет содержащегося в них органического вещества. Участие глин в питании коллекторов нефтью вообще подвергается сомнению; в лучшем случае им отводится явно второстепенная роль. Это вытекает из следующего заключения В.В. Вебера: «По всей совокупности данных именно песчано-алевритовые разделы соответствующих фаций отложений продуктивной толщи представляются основным источником для образования в ней сконцентрированных форм залегания нефти» [3, стр. 132].
К сожалению, этот и другие выводы получены В.В. Вебером на основе исследования неудачно подобранной серии образцов и в результате неправильного истолкования генетической природы содержащихся в них «битумов» (бензольной части спирто-бензольного экстракта). Первое упущение автора заключалось в том, что все 65 изучавшихся проб были взяты непосредственно из нефтеносных пачек разреза ПТ, т.е. из зон нефтенакопления. При этом 25 образцов (38% от общего числа проб) было представлено нефтяными песками и алевролитами, а остальные образцы - «ненефтяными породами», а именно - глинами, обычно алевритовыми (25 проб) и глинистыми алевритами (14 проб).
Никакой проверки отсутствия следов нефти в образцах «ненефтяных пород» не производилось. У В.В. Вебера, по-видимому, и не возникало мысли о весьма большой вероятности существования таких следов в породах, чередующихся с нефтяными песками и алевритами (или залегающими над ними). Автор вообще не остановился на геологических условиях нефтеносности всех тех пачек, из которых брались пробы. Вопрос о возможности или, наоборот, о невозможности насыщения этих пачек нефтью за счет латеральной или вертикальной миграций В.В. Вебером прямо не ставился. Можно только догадываться (по некоторым недостаточно четким и определенным высказываниям автора), что он снова возвращается к своим идеям 1947 г., столь близким ко взглядам К.П. Калицкого об образовании нефти там, где она залегает. Между тем хорошо известно, что продуктивная толща нефтеносна лишь на определенных участках, составляющих незначительную долю от общей площади ее развития и характеризующихся не какими-либо особенностями обстановки ее отложения и литогенеза, вроде появления нефтяных фаций, обеспечивающих образование нефти именно на данных участках (к чему, по-видимому, клонит В.В. Вебер), а благоприятными структурно-тектоническими условиями, способствовавшими улавливанию мигрирующей со стороны нефти.
Вторая ошибка В.В. Вебера заключается в необоснованном допущении им чрезмерно высокой степени битуминизации органического вещества как в глинистых, так и в песчано-алевритовых породах ПТ. Вследствие этого он неправильно относил аллохтонный «битум» (т.е. следы нефти) к автохтонному сингенетичному породе «битуму» и потерял грани между «рассеянными битумами in situ и нефтяными битумами, сконцентрированными вследствие миграции». Автор допускает возможность превращения в «битум» 30-40 и даже 50% органического вещества пород ПТ, считая, что явление миграции «битума» начинается, «по-видимому, при величине битумного коэффициента около 50%» [3, стр. 131]. В данном случае имеется в виду даже не весь «битум», а лишь бензольная его часть. Следовательно, согласно В. В. Веберу, возможно более чем «полуваловое» превращение органического вещества в битуминозные компоненты. Это, однако, противоречит огромному фактическому материалу. Так, по данным К.Ф. Родионовой (Они опубликованы в том же «Геохимическом сборнике», в котором помещена и рассматриваемая работа В.В. Вебера.) относительное количество битуминозных веществ, экстрагируемых низкокипящими органическими растворителями (сероуглерод, хлороформ, спирто-бензол), не превышает 8-12% для терригенных пород и 15-30% для карбонатных [5]. Конечно, для бензольной части спирто-бензольного «битума», о которой идет речь в работе В.В. Вебера, эти цифры представляются даже несколько завышенными.
В тех нефтеносных пачках пород, из которых отбирались для анализов образцы, несомненно, имелись не только явно нефтяные пески и алевролиты, но и породы с менее ярко выраженными и скрытыми признаками нефти, попавшей в них путем диффузии и эффузии из соседних нефтяных пластов или из общего с ними источника нефти. Среди этих «ненефтяных пород» В.В. Вебер заметил только один образец, в котором были зафиксированы явные следы миграции - это образец алевритовой глины с битумоидным коэффициентом, достигающим 94,4%. В действительности же таких образцов со следами миграции нефти было больше, но они в них выражены слабее и оказались пропущенными автором.
В.В. Вебер наносил те или иные данные о всех своих образцах на различные диаграммы, на которых между точками, отвечающими породам с автохтонным сингенетичным битумоидом, и точками, соответствующими нефтяным породам, последовательно расположились точки, представляющие образцы со все большей и большей примесью аллохтонного битумоида, т.е. нефти. Естественно, что на диаграммах наметились переходы между многими образцами в отношении постепенного изменения величины битумоидного коэффициента b, содержания битумоидов в породе, элементарного и компонентного их состава и т. д. Такие переходы были неверно истолкованы автором как постепенное нарастание степени битуминозности органического вещества пород с одновременным облагораживанием состава битумоида и приближением его к нефти, вплоть до практического исчезновения различий.
В.В. Вебер почему-то не обратил внимание на исключительно большой разброс цифр, характеризующих те или иные параметры определенных пород, развитых в определенных свитах в пределах каждого из рассмотренных автором районов. Значительные колебания отмечаются для элементарного состава битумоида (например, содержание О+S+N меняется от 18% до 2%), его компонентного состава (масел - от 12% до 75%), для величины коэффициента b (от 3 до 48) и т. д.
Такой разброс совершенно непонятен с позиций В.В. Вебера - почему так капризно ведет себя органическое вещество в однотипных породах? Где закономерности, которые всегда выявляются при изучении определенной свиты пород? Все это, однако, логично и просто объясняется наличием вторичного, аллохтонного битумоида в целом ряде образцов «ненефтяных пород».
В подтверждение отдельных своих выводов автор ссылается на книгу Ш.Ф. Мехтиева, Т.М. Дигуровой и В.И. Потаповой [4], не используя, однако, имеющийся в ней богатый фактический материал по битуминозности пород продуктивной толщи (В.В. Вебер ограничился выборочной ссылкой, в которой за автохтонный сингенетичный «битум» в глинах продуктивной толщи выдается аллохтонный, эпигенетичный.).
На основе этого материала, потребовавшего некоторых пересчетов, геолог Г.В. Нейман построила две диаграммы - для глинистых и для песчано-алевритовых пород. Эти диаграммы позволили внести гораздо большую определенность в характеристику сингенетичных пород (автохтонных) «битумоидов», чем это сделано В.В. Вебером, а также наметить признаки, отличающие эти битумоиды от аллохтонных, т.е. от следов нефти.
На рис. 1 большая часть фигуративных точек (каждая из которых отвечает определенному образцу глин) группируется во вполне закономерное «облако». Вытянутость этого облака точек вдоль пунктирной линии, наклоненной к оси абсцисс под углом более 45°, отражает закономерность В.А. Успенского. Это сгущение точек отвечает автохтонным, в своей массе, битумоидам (т.е. битумогенам в понимании В.А. Успенского), доля которых в общем балансе органического вещества не превышает 12%, или 0,12% от общего веса породы. Условно линией а-а можно отделить поле автохтонных битумоидов от поля смешанных и аллохтонных (между линиями а-а и б-б). Заведомо аллохтонные (или с большой примесью их) битумоиды попадают в самое верхнее поле. Содержание их в глинах значительно больше - (свыше 0,7%) и достигает почти 5%, т. е. в 6-40 раз выше максимального количества автохтонных битумоидов. Гораздо больше битумоидный коэффициент для образцов с заведомо аллохтонным битумоидом (т.е. со следами нефти), он часто превышает 30 %, а в одном случае достигает 50%, Важно отметить, что группа точек, отвечающих аллохтонным битумоидам (проявлениям нефти), явно отделена от облака точек, соответствующих автохтонным битумоидам.
К сожалению, в книге Ш.Ф. Мехтиева с соавторами [4] данные о компонентном составе битумоидов приводятся лишь для небольшого числа образцов. Естественно, что аллохтонный битумоид должен характеризоваться повышенным содержанием масляной фракции как наиболее миграционно-способной (на диаграмме точки, отвечающие битумоидам с содержанием масел 50% и более, обведены кружками). Большая часть таких точек (четыре из шести) попадает в поле аллохтонных битумоидов, хотя общее количество «автохтонных точек» во много раз больше «аллохтонных».
На второй диаграмме, составленной для песков (и алевритов) продуктивной толщи, еще более отчетливо видны две группировки фигуративных точек (рис. 2). Одна из них отвечает в основном автохтонным битумоидам, другая - заведомо аллохтонным, т. е. нефти. Черные треугольники соответствуют образцам, которые Ш.Ф. Мехтиевым определены как нефтяные или битуминозные песчаники; светлые треугольнички - образцам пород с повышенным содержанием масляной фракции. Пунктирная линия а-а характеризует в общем усредненном виде зависимость между содержанием в породе Сорг и величиной коэффициента b. Линия б-б отделяет поле господства точек, отвечающих автохтонным битумоидам (I), от остальных полей (II-IV), где уже встречаются смешанные, со все возрастающей ролью аллохтонных битумоидов (II и III), или развиты только аллохтонные (в которых примесью автохтонных можно пренебречь) - V поле. Максимумы точек приходятся на I - «автохтонное» и V - «аллохтонное» поля.
Таким образом, использование большего объема и более представительных фактических данных по битуминологии пород продуктивной толщи, чем тот, который лежал в основе работы В.В. Вебера, показывает отсутствие постепенных переходов от пород с низким содержанием битумоида к породам с повышенным его количеством. Скорее можно говорить о перерыве постепенности, о скачке между двумя категориями образцов, что вполне естественно с миграционной точки зрения.
Ряд аналогичных картин распределения битумоидов в мезозойских и кайнозойских свитах Восточного Предкавказья был получен С.Г. Неручевым на основе богатого фактического материала. Его данные убедительно свидетельствуют, что все аномалии в содержании битумоида являются следствием миграции микронефти и нефти.
Все это позволяет нам оспаривать правомочность основных выводов В.В. Вебера и совершенно иначе объяснять описанные им явления. Он пренебрег тем обстоятельством, что в нефтеносных пачках нефть может присутствовать не только в порах песков и алевритов, но и по трещинам как в них, так и в других породах. В.В. Вебер не смог пройти мимо только одного слишком яркого Случая, о котором мы уже упоминали выше, а именно - когда в алевритовой глине (даже не в алевритах!) содержание «битума» (нефти) превышало 5,5%. Эту цифру интересно сопоставить с данными о содержании нефти в нефтяных песках и алевритах, исследованных автором, - оно колебалось от 0,2 до 9,2%. Менее яркие случаи присутствия в породе нефти, оставившей свои следы при миграции, были им пропущены, хотя на них указывали аномально высокое содержание «битума» (битумоида) в породе и аномальное значение коэффициента b (превосходящим самые наибольшие из известных пока в мировой литературе значений, установленных для самых богатых аутигенным битуминозным веществом пород), и состав битумоида, сближающийся с составом нефтей из залежей.
Совершенно очевидно, что повышение содержания в породах «нефтяного битума» в описанных В.В. Вебером случаях является результатом не «полувалового» превращения гетерогенной по своему составу органики в нефть, не облагораживанием автохтонного (аутигенного) битумоида, а вторичной концентрацией аллохтонной нефти. Для решения вопроса - образовалась ли эта нефть путем миграционной концентрации микронефти, рожденной в самих песчано-алевритовых породах, или также (или только) путем эмиграции микронефти из глин ПТ, данных, сообщаемых В.В. Вебером, совершенно недостаточно. Для этого необходимо располагать не только большим количеством геохимических данных о предварительно тщательно просмотренных образцах пород, но и знанием местных и региональных геологических условий нефтепроявлений. Анализ же этих условий свидетельствует, что во всех упомянутых В.В. Вебером пунктах нефть образовалась не in situ, а пришла со стороны - или из тех же самых отложений, но из более погруженных (депрессионных) зон их развития, или из более древних отложений.
ЛИТЕРАТУРА
1. Вассоевич Н.Б. Микронефть. Тр. ВНИГРИ, вып. 132. Гостоптехиздат, 1959.
2. Вассоевич Н.Б. «По поводу терминов «битумы», «битумогены» и «битумоиды». Тр. ВНИГРИ, вып. 163, Геол. сб. 5. Гостоптехиздат, 1960.
3. Вебер В.В. Тр. ВНИГНИ, вып. XXXIII, Геохим. сб. 3. Гостоптехиздат, 1962.
4. Мехтиев Ш.Ф., Дигурова Т.М. и Потапова В.И. Органические компоненты осадочных пород Азербайджана. Изд. АН Азерб. ССР, Баку, 1958.
5. Родионова К.Ф. и Четверикова О.П. Тр. ВНИГНИ, вып. XXXIII, Геохим. сб. 3. Гостоптехиздат, 1962.
6. Успенский В.А. и др. Тр. ВНИГРИ, вып. 128. Сб. «Вопросы образования нефти». Гостоптехиздат, 1958.
Н. Вассоевич
Рис. 1. Связь между общим содержанием Сорг в породе и коэффициентом bс, характеризующим долю этого углерода, входящую в состав спирто-бензольного (1 : 4) битумоида (экстракта). Глины продуктивной толщи Азербайджана. Сост. по данным Ш.Ф. Мехтиева, Т.М. Дигуровой и В.И. Потаповой (1958).
Пунктирная линия отражает проявление закономерности В.А. Успенского. Большие кружочки - точки, отвечающие пробам, в которых масляная фракция составляла 50% или более от спиртобензольного битумоида.
Рис. 2. Связь между общим содержанием Сорг в породе и битумоидным коэффициентом bс, характеризующим долю этого углерода, входящую в состав спиртобензольного (1:4) битумоида (экстракта). Пески (песчаники) и алевриты (алевролиты) продуктивной толщи Азербайджана. Сост. по данным Ш.Ф. Мехтиева, Т.М. Дигуровой и В.И. Потаповой (1958).
а-а линия, отражающая проявление закономерности В. А. Успенского. Треугольники залитые - точки, соответствующие нефтяным и битуминозным пескам и алевритам, светлые треугольники - породам, в битумоидах которых отмечено повышенное содержание масляной фракции.