Одним из существенных пробелов в нефтяной геологии остается вопрос о механизме нефтегазообразования. Общепринятая гипотеза (Брод И.О.. Еременко Н.А.. 1953; Вассоевич Н.Б., 1967; [1-3]) на этот счет дает лишь некоторые общие представления о процессах превращения органического вещества в ископаемые углеводороды. В общем виде стадии преобразования органического вещества представлены на схеме (рис. 1). В работе [3] отражены характер процесса выхода нефти и газа. а также соответствующая эволюция керогена (ископаемого органического вещества, продуцирующего углеводороды) с привязкой к глубине погружения материнских (нефтегазопроводящих) пород (рис. 2, рис.3). Все процессы в известной степени детализированы и изучены. Однако ряд принципиальных моментов не получил должного объяснения, а именно:

переход нефти на больших глубинах в тяжелые газы, а затем в более легкий метановый газ;

Наша задача - внести конструктивный элемент в понимание механизма нефтегазообразования. Суть его состоит в том, что ведущая роль в трансформации органического вещества от керогена к углеводородам отводится тектоническому процессу. Рассмотрим это положение.

Захоронение и диагенетические преобразования органического материала в материнских свитах, включая активную деятельность аэробных и анаэробных бактерий, не вызывают сомнений. Однако роль бактерий сводится, по существу к разложению сложных органических веществ на простые молекулярные формы, т.е. имеет место деструктивный процесс. Весьма сомнительно, что бактерии способны продуцировать соединения нефти, скорее всего, получаемый от них продукт следует отнести к керогену - поликонденсированной органике, образующейся при низких температурах и давлениях в молодых по возрасту осадочных отложениях. В процессе погружения материнские породы (как правило, глинистые разности) уплотняются, вследствие чего кероген вытесняется в смежные пористые пласты-коллекторы. Последующие превращения керогена обязаны напряженно-деформированному состоянию пластов при возрастающей нагрузке осадков.

Естественно полагать, что глинистые пласты (породы), характеризующиеся слабыми связями частиц дисперсной фазы. ведут себя при нагружении как пластическая масса, а несущую способность твердого тела они приобретают на стадии предельного уплотнения на глубине 1800-2000 м. В то же время пласты-коллекторы, находящиеся под ними. уже на малых глубинах погружения (200-500 м) представляют собой пористые породы, сцементированные на стадии раннего литогенеза.

Микроразрывы породы, в свою очередь, порождают кавитационные эффекты в заполняющей поровое пространство жидкости. Явление кавитации, теоретически предсказанное О.Рейнольдсом, состоит в том, что жидкость при больших отрицательных давлениях (50 МПа и более) претерпевает разрывы сплошности, в результате чего образуются газовые пузырьки, которые затем схлопываются. Схлопывание пузырьков (коллапс) происходит в течение миллисекунд и даже микросе кунд и сопровождается ударной волной, приводящей к высоким (до 40 МПа) перепадам давления в окружающую жидкость [4]. Вблизи охлопывающегося пузырька температура повышается на 500-800 °С [5]. В процессе коллапса возникают электрохимические эффекты и наблюдается свечение, связанное с люминесценцией. Предполагается, что последняя вызывается рекомбинацией свободных ионов, появляющихся в результате тепловой или механической диссоциации молекул на поверхности пузырька.

Кавитация при разрывах матрицы породы имеет две отличительные особенности: 1) происходит в условиях высокого перового давления жидкости; 2) при раскрытии трещины внутри нее образуется вакуум. Подобная ситуация ранее не изучалась, однако можно предполагать, что для такого рода кавитации характерны более высокие энергетические параметры.

Периодически повторяющийся крип пласта-коллектора по мере его погружения сопровождается кавитационным преобразованием керогена: сначала в нефть, а в последующих циклах - нефти в газ. Градации этого процесса представлены в табл. 1.

Кавитационный процесс деструкции органического вещества, связанный с разрушением матрицы коллектора, может активизироваться за счет знакопеременных нагрузок при наступлении и отступлении ледников, а также приливов - отливов Мирового океана, совершающихся ежедневно.

Моделирование кавитациокного процесса, связанного с разрушением матрицы породы, в лабораторных условиях описано еще И.М.Губкиным [1] со ссылкой на опыты Маккоя и Трегера: "Суть этих опытов состоит в том. что в стальные цилиндры вкладывались куски горючих сланцев или керогеновой породы, предварительно опробованной на вытяжку растворителями и дающей отрицательные в этом отношении результаты, и подвергались настолько сильному сжатию, что порода переходила в размягченное (пластическое) состояние. После этого вытяжка растворителями давала сильное окрашивание, и на разломе породы в лупу можно было видеть небольшие капельки нефти. Значительного подъема температуры во время опыта не наблюдалось".

Согласно современной термической теории значительное количество углеводородов не может образоваться, пока источник не разогреется до 93 °С, что соответствует глубине около 3000 м. Последнее приводит к общему выводу о том, что большая часть мировых запасов нефти и газа мигрировала вверх из глубокозалегающих источников или в стороны на большие расстояния. Однако имеющиеся к настоящему времени геологические данные, а также оценка ситуации с позиций горной механики и гидродинамики, выполненная. в частности, Р.Корделлом (1976), противоречат этому. Нередко источники углеводородов находились на расстоянии нескольких десятков метров от залежи при значительно более низких температурах (по сравнению с критической) и на меньших глубинах. Геологическая ситуация при формировании ряда месторождений (с учетом палеообстановки) исключает как вертикальную, так и латеральную миграцию нефти и газа из глубокозалегающих материнских пород в вышележащие пласты-коллекторы (по Дж. У.Роучу), где обнаружены их скопления. Это позволяет предполагать лишь возможную генерацию углеводородов на месте (либо из соседних пластов). При этом температура источника углеводородов должна быть много ниже той, которая необходима для термического генезиса. Так, по оценке Дж.У.Роуча, температура 38-40 °С характерна для нефтепроизводящей формации Игл-Форд, давшей начало огромным скоплениям нефти в отложениях Эдвардс на месторождениях Дарст-Крик, Пулинг, Фашинг, Персонс и др., находящихся в пределах свода Сан-Маркос.

Термодинамические расчеты (с позиций термодинамики обратимых процессов) показывают, что жидкие углеводороды являются энергетически невыгодными продуктами преобразования органического вещества при температурах до 100 °С.

Анализ оценки зрелости органического вещества в породах, залегающих на различных глубинах (более 30 скважин, неравномерно пробуренных на Тихоокеанском побережье Северо-Запада США), выполненный по отражательной способности витринита (Summer M.S., 1987), показал, что она практически не меняется. Это входит в явное противоречие с существующей термической теорией.

Заставляет задуматься и тот факт, что почти на поверхности встречаются пласты хорошо сцементированного песчаника или карбоната, тогда как на глубине нефтенасыщенные пласты часто представлены сыпучими породами. Характерным примером может служить пласт А-4-8 Федоровского месторождения (Среднее Приобье в районе Сургута), содержащий нефть со значительным газовым фактором, при эксплуатации которого на глубине 2000 м происходил вынос большого количества песка. Здесь явно видно, как разрушенная под действием горного давления порода не успела в достаточной степени консолидироваться из-за большого порового давления газа. Впрочем, следует иметь в виду, что вынос песка при отборе пластовых флюидов (и нефти, и газа) - явление обычное и повсеместное.

Н₂О —> Н⁺ + ОН^-.

Водород в значительном количестве расходуется на достройку углеводородных соединений, при этом остальной объем воды приобретает сильнощелочные свойства, вследствие чего идет процесс выщелачивания минералов породы. В частности, этим объясняются относительно высокое содержание кальция в пластовых водах и происхождение высокоминерализованных вод нефтяных месторождений. Из табл. 2, заимствованной у У.Торрея (1935), видно изменение химического состава воды в песчаниках горизонта Бериа (США) в зависимости от глубины погружения.

Из табл. 2 можно сделать следующие выводы:

в частности, в нефтяных водах значительно возрастает участие щелочей и кальция, в 2-3 раза возрастает участие Na и Сl и, наоборот, практически отсутствует SO₄. Еще в 1934 г. Н.В.Тагиева высказала мнение, что между водой и нефтью могла быть не только парагенетическая, но и прямая генетическая связь.

Чтобы убедиться в возможности преобразования нефти под действием кавитации в пластовых условиях, был проведен ряд экспериментов. В скважинах, вскрывших нефтяные пласты, отбирались пробы нефти и проводился их физико-химический анализ. Затем в интервал вскрытой мощности пласта спускался на насосно-компрессорных трубах гидродинамический кавитатор, с помощью которого в объеме нефтяной пачки возбуждалась кавитация. Продолжительность обработки составляла 8 ч. После этого проводились повторный отбор проб нефти и их анализ. Результаты представлены в табл. 3.

Как видно из табл. 3, кавитация приводит к расщеплению тяжелых компонентов нефти и повышению выхода более легких углеводородных соединений. Концентрация фракции от C₁ до C₇ возрастает на порядок на глубине 2342 м, С увеличением глубины залегания пластов до 2695 м кавитация "глохнет" и на глубине 2897 м она практически не дает результатов. Последнее объясняется техническими возможностями применяемого способа кавитации, который существенно зависит от гидростатического давления в скважине.

Механизм кавитационного преобразования органического вещества вполне приложим к объяснению результатов, полученных В.П. Царевым и др. (1981). Как следует из описания методики экспериментов и их технического исполнения, образцы смеси песка и гумусового угля насыщались водой и подвергались одновременному воздействию статических и динамических нагрузок. Последнее создавалось с помощью магнитостриктора с частотой 1-30 Гц, амплитудой (5-40)*10^-6 м и длительностью импульса 5*10^-6 с, что должно порождать вибрационную кавитацию в жидкости.

Резюмируя изложенное, образование природных скоплений углеводородов можно охарактеризовать как двухстадийный процесс, ведущим фактором которого является тектоническое движение блоков литосферы. При накоплении осадочной толщи пород пласты, содержащие органический материал, погружаются и подвергаются периодическому уплотнению. В этот период идет генерация углеводородов. Затем на стадии формирования тектонических структур (структуры поднятий -антиклинали и купола: структуры прорыва - соляные купола, рифовые останцы; структуры сдвига -сдвиги и надвиги) пласты-коллекторы, имеющие пластические покрышки, в зонах действия растягивающих напряжений разуплотняются вследствие образования сети макроскопических трещин. Во время разуплотнения коллектора (а это скоротечный процесс развития трещин) образуется дополнительная емкость, где в области пониженного давления происходит аккумуляция первоначально рассеянных нефти и газа. Обычно эти структуры называют ловушками, полагая, что при движении пластовых вод в них происходит сегрегация капельной нефти и пузырьков газа. Если в купольных структурах сегрегация углеводородов из потока представляется на первый взгляд очевидной, то в тупиковых (тектонически экранированных), а также в изолированных линзах и массивных залежях (в виде выступов древнего рельефа) циркуляция подземных вод едва ли возможна.

1. Губкин И.М. Учение о нефти. Изд. 3-е. - М.: Наука, 1975. - 384 с.

2. Рассел УЛ. Основы нефтяной геологии. -Л.:Гостоптехиздат, 1958.

3. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. - М.: Мир, 1981.

4. Harrison М. Experimental study of single bubble cavitation noise // J.Acoust. Soc. Amer. -1952.- Vol.24. - P.776.

5. Wheeler W.H. Identation of metals by cavitation // Trans. ASME. - 1960. - Series D.S2. № 1. - P.184-194.

1 - биохимический метан; 2 - хемофоссилии; 3 - нефть; 4 – газ

1 - СО2, Н2О; 2 - нефть; 3 – газ

Примечание. Числитель - содержание до кавитации, знаменатель - после кавитации.