Конец XX в. в нефтегазовой геологии знаменуется полным торжеством теории органического происхождения нефти (и УВ-газов, образующих залежи), точнее - теории происхождения вещества нефти из преобразованных остатков живых организмов, причем в ее (теории) последнем варианте - осадочно-миграционной теории нефтеобразования, связанной прежде всего с именем Н.Б. Вассоевича.

Осадочно-миграционная теория нефтеобразования в настоящее время признана во всем мире и, по словам А.А. Трофимука, является "основным теоретическим оружием поисков и разведки залежей нефти и газа".

Основными факторами (группами фактов), на которые опирается теория происхождения нефти из преобразующихся в осадочной толще остатков живого вещества, сейчас можно считать следующие.

1. Наличие (в весьма значительных относительных количествах) в нефтях биомаркеров (биологических меток, или "хемофоссилий"),т.е. компонентов и химических структур явно биологического происхождения, сохранившихся в неизмененном или малоизмененном виде.
2. Корреляция состава нефтей конкретных залежей с составом органических компонентов конкретных осадочных толщ, которые по своему геологическому положению могли быть нефтепроизводившими; эта корреляция может выражаться в виде как тождества, сходства, так и специфического (объясняемого) различия.
3. Флюидо(гидро)геологические закономерности, заключающиеся в первую очередь в совмещении процессов эмиграции вод и нефтеобразующих УВ из уплотняющихся и преобразующихся осадочных толщ в определенном интервале глубин и температур, который получил название главной зоны нефтеобразования (главной фазы - во временном аспекте) или "нефтяного окна" (в англо- и франкоязычной литературе).
4. Изотопный состав газов (в первую очередь гелия) в нефтяных и газовых залежах, характерный для осадочной оболочки.
5. Геодинамические закономерности развития осадочных бассейнов, становящихся нефтегазоносными на определенных этапах этого развития, соответственно совпадающих с главными фазами нефте- и газообразования.

Остановимся на перечисленных тезисах подробнее. Современными аналитическими методами в ОВ пород и нефтях определено более 900 различных индивидуальных УВ. Более половины их идентифицированы как УВ-биомаркеры, или биометки, т.е. соединения, сохранившие отчетливую структурную связь с исходными биомолекулами [4, 5]. Не вдаваясь в подробности описания УВ-биомаркеров, остановимся лишь на отдельных наиболее информативных показателях, разносторонне характеризующих биоорганическую природу нефти.

Хорошо известно, что основными источниками УВ в природе являются липиды фито-, зоопланктона, бактерий и высших растений. Каждый из указанных типов организмов содержит определенную группу биомолекул - предшественников специфических классов и изомеров УВ-биометок.

Так, для морского автохтонного ОВ характерно преобладание н-алканов состава С₁₅, С₁₇ и С₁₉ - производных пальмитиновой (С₁₆), стеариновой (С₁₈) и других жирных кислот. В этом типе ОВ сравнительно высоки содержания изопреноидов, изо- и антеизоалканов (С_16-23), особенно 2-,3-метилалканов и 7-метилгептадеканов. Среди стеранов повышены доли холестана (C₃₁), три- и тетрациклических тритерпанов. Среди аренов преобладают соединения с низкой степенью конденсированности колец (алкилбензолы и нафталины).

Примерами нефтей из морских отложений могут служить нефти докембрия Восточной Сибири, баженовской свиты Западной Сибири, эйфеля-живета юга Волго-Уральского НГБ, песчаников верхней горы Северного моря.

Континентальное аллохтонное ОВ - производное липидов, восков. стеролов, кутинитов высших растений. Оно характеризуется преобладанием н-алканов, а среди них УВ состава С₂₅, С₂₇, С₂₉ и т.д. Здесь низки содержания изоалканов при относительно повышенной доле тритерпанов, трициклических дитерпанов, олеананов и т.д. Относительно мало стеранов, среди которых преобладают С₂₉. В ароматике широко представлены полиарены типа хризенов. фенантренов, перилена.

Примерами нефтей, связанных с ОВ континентального типа, могут служить нефти палеогена и неогена Сахалина, бассейнов Акита и Ниигата (Япония), дельты р. Нигер, шельфов Аляски и Индонезии.

По составу нефтей уверенно определяются и окислительно-восстановительные условия диагенеза осадков, они отражаются в соотношениях таких изопреноидов, как пристан (П) и фитан (Ф). Так, значения П/Ф = 0,4-2,0 свидетельствуют о восстановительных и субвосстановительных обстановках. а П/Ф =2,5-12,0 соответствуют субокислительным условиям диагенеза.

Характер распределения биометок в нафтидах зависит также от литофациальных особенностей пород. Например, в глинах происходит значительное образование перегруппированных стеранов (диастеранов), а в карбонатных породах эти УВ практически отсутствуют. Заметное влияние на биометки оказывает и соленость бассейнов седиментации: при очень высокой солености под воздействием галофильных бактерий образуются g-церан и Т-образные изопреноиды состава C20 и С25.

Кроме биометок, доказательством влияния на нефти условий седиментогенеза и диагенеза нефтепроизводивших отложений служит корреляция сернистости нефтей и соответствующих нефтепроизводивших пород и в особенности корреляция изотопного состава серы нефтей и ОВ этих пород. Как установлено рядом исследователей [1, 3], сера в основной своей части попадает в ОВ пород не из организмов, а из сульфатов вод бассейна седиментации при диагенезе, но данные корреляции (в первую очередь по отношению ³⁴S/³²S), бесспорно, указывают на участие сингенетичного ОВ в образовании соответствующих серосодержащих нефтей.

Изотопный состав серы нефтей коррелируется и с условиями накопления нефтепроизводивших отложений, фациальными переходами по площади и разрезам [1, 3]. Среди сернистых компонентов нефтей тоже выделяются биомаркеры.

Для выяснения генетических соотношений нефтей и ОВ пород особый интерес представляет баженовская свита Западной Сибири, где нефть находится внутри глинистой толщи, крайне богатой ОВ. Н.В. Лопатиным исследованы нефти баженовской свиты, отобранные на площадях Маслиховско-Айпимской зоны. Все нефти по биомаркерам хорошо коррелируются с баженовскими битумоидами тех же площадей: подобное распределение стеранов, диастеранов, три- и пентациклических гопанов. И нефти, и битумоиды имеют те же индикаторы морской восстановительной среды, включая присутствие С₃₀-стеранов, высокий С₃₅-гомогопановый комплекс, обилие 28,30-бисноргопана и др. В качестве конкретного примера корреляции нефтей и битумоидов можно привести также показатели по Ай-Пимскому месторождению ( таблица ).

Для генетической диагностики важное значение имеет и сопоставление составов различных нефтей между собой. Например, такое сопоставление нефтей гигантской залежи в гранитоидах вьетнамского месторождения Белый Тигр и вышележащих олигоценовых горизонтах, выполненное Х.Д. Тиеном (1999), однозначно указывает на происхождение нефти, залегающей в гранитоидном массиве, из палеогеновых толщ.

Говоря о гидрогеологических закономерностях в связи с проблемой нефтеобразования, важно обратить внимание в первую очередь на то, что основную массу жидкости в НГБ составляют седименто- и литогенные водные растворы, причем в глубоких частях бассейнов преобладают слабоминерализованные (относительно вышезалегающих) литогенные растворы, главным образом дегидратационного происхождения, выделившиеся под влиянием температурного фактора из преобразующихся глинистых минералов (монтмориллонита и др.).

Очень важно также, что интервал (глубинный и температурный) появления в коллекторах литогенных вод в основном соответствует главной зоне нефтеобразования, фиксируемой положительным скачком концентрации наиболее миграционноспособной и близкой по составу к нефти фракции ОВ глинистых пород. Это совмещение говорит о существовании общих благоприятных условий эмиграции (эвакуации) подвижных субстанций из флюидогенерирующих пород в коллекторы и соответственно об оптимальной обстановке появления в последних нефти, образовавшейся из биогенного ОВ.

Следовательно, эмиграция УВ происходит в основном вместе с водами. Неясными до конца, правда, остаются формы, в которых идет эта миграция, соотношения разных форм.

Гидрогеологические закономерности существенно определяют и такое явление, как присутствие залежей нефти и газа (в том числе иногда достаточно крупных, как, например, в Ливии, Вьетнаме) в фундаменте НГБ. На первый взгляд объяснение такого явления представляет значительные трудности для теории осадочного генезиса нефти.

Однако исследованиями Р.Г. Семашева, Ю.И. Яковлева, А.Я. Гаева и др. показано, что в тех НГБ, где толщина осадочного выполнения составляет первые километры (главным образом палеозой и допалеозой), в нижних горизонтах давление может уменьшаться в сторону фундамента, вызывая движение водных растворов в зоны пониженного давления в растрескивающемся фундаменте. Вместе с этими водными растворами в составе многофазных потоков могут проникать и УВ, образуя скопления, что подтверждено соответствующими расчетами. Рассматривая вопросы происхождения нефти, нельзя обойти вниманием углеводородные (отчасти и другие) газы, находящиеся в нефтяных, газоконденсатных, а также газовых залежах. Углеводородные газы газовых и нефтяных залежей, представленные в основном метаном, в значительно меньшей мере этаном и высшими гомологами, могут иметь, хотя бы частично, генезис, отличный от такового нефти, находящейся в тех же (газонефтяных) или соседних залежах. Это вытекает из очень широкого распространения метана (но не его гомологов) в природе.

Из всех критериев определения генезиса газов (и газовых ассоциаций) наиболее надежным является изотопно-гелиевый показатель - отношение ³Не/⁴Не. В фундаментальных работах Э.М. Прасолова вопросы обоснования и применения данного критерия получили решение, достаточное для неопровержимых генетических выводов [2].

Установлены типовые значения параметра ³Не/⁴Не для геосфер, различных геологических сред, залежей газа и нефти, исходя из которых можно заключить, что в залежах нефти и газа данный параметр на 2-3 порядка ниже, чем в мантии и продуктах вулканической деятельности:

Из приведенного следует, что примесь гелия глубинного (мантийного) происхождения в залежах ничтожна. А между тем гелий является самым подвижным компонентом газовых и нефтяных залежей.

Доля всех газов мантийного генезиса в залежи, по Э.М. Прасолову, может быть определена исходя из изотопно-гелиевого критерия. Получается, что содержание мантийногенных УВ (в основном метана) не превышает нескольких процентов, в действительности же (за редким исключением) оно еще на порядок меньше. Картина настолько разительная, что выдвигать какие-то предположения о глубинном (мантийном) генезисе для подавляющей доли метана в залежах можно, только полностью порывая с наукой, да и со здравым смыслом.

Выводы на основе изотопно-гелиевого параметра полностью подтверждаются сопоставлениями изотопных соотношений других газов - этана, аргона, азота, также проведенными Э.М. Прасоловым: имеет место резкое отличие газов залежей от мантийных газов, закономерности распределения изотопных параметров перечисленных газов почти полностью соответствуют поведению гелия.

Что касается изотопного состава углерода - главного элемента метана и его гомологов, то наблюдается закономерное увеличение изотопного отношения ¹³С/¹²С с ростом глубины и температуры, объясняющееся термодинамическим изотопным эффектом при образовании метана из ОВ осадочных толщ.

Выводы по генезису газов имеют важнейшее значение и для генезиса нефти. Если неизмеримо более миграционно-способные вещества - газы (и особенно гелий) - могут проникать в залежи из подкоровых глубин лишь в незначительной мере, то что же говорить о компонентах нефти?

Следовательно, изучая газы, получаем еще одно весомое подтверждение осадочно-миграционной теории происхождения нефти. Наконец, кратко остановимся на вопросе соотношений геодинамического развития осадочных бассейнов с их нефтеносностью. Статистика размещения по глубине залежей нефти в бассейнах мира свидетельствует о наличии оптимального глобального уровня в 1-3 км, на который приходится до 90 % всех запасов нефти. Что касается глубинного положения очагов генерации нефти (выявляемых по максимумам концентрации наиболее близкой к нефти фракции ОВ потенциально нефтепроизводящих пород), то для него характерен разброс от 2 до 10 км в зависимости от типа бассейна

Таким образом, уровни максимальной нефтеносности либо совпадают, либо (чаще всего) располагаются выше очагов генерации нефти, т.е. существует возможность нефтенакопления за счет находящихся ниже очагов генерации нефти

Переходя к особенностям разных типов НГБ, различающихся по характеру геодинамического развития, важно указать на следующее. Выделяемые, по Б.А. Соколову, бассейны непрерывного и "лавинного" прохождения главной фазы нефтеобразования, т.е. те, где на процессы нефтеобразования приходится наибольшая часть истории развития бассейна, относительно богаче, чем другие типы (например, Западно-Сибирский, Южно Каспийский НГБ, бассейн Персидского залива).

Таким образом, существует количественная связь нефтеносности с условиями нефтеобразования, определяемыми развитием осадочных бассейнов и, следовательно, преобразованием заключенных в них осадочных толщ и ОВ.

В итоге рассмотрения перечисленных в начале статьи тезисов неизбежно заключение о правильности осадочно-миграционной теории нефтеобразования, в своих основных чертах сформулированной Н.Б. Вассоевичем.

1. Дахнова М.В., Жеглов Г.Т., Паизанская И.Л. Геохимия сераорганических соединений и ее роль в прогнозе нефтеносности - М., Геоинформмарк, 2000.
2. Прасолов Э.М. Изотопная геохимия и происхождение природных газов - Л., Недра, 1990.
3. Современные представления об информативности показателей генетической типизации нефтей / Дахнова М.В., Нечаева О.Я., Ботнева Т.А. и др. - М., Геоинформмарк, 1998.
4. Hunt G M. Petroleum geochemistry and geology, 2^d ed - N Y, 1996.
5. Peters K.S., Moldovan G.M. The biomarkers guide Interpreting Molecular Fossils in Petroleum and Ancient Sediments Prentice Hall. - N.Y, 1993.

Authors speak about the triumph of the sedimentary-migrational theory of petroleum origin, the principal theses of which were formulated by N.B. Vassoyevich. This offirmation they prove by data concerning: 1) biomarkers in crude oils, 2) correlation between the consistance of concrete crudes and organic matter in concrete sedimentary formations, 3) fluidodynamical regularities, 4) the specificities of He isotopes in oil and gas pools, 5) finally, connection between the richness and geological history of oil bearing sedimentary basins.

Таблица