Подавляющая часть как месторождений, так и запасов нефти и газа в мире приурочена к верхней трехкилометровой толще осадочного чехла, что в целом соответствует вертикальной зональности генерации УВ, установленной Н.Б. Вассоевичем, И.В. Высоцким и другими исследователями в СССР и за рубежом *.

Анализ характера распределения запасов нефти и газа по глубинам, стратиграфическому разрезу в зависимости от разных генетических типов бассейнов проводился многими исследователями (Н.Т. Линдтроп, Н.Ю. Успенская, С.П. Максимов, М.К. Калинко, В.Ф. Раабен, Г.X. Дикенштейн, П. Бюролле, Н.Д. Клемме, Дж. Муди, Р. Неринг и др.). Наиболее полные сведения для регионов СССР приведены в работе Г.А. Габриэлянца с соавторами [3].

Из 10 тыс. залежей на глубинах менее 1 км (таблица) располагается 24,2 %, от 1 до 2 км – 42,5, от 2 до 3 – 23,5. По отдельным регионам в целом картина сходная: около 85–95 % известных залежей сосредоточено на глубинах до 3 км. Внутри этой трехкилометровой толщи распределение залежей весьма неравномерно: на глубинах до 1 км 33,5 % их приурочено к бассейнам подвижных поясов, а до 2 км – 66,5 %. 50 % всех залежей Восточно-Европейской платформы располагается в зоне глубин 1–2 км.

Как показали исследования, преобладание неглубоких залежей свойственно далеко не всем нефтегазоносным бассейнам. В.Ф. Раабен [4], анализируя размещение запасов нефти по разрезу в различных регионах мира, сделал вывод, что большая часть их концентрируется до глубин выше 2 км в двух типах бассейнов: а) сформировавшихся в конце палеозоя (герцинская фаза складчатости), где палеозойские отложения являются основным продуктивным горизонтом; б) связанных с межгорными кайнозойскими впадинами молодых складчатых зон (рис. 1). Приуроченность основного этажа нефтеносности (ОЭН) к верхней 2-км толще с максимумом, как правило, до 1 км, автор объясняет высокой степенью дислоцированности осадочного чехла до больших глубин и широкой вертикальной миграцией.

Незрелые нефти описаны Р. Сноуденом, Т. Поуэллом [6] в краевых канадских бассейнах – Боффорта, Маккензи, шельф Новой Скотий; они генерировались в третичных бассейнах наземным ОВ, имеющим невысокий уровень катагенетической пре-образованности (R°=0,4–0,6 %).

Незрелые нефти недавно открыты в кайнозойских бассейнах Восточного Китая (бассейн Цзянхань, Байсэ). Генетически эти нефти связаны с эвапорито-обломочными фациями соленых озер, содержащих кероген II типа, R° которого составляет 0,45–0,55 % [5].

Нами были исследованы нефти и битумоиды нефтематеринских пород Восточного Сахалина (месторождение Окружное, нефть генетически и пространственно связана с глинистыми силицитами пиленгской свиты миоцена, ПК₃ – MK₁) и Западной Камчатки (Рассошинская структура, нефть генетически и пространственно связана с глинисто-кремнистыми породами ковачинской серии палеогена). Как нефть, так и РОВ содержат большое количество биомаркеров – гопанов и стеранов, в том числе редкий бисноргопан; качественное и количественное распределение биомаркеров идентично. Показатели зрелости стеранов по этилхолестану далеки от предельных значений, т. е. как нефти, так и битумоиды существенно незрелые.

Основным источником кремнезема и ОВ в этих кремнистых толщах Калифорнии, Сахалина и Камчатки, как и в современных осадках, были диатомовые и в меньшей степени желто-зеленые водоросли, характеризующиеся повышенным содержанием липидов (5–38 %). Главная особенность этих водорослей – жировой обмен, т. е. способность накапливать в качестве запасных веществ липиды. Накопление липидов в больших количествах происходит, видимо, в очень специфических условиях и в исключительных случаях. Вероятно, с этим процессом – выборочным накоплением “масла”, связана резко повышенная, но неравномерная битуминозность диатомовых илов зон апвеллинга, диатомитов некоторых районов Тихоокеанского пояса. Следующим по значимости поставщиком исходного ОВ в осадок являлись бактерии, также характеризующиеся повышенным содержанием липидов. ОВ в виде нитевидных покровов (бактериальные маты) было установлено [7] в формации монтерей при помощи сканирующего электронного микроскопа. По данным пиролиза, оно характеризуется необычайно высоким кислородным индексом и пиком Si и, кроме того, способно удерживать азот.

На примере разрезов Сахалина, Камчатки, Чукотки нами было показано, что в кремнистых и глинисто-кремнистых толщах, ОВ которых имеет бактериально-фитогенный состав, процессы новообразования битуминозных компонентов начинаются раньше, чем в терригенных и глинистых; перемещение и отдача битуминозных компонентов также отмечаются еще в протокатагенезе. В рассматриваемых кремнистых толщах была установлена тесная связь увеличения количества битумоидов и их отдачи с изменением структуры кремнезема. Первый, далеко не всегда фиксируемый максимум, проявляется на ПК₂ и совпадает с переходом биогенного опала-А в опал-КТ, второй максимум проявляется на ПК₃ и соответствует трансформации опала-КТ в кварц [1, 2].

Подобная картина наблюдается и в биогенных силицитах калифорнийских бассейнов: их интенсивная битуминизация отмечается до вступления в зону “нефтяного окна”, что подтверждается и данными пиролиза. Это особенно четко проявляется для “слоистых матов” – пород, содержащих водорослево-бактериальный кероген. На пирограммах биогенных силицитов максимальными значениями пика S₁ (9–18 мг/г) характеризуются породы, содержащие кремнезем в форме опала-А; при переходе к опалу-КТ (40–58 °С) величина S₁ снижается до 1–0,2 мг/г, видимо, за счет отдачи низкотемпературных УВ.

Источником УВ в протокатагенезе прежде всего являются, видимо, кислые компоненты битумоидов – смолы и асфальтены, кероген же на новообразование УВ также расходует свою асфальтеновую составляющую, т. е. УВ образуются за счет деструкции структур, содержащих гетероэлементы: кислород, азот и серу. Известно, что кровле ГЗН (граница ПК₃–МК₁) при обычном пиролизе Rock-Eval соответствует температура 430 °С. Опыты по гидропиролизу показали, что некоторые керогены генерируют УВ при значительно более низком температурном воздействии. Так, например, в формации фосфория, кероген которой обогащен серой, максимум выхода УВ отмечается при 280–340 °С [7].

На рис. 2 приведен характер изменения элементного состава асфальтенов кремнистых пород в протокатагенезе. От уровня преобразования осадка до начала мезокатагенеза содержание кислорода в асфальтенах падает с 22 до 10–11 %, причем резкое снижение отмечается на градации ПК₃.

Асфальтены состава Н/С=1,1, О/С=0,18–0,19 в начале протокатагенеза по данным рентгено-структурного анализа имеют достаточно рыхлую упаковку: доля конденсированных структур не превышает 20, а к концу протокатагенеза она составляет 35–40 %². Видимо, на ПК₃ приходится первый пик генерации УВ асфальтенами вследствие разрыва лактонных связей, отрыва гидроксильных и карбоксильных групп. Образование УВ асфальтенами подтверждается и характером изменения водорода в их составе. На границе ПК₃ – МК₁ содержание водорода стабилизируется и даже несколько возрастает, что вероятно, связано с выпадением из системы твердых нерастворимых асфальтенитов, обедненных водородом и обогащенных углеродом. Это выпадение стимулируется генерацией легких УВ, т. е. происходит химическая дифференциация начальных протокатагенетических асфальтенов. Уходу образовавшихся продуктов из очага генерации способствует вода, выделившаяся в результате трансформации опала-КТ в кварц, происходящей на этом же уровне протокатагенеза [1, 2].

Рассматриваемые биогенные силициты являются и нефтесодержащими породами. Формирование порового пространства в них также обусловлено преобразованием кремнезема. Переход опала-А в опал-КТ приводит к сокращению объема, занимаемого форменными элементами, и появлению перового пространства. В зоне ПК₂ – МК₁ формируется трещинно-межглобулярный коллектор [2]. Такую структуру имеют опоковидные силициты, с ними связана залежь Окружного месторождения на Восточном Сахалине. Видимо, с таким же типом коллектора связана и нефтеносность формации монтерей и ее литологических аналогов, широко распространенных в ряде бассейнов Калифорнии.

2. В протокатагенезе (ПК₂–ПК₃) УВ в заметных количествах образуются в породах, содержащие бактериально-фитогенное ОВ за счет мягкого термолиза и термокатализа.

1. Баженова О.К., Бурлин Ю.К., Карнюшина Е.Е. Нефтематеринский потенциал кремнистых образований / В кн.: Методы оценки нефте- и газоматеринского потенциала седиментитов.– М.: Наука.– 1982.– С. 107–114.
2. Баженова О.К., Бурлин Ю.К. Силициты – перспективный нефтеносный объект / Вест. МГУ. Сер. Геология.– 1985.– № 4.– С. 33–43.
3. Основные закономерности размещения углеводородных скоплений в СССР и за рубежом / Г.А. Габриэлянц, Г.X. Дикенштейн, А.А. Размышляев, М.И. Лоджевская – М.: ВИЭМС.– 1989.
4. Раабен В.Ф. Размещение нефти и газа в регионах мира.– М.: Наука.– 1978.
5. Peculiarities of salt lake sediments as potential soorce rocks in China / Jiamo Fu, Guoyimg Sheng, Pingan Peng et all. // Org. Geochim.– 1986,– 10.– N 1.– P. 119–126.
6. Snowdon L.R., Powett T.G. Immature oil and condencate modification of Hydrocarbon generation model for Terrestrial Organic matter // AAPG.– 1982.– V. 66.– N 6. P. 775–788-
7. Williams L. Sub tidal aromatolites m Morterey Formation and other organic-rich rocks as suggested source contributors to petroleum formation // AAPG. 1984.– V. 68.– No. 12.– P. 1879–1893.

Примечание. На сегодняшний день можно считать установленным, что в нефтегазоносных бассейнах мира (НГБ) подавляющая часть нефти генерируется органическим веществом в интервале разреза, Называемом ГЗН или “нефтяным окном”. Залежи нефти выше и ниже ГЗН принимались исключительно за миграционные или сформировавшиеся в верхней части разреза и погрузившиеся на большие глубины на более поздних этапах геотектонического развития НГБ. Не ставя под сомнение миграционный или трансформированный характер нефтей, есть основание допустить, что выше и ниже ГЗН могут быть собственные, син-генетичные залежи нефти или залежи смешанного образования. Поскольку ГЗН соответствует определенным граничным температурам и градациям катагенеза, а эти величины и положение их в разрезе колеблются в зависимости от многочисленных тектонических, литолого-фациальных, физико-химических и других факторов, многие исследователи принимают это явление за противоречие в осадочно-миграционной теории образования нефти. На наш взгляд, никаких противоречий нет. Обоснованию такого подхода и посвящены публикуемые в этом номере статьи О. К. Баженовой и М. И. Лоджевской (прим. авторов).

Timing of most (90 %) hudrocarbon accumulations relative to shallow depths is mainly characteristic of two types of basins: ancient platforms and young folded areas. Among these oil deposits, two genetic types could be distinguished: secondary, i. e. migrational and primary, i. e. early catagenetic or immature. Immature oil products, due to early catagenetic transformatios of bacteria-phytogenetic organic matter, were shown to be, from the very beginning, enriched in acidic components. The formation of such oils was favoured bu the processes of mineral mineral matrix transformation within oil source rock. Syngenetic oil-bearing deposits, the same as clayey-siliceous Monterey formations of California and Pileng series of Sakhalin, are the objects available for searching for shallow oil deposits characterized by early catagenetic stage.