Исходя из концепции осадочно-миграционного происхождения нефти и газа, в основу которой положена стадийность их образования, выделяется несколько различных генетических зон (прото-, мезо- и апокатагенеза), в которых в зависимости от генетического типа РОВ формируются УВ-скопления различного фазового соотношения (Н.Б. Вассоевич, 1967; И.В. Высоцкий и др. 1986 г.; С.П. Максимов и др., 1988 г.). Для выделения таких зон используют геохимические показатели, а также отражательную способность витринита (R°, %), значения которой меняются от 0,4 до 4 и более. Величина 1,34 % считается предельной для существования нефтяной фазы. Это соответствует градации катагенеза МК₄– МК₅ и палеотемпературе 200 °С. При среднем геотермическом градиенте 2,5-3° / 100 м на глубине 4–5 км массовая генерация жидких УВ должна смениться генерацией газообразных, что должно найти отражение в распределении начальных разведанных геологических запасов УВ¹.

В СССР на глубине 4 км запасы нефти с конденсатом относятся к запасам газа как 1,6:1, т. е. роль жидких УВ на больших глубинах возрастает. Эта закономерность прослежена также и для мира в целом – 1,54:1.

Анализ распределения начальных разведанных геологических запасов УВ в нефтегазоносных бассейнах мира с различными геодинамическими обстановками показал, что максимальные запасы на больших глубинах (нефти 63, газа 53, конденсата 86 %) приурочены к древним пассивным окраинам, большая часть которых прошла этап коллизии с активными окраинами и островными дугами; отношение нефти с конденсатом к газу здесь составляет 1,3:1. Преобладание жидких УВ над газовыми характерно также для современных пассивных окраин с широким развитием дельтового комплекса, посторогенных рифтов и синеклиз. Превышение запасов газа над нефтью и конденсатом характерно лишь для эпирифтовых синеклиз (рисунок). Из 2300 залежей, открытых на глубине более 4 км в 82 НГБ, около 40 % составляют нефтяные, газонефтяные и нефтегазоконденсатные скопления, а из 56 глубокозалегающих крупных и крупнейших месторождений 70 % – нефтяные, газонефтяные и нефтегазоконденсатные, и лишь 14 и 16 % газовые и газоконденсатные соответственно. Эти данные свидетельствуют о том, что в изученных НГБ на глубине более 4 км жидкие УВ в общем балансе начальных разведанных геологических запасов имеют существенное значение.

Нефтяные, нефтегазовые и нефтегазоконденсатные залежи на глубинах, превышающих 4 км, распространены прежде всего в регионах, характеризуемых высокими скоростями осадконакопления и “растянутым катагенезом”, где вследствие пониженного геотермического градиента (1,5– 2°С/100 м) ГФН смещена на большие глубины. Впервые это явление было показано на примере калифорнийских бассейнов: Вентура и Лос-Анджелес с разными температурными режимами и соответственно разными глубинами проявления ГФН. (Г. Филиппи, 1965 г.). Та же растянутая катагенетическая зональность характерна для глубокопогруженных отложений молодых впадин СССР (Нижнекуринская, Западно-Кубанская и др.), где нижняя граница ГФН может быть опущена на глубины 6–8 км [2].

Анализ геохимических показателей по сверхглубоким скважинам, пробуренным в США в бассейне Мексиканского залива (скв. Джакобс-1, 7544 м), в прогибе Анадарко (скв. Берта Роджерс, 9525 м) и во Внутреннем Соленосном бассейне (скв. Мак-Нейр, 6905 м) показал, что даже при современных температурах 220–296 °С нефтегазоматеринские толщи (НГМТ) нижнемелового, верхнедевонско-нижнекаменноугольного и верхнеюрского возрастов не утратили возможности генерации жидких УВ (таблица). Эти свиты формировались в глубоководных условиях некомпенсированного прогибания [5, 7J.

Таким образом, жидкие УВ в рассеянном состоянии встречены при значительно высоких температурах, чем предполагается большинством исследователей, на стадиях катагенеза, превышающих МК₂ – МК₃ (отражательная способность витринита более 1,34 %). Это свидетельствует о неполной реализации нефтематеринского потенциала и термической стабильности жидких УВ в рассеянной форме, что, возможно, связано с трудностью их оттока в зонах АВПД и ведет к снижению катагенетической преобразованности РОВ. Толщи, обогащенные сапропелевым веществом, где альгинитовая составляющая превышает 70 %, оказываются перекрытыми газогидратной покрышкой в охлажденных океанических впадинах, что создает “закрытую систему” и ведет к отставанию от преобразованности РОВ в шельфовых областях. Этому же способствует монофациальный разрез, преобладание тонкозернистого материала и затрудненный отток новообразованных жидких УВ в пласты-коллекторы.

Детальное изучение ОВ сапропелевого типа с преобладанием альгинитовой составляющей показало, что основными биопродуцентами были сине-зеленые водоросли, которые составляют до 60 % РОВ. Их бурное развитие от рифея до современного этапа могло быть связано со стрессовыми геологическими ситуациями. Ими обогащены терригенные депрессионные фации, горючие сланцы, меньше карбонатные породы, где существенную роль приобретает зоопланктон. Талломоальгинит, исходным материалом которого были сине-зеленые водоросли типа Pila, сохраняют люминесцентные свойства вплоть до апокатагенеза. Это связано с обогащенностью их липидами, которые остались устойчивыми в катагенезе. При обработке обогащенного водорослями Pila эоценового сланца Болтышского месторождения (при нагревании до 400 °С) водоросли остались прозрачными и не потеряли люминесцирующих свойств (Г.М. Парпарова и др., 1986 г.). При термальном воздействии (200–500 °С) на битумоиды, выделенные из пульских горючих сланцев Венгрии, было установлено, что алканы и алициклические УВ сохраняют свою основную структуру до 400 °С [5]. В скважине Агипс Каноника (ФРГ) кероген триасовых сланцев на глубине 7100 м при температуре, значительно превышающей 200 °С и в условиях АВПД, оказался незрелым (С. Нэглия, 1980 г.).

Таким образом, при оценке градаций катагенеза, палеотемператур и соответственно границы распространения жидкой и газообразной фаз в конкретных регионах применение метода экстраполяции R° витринита не всегда правомерно. Нельзя не учитывать возможность смены фациальной обстановки и генетического типа РОВ на больших глубинах (витринитовой составляющей на альгинитовую, для достижения тех же градаций катагенеза которой необходимы палеотемпературы в 3–5 раз больше) [7]. В этом случае возможен высокотемпературный вариант Л. Прайса (1979 г.), который считает,что нефть образуется в содержащих РОВ глинистых породах, обогащенных экзинитовой и альгинитовой составляющими при температурах более 200–500 °С на глубинах свыше 6–12 километров.

Дж. Саксби проанализировал катагенетическое преобразование РОВ с витринитовой составляющей и считает необоснованным принимать величину R°=0,6–1,1 (температура 120–180 °С) в качестве интервала максимальной генерации жидких УВ, а R° = l,34 (температура 200 °С) как границу “исчезновения” нефтяной фазы. По его мнению, источником нефти являются прежде всего альгинитовая и экзинитовая составляющие, для катагенетического преобразования которых необходимы большие температуры и глубины.

При температуре свыше 250 °С значительно облегчаются процессы первичной миграции УВ из нефтегазоматеринских пород: увеличивается растворимость газа и жидких УВ в воде; при температуре до 300 °С формируется однофазный флюид, мигрирующий из областей глубокого прогибания в верхние части осадочного бассейна и дифференцирующийся на путях миграции в соответствии с законами взаимной растворимости УВ в определенных термобарических условиях и соотношением жидкой и газообразной фаз [4].

О высокой термической стабильности нефти свидетельствует ее нахождение в активно расширяющейся впадине Гуаймас, являющейся частью системы рифтов и трансформных разломов, которая простирается от Восточно-Тихоокеанского поднятия до рифта Сан-Андреас. Нефть встречена в гидротермальных “буграх”, поднимающихся над поверхностью дна на 20–30 м при глубине водного слоя 2000 м.

Предполагаемый ее генезис связан с гидротермальной активностью, когда из ОВ за очень короткий срок при температуре не менее 315 °С образуются нефтяные УВ. Миграция их происходит интенсивно в присутствии газов (СН₄, СO₂) и воды. Высокая соленость вод обеспечивает высаливание жидких УВ, в том числе ароматических и асфальтеновых компонентов (Б.Р. Симонейт, 1986 г.).

Изучение газово-жидких включений в минералах позволяет моделировать процесс фазовых превращений УВ и предположить, что жидкая фаза может существовать до температур 360°, этан и более тяжелые гомологи – до 450°, а метан до750 °С [4].

В последние годы появляется все больше работ, в которых делается попытка увязать процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления в осадочном чехле с глубинными процессами, происходящими в земной коре. При этом считают, что высокопрогретый флюидный поток, осуществляющий тепломассоперенос, активно способствует усилению генерации УВ из РОВ осадочных пород. С эндогенными процессами, вероятно, связаны некоторые газовые аномалии, многочисленные проявления рассолов, содержащих большое количество металлов, не характерных для осадочного чехла. Наличие газово-жидких потоков можно наблюдать в некоторых сверхглубоких скважинах (Кольский, Грамберг-1 и др.). Последняя, пробуренная в Швеции, прошла по метаморфизованным породам 6,6 км. В зонах разуплотнения гранитов и долеритов, кроме неуглеводородных газов Н₂, СО₂, O₂, N₂, He и Ra, обнаружен метан (в долеритах его содержание достигает 98 %, он изотонически тяжелый – 10–24 ‰; в гранитах метан более легкий, 23–36 ‰, и составляет 50–70 %). Изотопный анализ гелия показал, что он коревого происхождения.

В высокотемпературных гидротермальных флюидах (Галапагосский и Марианский рифты, сейсмически активная антиклиналь Немаха) отмечается повышенное содержание Н2, изотонически тяжелого метана (d¹³С–15–20‰) и его гомологов. Величина потока водорода и метана оценена соответственно в 1,3·10⁹ м³/год и 1,6·10⁸ м³/год, однако ореолы последнего не прослеживаются более чем на 300 км, в то время как водород распространяется на 2000 км от источника. Возможно, водород играет существенную роль в процессах преобразования керогена в жидкие УВ (Т. Голд, 1984 г.).

1. Генерация и миграция нефти / Под ред. Золотова А.Н., Докл. сов. геол. на XXVIII сес. Междунар. геол. конгр. / Вашингтон, 1989, М.– ВНИГНИ.– 1989.
2. Корчагина Ю.И., Фадеева Н.П. Нефтегазообразование в глубокопогруженных осадочных отложениях молодых впадин / В кн.: Условия нефтегазообразования на больших глубинах.– М.– Наука.– 1988.– С. 61–67.
3. Перспективы нефтегазоносности глубоких горизонтов по данным сверхглубокого бурения последних лет / А.Н. Золотов, М.И. Лоджевская, С.Н. Симаков и др. //Труды XXVIII Междунар. геол. конгр. Месторождения нефти и газа М.:ВНИГНИ.– 1984.– Т. 13.– С.127–135.
4. Современные проблемы геологии и геохимии горючих ископаемых /Под ред. В.В. Семеновича, Б.А. Соколова / М.– МГУ.– 1986.
5. Price L.С. Organic geochemistry of 9,6 km Berta No 1 well, Oklahoma / – Organic Geochemistry.– 1981.– N 3.–- P. 59–77.
6. Price L.C. Organic geochemistry of sore samples from an ultradeep hot well (300°C, 7 km), /Chemical Geology.– 1982.– N 37.– P. 215–228.
7. Price L.C., Barker С.Е. Suppression of vitrinite reflectance in amorphous rich Kerogen – a major unrecognized petroleum.–J. Petrol. Geology.– 1985.– Vol. 8.– N 1. P. 59–84.

Petroleum origin has been considered in connection with occurrence of oil and gas pools at great depths (t° above 200 °C) in different basins. The most favorable for hydrocarbon pool formation (oil – 63 %, gas – 53 %, condensate – 86 %) are passive continental margins of basins that have undergone collision with island arcs, continents and microcontinents. At a depth of more than 4 km, oil and condensate are prevalent in the petroleum reserves balance. It is established from geochemical data on ultradeep wells in the USA that sapropelic organic matter liquid components do not disappear even at the temperature of 230–296 °C. The depths increase correspondingly up to 8–10 km for oil-bearing zones and up to 20 km for gas-bearing ones.

Геодинамические обстановки I – эпирифтовых синеклиз, II – пассивных окраин, III – то же, с дельтовым комплексом, IV – окраинных морей, V – орогенных (предгорных) областей, VI – эпиплатформенных орогенов, инверсированных авлакогенов, VII – эпиорогенных рифтов и синеклиз; 1 – нефть, 2 – газ, 3 – конденсат