Необычайно низкая интенсивность процессов генерации и миграции газа уже отмечалась автором ранее, в 1982 г. Интенсивность генерации газа можно выразить через объем газа, образовавшегося в толще пород на площади их распространения в 1 м² за единицу времени. Интенсивность генерации газа в нижне-среднеюрских отложениях Мургабской впадины Туранской плиты составила в среднем за время их погружения до отметки 5,2 км не более 0,1 м³/м³ за 1 млн лет, а интенсивность поступления газа вместе с отжимаемыми водами из глинистых пород в песчаные пласты в растворенном состоянии за 175 млн лет ~ в среднем не более 1 м³/м² за 1 млн лет.

Возможность аккумуляции газа возникает уже в биохимической зоне и сохраняется в различной степени вплоть до зоны метаморфизма. Основная масса углеводородных газов образуется на глубине 4-6 км, а залежи их встречены главным образом на небольшой глубине, что можно объяснить вертикальной миграцией газа из нижних частей разреза осадочных бассейнов в верхние.

i=Q/St, (1)

где Q - запасы углеводородной залежи, м³; S - площадь нефтегазосбора ловушки, м²; t - продолжительность формирования залежи, млн лет.

В качестве примера рассмотрим Уренгойское месторождение Западной Сибири с гигантскими запасами газа в апт-сеноманском комплексе. Геологическая модель формирования залежи газа в верхней части указанного комплекса должна учитывать конседиментационный тип ловушки и туронский возраст глинистой покрышки. Следовательно, продолжительность формирования указанной залежи должна оцениваться отрезком времени не более 90 млн лет. Далее необходимо иметь в виду образование газообразных углеводородов как во вмещающих, так и в подстилающих, в том числе нижне-среднеюрских отложениях и поступление их под туронскую глинистую покрышку в результате вертикальной миграции [I].

Генерация газа в осадочных толщах Уренгойской площади происходила в отрезки времени в течение которых генерирующие толщи оказывались на большей глубине, чем прежде. Газ непрерывно мигрировал под туронскую глинистую покрышку из нижележащих, в том числе и юрских отложений. Поэтому отрезок времени, в течение которого осуществлялась аккумуляция газа на Уренгойской площади в сеноманских отложениях, был принят 85 млн лет. Тогда интенсивность формирования гигантской залежи газа в сеноманских отложениях Уренгойского месторождения составит 18 м³ за 1 млн лет через каждый 1 м² площади газосбора ловушки, или 5,79.10-13 (м³(м²*с), т.е. будет равна произведению коэффициента диффузии метана в водонасыщенных горных породах и градиента концентрации метана в пластовой воде. По-видимому, вертикальная региональная миграция углеводородов протекала с интенсивностью вертикального диффузионного потока. Такая же интенсивность формирования залежей была получена также по некоторым другим месторождениям севера Западной Сибири и других регионов с залежами в толщах осадочных горных пород мезозойского и палеозойского возраста.

Как известно, генерация жидких углеводородов по сравнению с газообразными осуществляется в более узком и менее глубоком интервале -это преимущественно средние стадии катагенеза (МК2 - МК3). Однако и в этом случае речь идет о более чем 1000-м интервале погружения нефтематеринских пород, т.е. об отрезке времени продолжительностью в несколько десятков миллионов лет. Столь долго продуцировавшие породы находились в главной зоне нефтеобразования.

Первые определения интенсивности были сделаны для 25 залежей нефти в турнейских известняках Волго-Уральской провинции. Интенсивность формирования объемов нефтяных залежей, определенная по формуле (1), оказалась в 1000 раз меньше по сравнению с газовыми залежами, а по массе - одинаковой (!). Причина возникновения и "роста" залежей углеводородов - вертикальная региональная миграция рассеянных углеводородов в пределах нефтегазосборных площадей ловушек с интенсивностью диффузионного потока и фазообособпение их непосредственно под покрышкой. Такой механизм формирования залежей углеводородов можно считать широко распространенным в природе, особенно в месторождениях, расположенных в центральных, наиболее прогнутых, частях осадочных бассейнов. Образование крупных газовых залежей в верхних частях разреза месторождений обязано подтоку газа из глубокопогруженных (первые километры) материнских толщ. Вертикальные расстояния, на которые мигрируют рассеянные углеводороды при образовании первичных нефтяных залежей и небольших по запасам газовых залежей, значительно меньше (первые сотни метров),

Определение интенсивности формирования залежей, расположенных в различных регионах мира (выборка включала около 100 месторождений [2]) дало следующие результаты:

где n₁ показатель превышения нефтегазосборной площади над площадью ловушки;

n₂ -число залежей в разрезе месторождения:

нефтяные месторождения Пембина, Большой Бурган и др.

газовые месторождения Панхендл-Хьюготон, Палм-Велли и др.

В результате проведенных исследований выяснилось, что первичные залежи нефти и газа формировались в течение продолжительных отрезков времени (от нескольких миллионов до нескольких десятков миллионов лет). Начало их формирования совпадает с образованием в самих нефтегазоносных породах или поступлением в них из подстилающих материнских отложений первых порций первично рассеянных углеводородов. В дальнейшем процессы аккумуляции идут параллельно с генерацией и миграцией углеводородов в указанных и, возможно, более глубоких толщах, с образованием залежей в существующих ловушках. После завершения процессов нефтеобразования (газообразования) в материнских толщах аккумуляция углеводородов в ловушках еще продолжается какое-то время. Продолжительность формирования вторичных залежей, образующихся за счет перетока нефти и газа из ловушек, где они первоначально были сконцентрированы, в другие ловушки (главным образом в вышележащие отложения), определяется с учетам более молодого возраста отложений, образующих новые ловушки.

1. Прасолов Э.М. Изотопная геохимия и проблема происхождения природных газов. -Л.: Недра. 1990.

2. Словарь по геологии нефти и газа / Под ред. К.А.Черникова. - Л.: Недра. 1988,