Рух флюїдів походження нафти і формування родовищ вуглеводнів

Кафедра загальної та прикладної геофізики

Реферат

з гідрогеології

на тему:

«Рух флюїдів: походження нафти і формування родовищ вуглеводнів»

Виконав: студент групи 3152

Черніков М. А.

Перевірив: Джамалом Р. Г.

Дубна, 2004

Зміст

ВСТУП

1. Існує гіпотеза (ТЕОРІЇ) ПОХОДЖЕННЯ НАФТИ

1.1. Осадово-міграційна гіпотеза

1.2. Критика осадово-міграційної "теорії" походження нафти

ВИСНОВОК

Список літератури

ВСТУП

Реферат присвячений одній з найскладніших проблем сучасної геології - флюидодинамики осадових басейнів (ПРО), походженням нафти і формування родовищ вуглеводнів (ВВ), яка обговорюється в науковій літературі більш 100 років і не знайшла до теперішнього часу однозначного рішення. У доповіді зроблена спроба узагальнення накопиченої до теперішнього часу інформації, що включає величезний і різноманітний теоретичний, експериментальний і емпіричний матеріал про нафтогазоносних структурах, геохімічних дослідженнях, геодинаміці, гідрогеодінаміке та ін

Проблема походження нафти і формування родовищ УВ розглядається виключно з гідрогеологічних позицій, включаючи регіональні закономірності формування глибоких підземних вод у межах артезіанських басейнів, і в першу чергу положення в просторі областей живлення, розвантаження і транзиту.

При роботі над рефератом автор намагався не оминути жодного факту, що свідчить на користь тієї чи іншої "теорії" походження нафти: органічної (осадово-міграційної, біогенної, флюідодінаміческой та інших різновидів органічної теорії), мінеральної (неорганічної, еманаційним), що базується на уявленнях про широких масштабах дегазації Землі та інших гіпотезах. Реферат зроблений головним чином на публікаціях останніх років, даних низки нарад та конференцій, присвячених цій проблемі і зібрали великих фахівців, які розробляють різні напрями досліджень в області походження нафти і формування родовищ УВ. Це:

1. Міжнародна науково-практична конференція "Генезис нафти і газу та формування їх родовищ як наукова основа прогнозу та пошуків нових скупчень", Чернігів, лютий 2002 р.; 2. Науково-практична конференція "Перспективи нафтогазоносності кристалічного фундаменту на території Татарстану і Волго-Камського регіону", Казань, грудень 1998 р.; 3. Міжнародна конференція "Дегазація Землі: геодинаміка, геофлюіди, нафту і газ", Москва, травень 2002 р. 4. Шоста міжнародна конференція "Нові ідеї в геології і геохімії нафти і газу. До створення загальної теорії нафтогазоносності надр", Москва, травень - червень 2002

Кілька вступних зауважень.

- Під флюїдами розуміється газ, вода, нафта, розплавлені гірські породи (магма), що рухаються під дією градієнта тиску.

- Під флюидодинамики розуміється не тільки висхідна субвертикальних міграція флюїдів (газоводяной суміш різного складу і температури), але також рух напластованию порід інфільтраційних, елізіонних вод і флюїдів різного генезису, тобто просторове тривимірне рух.

- Звісно ж передчасним називати теорією ту чи іншу концепцію (погляди) про походження нафти і формуванні родовищ УВ. Будь-яка теорія повинна не тільки пояснювати всю сукупність фактів, що спостерігаються на природних об'єктах, але й бути основою прогнозування з високим ступенем достовірності перспектив нафтогазоносності та пошуків промислових родовищ УВ в тому чи іншому регіоні. Поки ні та, ні інша "теорії" та їх модифікації цього зробити не в змозі. Тому в даний час слід говорити лише про концепції, або гіпотезах походження нафти.

Зараз проблема формування глибоких флюїдів далека від свого рішення. Пов'язано це з низкою причин, головними з яких є:

1. Складність об'єкта дослідження, яка полягає в тому, що:

а) глибокі флюїди володіють змінною густиною в просторі, у зв'язку з чим виникає ряд методичних складностей при оцінці напрямків і швидкостей їхнього руху. На практиці це призводить до того, що для одного і того ж регіону (ділянки розвідки) на одному і тому ж фактичному матеріалі різними дослідниками будуються карти з різноспрямованими, нерідко протилежними напрямками руху флюїдів;

б) формування глибоких флюїдів здійснюється в пружно-деформівних середовищах. Отже, за будь-яких побудовах необхідно враховувати зовнішній вплив, тобто вплив природних геодинамічних процесів, а в порушених господарською діяльністю людини умовах - антропогенний вплив. Необхідність обліку зовнішнього впливу на систему флюїд - гірська порода призводять до значного ускладнення рівнянь, що описують рух флюїдів;

в) формування глибоких флюїдів практично завжди супроводжується фазовими переходами в системі флюїд - порода. Ці взаємопов'язані процеси при змінних в часі термодинамічних умовах призводять до істотної зміни ємнісних і фільтраційних властивостей порід, зміни хімічного і газового складу флюїдів та їх температури, новомінералообразованію, тобто до часткового або повного перетворення як порід, так і флюїду.

З огляду на різноманіття і неоднорідності мінералого-літологічного складу порід, неоднорідності теплового і флюідодінаміческого полів, неоднорідності поля напруженості ці процеси протікають з різною інтенсивністю і з різними наслідками в кожній точці простору, що формує істотну неоднорідність багатьох геологічних і фізичних полів.

2. Відсутність єдиної методології вивчення нафтогазоносних горизонтів. В даний час переважає, на жаль, односторонній підхід. Насамперед це виявляється в тому, що вивчаються окремі аспекти цієї проблеми у відриві від інших. Наприклад, всі висновки про напрямки руху засновані на аналізі карт пластових тисків без вивчення ємнісних і фільтраційних властивостей вміщуючих порід. Нерідко при вивченні формування глибоких флюїдів висувається будь-яка гіпотеза, якій відводиться домінуюча роль, і забувається при цьому про багатофакторності їх формування, тобто відсутній комплексний підхід і всебічний аналіз з кількісною оцінкою (хоча б у факторно-діапазонною постановці) всіх можливих процесів, спільно чи порізно визначають формування глибоких флюїдів. У великому обсязі фактичного матеріалу шукається підтвердження цієї гіпотези і, як правило, знаходиться.

Яскравим прикладом деякої однобокості є уявлення про компресійному русі глибоких флюїдів на елізіонних етапах розвитку ПРО. В основу цих уявлень покладено реальний фізичний процес - ущільнення гірських порід взагалі і глинистих зокрема протягом усієї геологічної історії розвитку нафтогазоносних басейнів, в процесі якого у вільний стан переходять всі види вод (поровая, пов'язана, кристалізаційна) і надходять потім в добре проникні породи і створюють там підвищені пластові тиски. При цьому пластові тиски там більше, де більше потужність і глибина занурення глинистих порід. Якщо це так, то рух глибоких флюїдів спрямовано з найбільш занурених частин ПРО до їх периферії. При цьому не беруться до уваги ні швидкості збільшення гірської навантаження та їх співвідношення зі швидкостями релаксації пластових тисків, ні співвідношення фільтраційних опорів добре і слабопроникних порід, ні співвідношення інфільтраційного і елізіонного харчування, віднесених до одиниці часу і площі та ін Такий спрощений підхід створює ілюзорні подання про напрямки руху глибоких флюїдів, засновані, тим не менш, на реальному фізичному процесі.

Не менш показова в однобічності підходу до формування глибоких флюїдів теорія файлюаціі А.Г. Ар'є (1987 р.). У цій теорії обгрунтовується рух флюїдів на молекулярному рівні в тонкодисперсних породах при градієнтах тиску менше початкового градієнта. Проте дослідження показують, що фактичні величини горизонтальних і вертикальних градієнтів пластових тисків значно вище (на 1 - 2 порядки) і досягають одиниці. При цьому ігнорується факт, що на великих глибинах породи мають переважно тріщиною проникністю, глинисті відклади перетворюються в породи з жорсткими структурно-кристалічними зв'язками і також мають тріщиною ємністю і проникністю.

3. Нерівномірність ступеня вивченості НГБ як у плані, так і в розрізі. Цю обставину необхідно враховувати при вирішенні практичних завдань, віддавати звіт у достовірності одержуваних результатів і обережно ставитися до одержуваних висновків [1].

1. Існує гіпотеза (ТЕОРІЇ) ПОХОДЖЕННЯ НАФТИ

Понад 150 років здійснюється промисловий видобуток нафти і газу. Тим не менше до сих пір вчені не досягли згоди з питань генезису нафти. Проблема походження нафти і газу, як проблема генезису будь-якого корисного викопного, складна через багатофакторності причинно-наслідкових зв'язків і явищ, що існують у природі. В даний час практично існують дві основні теорії: органічна (осадово-міграційна гіпотеза та ін) і неорганічна (мінеральна, еманаційним гіпотези і т.д.). Поряд з давно існуючими осадово-міграційної та абіогенної гіпотезами походження нафти і газу в останні роки з цієї проблеми опубліковано кілька нових уявлень, що претендують на роль узагальнюючих теорій нафтідогенеза: флюідодінаміческая (Б. А. Соколов та ін); геосінергіческая (А.Є. Лукін); осадово-неорганічна (І. І. Чебаненко, М. І. Евдошук та ін); осадово-флюідодінаміческая (Б. П. Кабиш, Ю. Б. Кабиш) і ін

1.1 осадово-міграційна гіпотеза

Осадово-міграційна гіпотеза походження нафти вперше з'явилася в США і отримала широке поширення на території колишнього СРСР. В силу своєї простоти вона користувалася і користується широкою популярністю як у науковому середовищі, так у більшості геологів - практиків в усьому світі [2]. Глибоко і детально вона отримала розвиток у численних роботах Н.Б. Вассоевичу, по праву вважається основоположником еволюційно-генетичного напряму в нафтогазовій геології, а також у роботах його учнів і послідовників.

В основі органічної теорії лежать уявлення про те, що поховане разом з опадами органічне вуглецеве речовина, яку протягом тривалої історії геологічного розвитку проходить всі стадії діагенезу і катагенезу, в результаті абіогенного синтезу перетворюється на нафту. Під нафтою розуміються виділилися в окрему фазу найбільш стійкі рідкі гідрофобні продукти звичайного процесу фоссилизации ОВ, похованого в субаквальних відкладах.

Аргументи на користь осадово-міграційної гіпотези походження нафти наводять наступні:

1. Всі осадові породи, від рифейских до сучасних, містять вуглецеве біоорганічної речовина, середній вміст якого в межах континентів складає в перерахунку на С _орг 12-15 кг на 1 м ³ породи. Розсіяне вуглиста речовина за своїм складом близько до керогене горючих сланців і вугілля. Для осадових порід характерно переважання сапропелевих або гумусо-сапропелевих ОВ. У всіх випадках певну частину органіки складають бітумоїди - вуглецеві сполуки, що розчиняються в органічних розчинниках типу СС L _4, СНС L _3, CS _2, С ₆ Н ₆ та ін До їх складу входить масляна і смолисто-асфальтова частини. Середній вміст УВ, за даними Н.Б. Вассоевичу, складає в осадових породах 250 - 300 г / м ^3. Присутність битумоидов вважається проявом одного з законів фоссилизации живої речовини в межах біосфери, в якій здійснюються седиментація опадів у всіх без винятку водоймах. ОВ знаходиться у всіх типах опадів: в глинах органічного вуглецю в два рази більше, ніж у алевриту, а в алевриту - в середньому в два рази більше, ніж у пісках. Таким чином, "нафта - дітище літогенезу" (Н. Б. Вассоевіч, 1982 р., с.14). Це положення об'єднує всіх прихильників біогенної теорії походження нафти. "Присутність біомаркерів у вуглеводневих екстрактах найдавніших архейських порід і рудах спредінгових зон океану є доказом того, що процеси міграції УВ мали місце на нашій планеті з моменту виникнення життя" [3].

2. Наявність залежності між кількістю і типом битумоидов і складом УВ, з одного боку, і нерозчинної його частиною в породах - з іншого боку, встановлене численними дослідженнями в нашій країні і за кордоном. Це, на думку прихильників органічної гіпотези походження нафти, не залишає жодних сумнівів у тому, що в осадових породах існує свій автохтонний бітумоїди з притаманними тільки йому УВ, що складають основу микронефтью. У бітумоїди і в нафтах головну роль грає вуглець, але присутні також водень, кисень, азот, сірка і нерідко метали, зокрема нікель і ванадій.

3. Микронефтью, що може мати кілька етапів генерації - це найбільш відновлена, найбільш міграційна і нейтральна частина автохтонних битумоидов (в основному їх олійною фракції), що складається переважно з суміші УВ і розчинених у ній низькомолекулярних смол (визначення М. Б. Вассоевичу). Встановлено стадії та етапи літогенезу, кожній з яких властиві свої генерації УВ і свої перед-УВ. З одним з етапів, який протікає при потужності перекривають відкладень 2-4 км і при температурах 80 - 150 ˚ С, пов'язана головна фаза нафтоутворення. Протягом цієї стадії значно активізуються процеси формування микронефтью і збільшується її зміст, здійснюються процеси десорбції микронефтью, її відрив від материнської органіки. Іноді микронефтью виділяється в окрему фазу і утворює вже власне нафту, яка класифікується як алохтонні бітумоїди. Породи, в яких протікають ці процеси, називаються нефтематерінскімі, або видобувають нафту. Як доказ можливості цього процесу в природі наводяться результати моделювання процесів термолізу сапропелевих речовини, горючих сланців, бурого вугілля, бітумінозних глин та ін, при нагріванні яких отримували бітумоїди. При цьому час нагрівання має істотне значення, тобто при утворенні микронефтью - чим довший температурний вплив, тим нижче поріг критичної температури головної фази нафтоутворення, необхідної для дозрівання микронефтью. Микронефтью і нафту є ланками одного ланцюга. Микронефтью в десятки разів більше, ніж всіх запасів нафт. На думку Н.Б. Вассоевичу, "не можна, будучи об'єктивним, залишати без відповіді питання про можливі співвідношеннях мікро-і макронефті, тобто розсіяних і концентрованих форм знаходження в природі нафтових вуглеводнів і їх супутників.

4. Подібність хімічних сполук у бітумоїди, микронефтью і нафти (за даними хроматографічних і спектральних аналізів, а також екстрагування).

5. Серйозним аргументом на користь органічного походження нафти є знаходження в її складі молекулярних структур, властивих тканинам живим організмів: рослинам і тваринам. Причому зміст деяких з них (пристав, фіта тощо) у нафтах досить велике, "щоб вважати їх домішками, що потрапили ззовні шляхом захоплення або екстрагуванням" глибинної "нафтою з порід, за якими вона мігрувала".

6. Питання про початкову міграції нафти з нефтематерінскіх порід і вступі її в колектора було вирішене після встановлення того факту, що розчинення битумоидов і микронефтью здійснюється стисненими газами СО _2, СН _4, і його гомологами, а також водами різної солоності. Досліди проводилися в термодинамічних умовах, близьких до пластовим. Розчинення і винос микронефтью здійснювалися як в роздроблених зразках, так і в керні порід. При цьому одним з аргументів можливості міграції з глин вважається те обставина, що в глинистих породах поровий тиск вище гідростатичного, а іноді наближається до геостатичної (останнє твердження голослівно, не підтверджується ніякими розрахунками і в принципі невірно). Це, з одного боку, створює умови для міграції микронефтью в суміжні колектора, а з іншого, перешкоджає надходженню абіогенної нафти, у відповідності з теорією її неорганічного походження, тобто "Микронефтью емігрує з нефтематерінскіх порід у вигляді розчинів у газах і воді. Ймовірно, на різних стадіях літогенезу роль цих двох способів міграції різна" (Н. Б. Вассоевіч, 1982 р.).

7. Як один з доказів органічного походження нафти розглядається співвідношення ізотопів, і перш за все вуглецю і гелію. Е.М. Прасоловим (1990 р.) встановлені співвідношення ізотопів гелію ⁽³ Не / ⁴ Не) для різних геологічних середовищ. Ці співвідношення широко використовуються представниками органічної гіпотези походження нафти для її докази [3 та ін]. На їхню думку, ізотопний склад газів (гелій і ін) на переважній кількості родовищ УВ характерний для осадових відкладень. Разом з тим визнається, що УВ-гази на родовищах нафти і газу можуть мати "хоча б частково різний генезис", що пов'язано з широким розповсюдженням метану в природі [4]. Так, у роботі [3] стверджується, що істотним доказом на користь осадово-міграційної гіпотези є співвідношення ізотопів вуглецю і гелію. Ізотопи гелію є чи не єдиним газом, що свідчить про мантійне його походження. Частка ювенільного гелію дозволяє оцінити частку УВ мантійного походження. Ізотопні дослідження фумарольних газів серединно-океанічних систем встановили, що співвідношення СН ₄ / ³ Не для газів мантійного походження становить 10 ^6. У газах нафтових родовищ і в еманаціях грязьових вулканів це співвідношення становить 10 ^11-12, що показує незначну частку газів мантійного походження в родовищах УВ [3].

Цей аргумент на користь осадово-міграційної теорії досить вагомий і заслуговує більш детального розгляду (див. нижче).

8. У 1985 році Б.А. Соколовим була розроблена флюідодінаміческая концепція, яка пояснює ряд фактів, раніше не вписувалися в осадово-міграційну "теорію". Ця концепція, з моєї точки зору, до певної міри є здачею позицій органічної гіпотези (збільшення температур і глибин головної фази нефтегазообразования) і її зближенням з мінеральною гіпотезою походження нафти і формування родовищ УВ. Вона отримала широке розповсюдження, так як пояснює багато спостережувані геологічні факти.

Під флюидодинамики більшість дослідників розуміють пульсуючу (періодичну), висхідну міграцію розчинів, нафт, газів (СН _4, СО _2, Н ₂ SH _2, N ₂ та інших), що мають різну температуру, склад і тиск і формують різні аномалії у фізичних і геологічних полях (зокрема у полі пластових тисків) [1, 5, 6, 7 та ін]. Це, як правило, висхідна, зосереджена (локальна) розвантаження, що здійснюється за глибинним розломів (або їх перетину), нерідко у вигляді грязьових вулканів, субаквальної розвантаження тощо, пов'язана із сучасними активних геодинамічних зонами земної кори.

Осадово-міграційна "теорія", доповнена флюідодінаміческой концепцією користується популярністю серед науковців і геологів-практиків і широко застосовується для оцінки перспектив нафтогазоносності окремих територій. Наведу лише деякі результати останніх досліджень з цієї проблеми (для Сибірської платформи, Дніпровсько-Донецької і Прип'ятської западин і Західного Сибіру).

На прикладі родовищ УВ Байкітской антеклізи і Катангской сідловини Сибірської платформи доводиться можливість їх формування з флюідодінаміческіх позицій [8]. Обгрунтуванням для цього служить наступне.

З точки зору класичної осадово-міграційної теорії, яка передбачає циклічність процесів нефтегазообразования, можливе існування докембрійських скупчень нафти в зазначених районах [8]. Ця точка зору суперечить уявленням про тектонічний ЗВІТ Сибірського осадового басейну, так як послекембрійскій апповий магматизм і гідротермальні процеси призвели до істотної метасоматічеськой переробки карбонатних відкладень ріфея. Ці процеси "неминуче зруйнували б поклади УВ, перетворивши рідку нафту в графіти ... якщо б впровадження інтрузій, магматичних порід і термальних розчинів в осадові комплекси здійснювалося після формування скупчень вуглеводневих мас, тобто в той час, коли нафта газ вже були локалізовані в осадовій товщі ". Отже, вік родовищ УВ обмежується часом формування неотектонічних структур і "аномальних поверхневих газо-і літохіміческіх полів, що виникли в результаті неоген-четвертинних флюідодінаміческіх процесів" [8].

З флюідодінаміческіх позицій пояснюється і формування родовищ УВ Дніпровсько-Донецького авлакогену [9]. У роботі робляться висновки про широких масштабах вертикальної міграції УВ, що супроводжується додатковим конвективним прогріванням осадових товщ та активізацією внаслідок цього генерації УВ з нефтематерінскіх світ. Вертикальна міграція здійснюється як крізь колектора, так і аргіліти, покришками служать тільки утворення солі. Відводячи переважну роль осадово-міграційної теорії утворення нафти і формування родовищ УВ, автори вважають за необхідне визнати глибинні джерела генерації нафти, що пояснює закономірності розміщення родовищ нафти в досліджуваному ними регіоні і відкриває великі можливості для вирішення прогнозних завдань пошуків УВ-сировини.

У роботі Н.Ф. Чистякова проводиться районування території Західно-Сибірського НГБ за величиною температурного градієнта, який змінюється від 1,8 до 6,1 ˚ С/100 м [10]. Встановлено зростання температур від склепінь до крил структур і ВНК. Ці аномалії автор пов'язує з наступними різними стадіями формування родовищ УВ: формуються, закінчили формування, молоді поклади (припинення надходження УВ з омивають поклад нагрітих седіментогенних (елізіонних) вод з нефтематерінскіх порід) і зріла поклад. На думку автора, елізіонние води на різних стадіях катагенезу більш прогріті, ніж ті ж води на стадії діагенезу, тобто на процеси формування геотермічних аномалій по площі і розрізу впливають процеси перетворення розсіяного органічної речовини - генерація УВ. Чим ближче зона формування родовищ УВ до нефтематерінскім породам, тим вища температура в покладі і більше значення геотермічного градієнта. Новизною, на думку автора, є те, що геотермічні аномалії є наслідком хімічного перетворення керогена, битумоидов і глинистих мінералів порід, а не навпаки, як це прийнято вважати. Автор вважає, що вся система в розрізі мезозойських відкладів Західно-Сибірського НГБ є нерівноважної - перехідна стадія від діагенеза до катагенезу, тобто "Зміна хімічних полів на стадії катагенезу викликає зміна фізичних полів (температур і тисків)" [10]. Побудовані карти наведених пластових тисків відображають складне різноспрямований розподіл латеральних градієнтів (Федорівське родовище, пласт БС _10, Сургутський район), що свідчить, на думку автора, про надходження вод елізіонного походження зі зниженою мінералізацією з південно-західного боку родовища в напрямку глінізаціі розрізу при збільшенні пластових тисків від крил до сводовой частини (перепад тисків 1 МПа). Це свідчить про молодість поклади. Вступники, відроджені з глинистих одновікових порід, води відповідають стадії катагенезу. У межах одного родовища одночасно є води хлор-кальцієвого типу (елізіонние води зони протогенеза) і гідрокарбонатні натрієві води (елізіонние води зони катагенезу). Мінералізація в цьому випадку змінюється від 12 до 20 г / л. Аналогічний розподіл наведених тисків спостерігається на Холмогорське родовищі (від крил до склепіння - перепад тисків 1,4-2,4 МПа) при переважному напрямі потенційного руху з боку Юганск западини. Мінералізація підземних вод у межах родовища змінюється від 12 до 22 г / л. Знижена мінералізація пов'язана з гідрокарбонатними натрієвими водами, а підвищена - з хлоридними кальцієвими водами. На Салимском родовищі (недеформованим поклад) потік спрямований з боку Юганск западини. Води гідрокарбонатні натрієві, відповідні зоні катагенезу, мало змінюються в межах родовища. Води хлоридно-кальцієвого типу зони протокатагенеза, "прийшли в пастку з першими порціями УВ, вже витіснили" [10]. Також описується і пояснюється гідрогеологічна ситуація на Північно-Хохряковском, Ем-Еговском, Уренгойському родовищах.

Катагенетичних процеси перетворення порід носять "переривчасто-безперервний характер". Масштаби цих процесів "величезні". Неравновесное стан взаємодії "хімічних і фізичних полів" встановлено на різних стадіях катагенезу, що "вимагає перегляду усталених положень про флюідодінаміческой системі нафтогазоносних басейнів, що формуються в надрах НГБ на стадії катагенезу" [10].

З флюідодінаміческіх позицій також розглядається нафтоносності Прип'ятського палеорифт [11], який сформувався в герцинский етап (верхнефаменское час). У його межах виділяється 5 мантійних розломів, по яких здійснювався кондуктивний і конвективний теплоперенос, що супроводжується впровадженням основної та ультраосновной магми в кору та осадовий чохол. що призвело до активізації процесів генерації УВ з нефтематерінскіх світ. При цьому на різних рівнях геологічного розрізу формувалися головні фази нефтегазообразования. Головний осередок нефтегазообразования тяжіє до східній частині Пріпятсюй западини, де розташовані основні родовища нафти (понад 60), тобто процеси нефтегазообразования з ВВ пов'язуються з рифтогенезом, вертикальним рухом магми, що володіє високою температурою і активними потоками тепла, що інтенсифікують процеси утворення УВ з розсіяного ОВ в нефтематерінскіх породах [11].

Таким чином, осадово-міграційна гіпотеза, доповнена відомостями про флюідодінаміческіх процесах, широко використовується для пояснення процесів нефтегазообразования в різних регіонах. Такі приклади численні.

1.2 Критика осадово-міграційної "теорії" походження нафти

Міркування загального характеру (геологічні). Найбільш грунтовна критика осадово-міграційної "теорії" наведена в роботах Ю.І. Піковського (1986, 2002 рр.).. В даний час як основні докази осадово-міграційної, так і критика мінеральної гіпотези базується на геохімічних аргументах. Але й на цьому "полі битви" з'являються факти, які інтерпретуються по-різному.

Ю.І. Піковський у своїй роботі 1986 формулює такі пи-роси, що не мають відповіді в рамках осадово-міграційної теорії:

1) стадії літогененеза, з якими пов'язане нефтеобразования; 2) джерела енергії для синтезу УВ з керогена;

3) механізм утворення родовищ з розсіяною микронефтью;

4) форми і рушійні сили міграції нафти в осадових породах;

5) походження різних геохімічних типів нафт, деколи в межах одного родовища;

6) нерівномірність розподілу родовищ УВ за площею поширення ПРО під час повсюдне поширення нефтематерінскіх порід;

7) наявність покладів ВВ в нижніх частинах осадового чохла і в кристалічних породах фундаменту, складеного, як правило, різновіковими породами різного генезису, і наявність там же розсіяних УВ і вуглецевих мінералів, нерідко ув'язнених в кристали мінералів (газовожідкіе включення і включення крапельок нафти);

8) очевидний зв'язок родовищ ВВ з глибинними розломами;

9) неможливість пояснити наявність середніх, великих і гігантських родовищ УВ;

10) відсутність чітких критеріїв виділення нефтематерінскіх порід, за винятком розсіяною нафти, близькою за складом до звичайної нафти.

Всі перераховані вище питання потребують відповідей, які не знайдені протягом десятків років.

Аналізуючи дві основні теорії походження нафти та його підтвердження на практиці, Ю.І. Піковський [2] наводить цікаву таблицю (табл. 1) відносин наслідків, що випливають з альтернативних теорій нефтегазообразования (органічна і мінеральна), до встановлених особливостей нефтегазонакопленія на Землі.

На закінчення автор відзначає, що існуючі докази "торжества осадово-мінеральної теорії походження нафти" [2] не однозначні, не вирішені (і, можливо, не будуть вирішені), так само як проблеми міграції УВ і їх концентрації в родовища.

Мінеральна теорія краще справляється з цими проблемами. Осадові відклади відіграють чільну роль лише в накопиченні і збереженні родовищ УВ, сформованих за рахунок глибинної дегазації Землі, через наявність у їх складі покришок різного походження.

Таблиця 1

Особливості нефтегазообразования (За Ю. І. Піковського, 2002р. З доповненнями В. І. Дюніна)

Наведу ще докази, що ставлять під сумнів органічну теорію формування нафти. "Слабкість" осадово-міграційної теорії, за даними І.І. Чебаненко та ін [12], полягає в наступному: 1) в лабораторних умовах не доведена можливість перетворення органічних залишків у нафтове речовина, 2) відсутність у нефтематерінскіх породах залишків ОВ, повністю не перетворених у нафту (целюлоза, хітин, кістки і ін ), а також залишків микронефтью або слідів її присутності (фізична неможливість повного завершення процесів міграції микронефтью без присутності слідів її міграції), а також родовищ нафти і газу.

Також не ясно, чим пояснити наявність непреобразованних залишків рослин і мікрофлори, мігрували і мігруючих у вертикальному напрямі в чистому вигляді і мають вік від протерозойського до сучасного. Що заважає мікрофоссіліям перетворитися в микронефтью? Наприклад, наявність палеозойських форм у відкладеннях баженовскій свити, зміст яких у процесі експлуатації зростає з 24 до 85 - 100%. Ці рослинні залишки перебувають у більш сприятливих термодинамічних умовах, ніж відкладення баженовскій свити, і за час з палеозою до нині мали б перетворитися на микронефтью. Однак цього не сталося. Аналогічна ситуація існує і в інших регіонах, де проводилися Палинологические дослідження.

Геохімічні властивості розсіяного органічної речовини і нафт. Удосконалення геохімічних методів дослідження нафт, ОВ і їх використання на практиці призводить до результатів, що ставить під серйозний сумнів осадово-міграційну гіпотезу походження нафти. Так, у роботах Г. М. Гордадзе [13, 14] наводяться результати детального вивчення складу розсіяного ОВ і нафт (методи кореляції нафтідов, засновані на порівняльному аналізі широкого спектру УВ-показників нафт і розсіяного органічної речовини в системах нафта - нафта і нафта - органічна речовина) і встановлені невідповідності з осадово-міграційної "теорією". Ці невідповідності (протиріччя) полягають у наступному (наведені дослівно, щоб виключити нерозуміння):

- "У багатьох випадках у складі ВВ материнських порід є з'єднання, відсутні в нафтах (наприклад фталати). Фталати не знайдені нами не тільки в органічному речовині порід, але і в продуктах термолізу керогена ... Чудовим властивістю цих сполук є повна відсутність їх в нафтах, що відкриває можливості відділення нефтегенерірующіх товщ від товщ, що не виробляють нафту і газ;

- Часто зустрічаються зразки порід, де ступеня дозрівання ОВ одновікових товщ відрізняються між собою навіть в декількох сантиметрах;

- На мас-хроматограмма з m / z 217 битумоидов порід часто зустрічаються неідентифіковані УВ (швидше за все, гомологічний ряд), які не зустрічаються в нафтах;

- Стерановие коефіцієнти зрілості нафт, як правило, вище таких материнського ОВ. Більше того, аналогічна картина спостерігається і в продуктах термолізу керогена і асфальтенів порід і нафт;

- Ступінь зрілості ОР, оцінюється за величиною стеранового параметра термолізатов, збільшується в ряду: смола - кероген - асфальтени - бітумоїди-нафта "[13].

На думку авторів, що стоять на позиціях органічного походження нафти, наведені факти не носять систематичного характеру і не відкидають осадово-міграційну гіпотезу походження УВ, а ставлять питання про те, чи всі нефтематерінскіе породи здатні генерувати нафту.

Для Салимского (баженовскій почет) і Самотлорского (пласт БС _8,) родовищ за результатами м'якого термолізу в числі інших висновків [14] встановлено, що в термолізаторах смол і асфальтенів (компоненти розсіяного органічної речовини) присутній олеанан, який відсутній в нафтах і продуктах термолізу асфальтенів, що викликає подив авторів. Немає причин дивуватися цим фактом, якщо взяти до уваги попередню роботу одного з авторів [13], основним висновком якої є невідповідність розсіяного ОВ в породах ОВ нафти.

Іншими словами, нафта має неорганічне походження або змішане.

Ізотопія газів. Окремим питанням в проблемі походження вуглеводнів коштує ізотопний склад газів. У роботі Е.М. Прасолова (1990 р.), є великим узагальненням по ізотопів газів, наведена таблиця (табл. 2), що дозволяє, з точки зору автора і його послідовників, оцінювати генезис ізотопів гелію.

Таблиця 2

Ставлення ³ Не / ⁴ Не для різних геологічних середовищ

Як видно з наведеної таблиці, співвідношення ізотопів гелію в покладах нафти і газу на 2 - 3 порядки менше, ніж у мантії, що на перший погляд є головним аргументом на користь "торжествуючої" осадово-міграційної теорії. Зміст мантійних газу "не перевищує кількох відсотків, в дійсності (за рідкісним винятком) воно ще менше", тобто родовища УВ мають виключно органічне походження [4].

На думку Е.М. Прасолова, спочатку "первинне розподіл ізотопів визначило ізотопний склад земної кори. Однак при різних геохімічних процесах ..., що відбуваються в земній корі, особливо при низьких температурах, здійснюється перерозподіл ізотопів між різними речовинами і їхніми фракціями" (Прасолов, 1990 р. с. 27). Поділ ізотопів здійснюється при їх міграції, пов'язаної з їх летючість, а їх співвідношення визначається багатьма процесами, врахувати які повною мірою не представляється можливим.

Автор пропонує геохімічну класифікацію, визначальну не тільки їх походження, але і співвідношення, яка включає різні ефекти: 1) генетичні, 2) міграційні; 3) взаємодії.

Генетичні ефекти. Освіта ізотопу ⁴ Н пов'язано з природним радіоактивним розпадом ²³⁸ U, ²³⁵ U та ²³² Th. Періоди напіврозпаду відповідно рівні 1,5369 · 10/год, 9,72 · 10 / Рік і 4,88 · 10 / Рік. У середньому в корі та мантії гелію ( Не) утворюється (3 - 4) 10 мі / рік. Вміст радіоактивних елементів у породах різному, що призводить до різних швидкостей і кількостей освіти Не. Свинець, так часто спостерігається в глибоких флюїди та практично у всіх родовищах УВ, є кінцевим продуктом розпаду не тільки урану (РЬ ) І торію (РЬ ), А й актинію (РЬ ). Швидкості генерації гелію в різних породах різні (в смі / г / рік):

• кислі вивержені породи - 10 ,

• вивержені ультраосновних - (2 - 3) 10 ,

• чорні сланці - б 10 ,

• глини - лютому 1910

• карбонати - б 10 .

З наведених вище швидкостей генерації Не слід, що кількість утворився ізотопу за інших рівних умов залежить від генезису порід, їх обсягу, складу і співвідношень в геологічних розрізах конкретних територій.

Освіта іНе пов'язано з наведеним (індукованим) радіоактивним розпадом літію. Ці процеси пов'язані з бомбардуванням ядер літію тепловими нейтронами при природному радіоактивному розпаді. У цьому процесі ⁴ Не утворюється незрівнянно менші. Разом з тим співвідношення ³ Не / ⁴ Не повинно бути цілком певним, що відображає процеси природного і наведеного радіоактивного розпаду (нейтрони космічного походження не можуть проникнути на скільки-небудь значущу глибину) і визначається наступним співвідношенням (там же, с.32):

³ Не / ⁴ Не = Ψ (ά n) Р _th f _Li, де Ψ (ά n) - вихід нейтронів на одну ά-частинку, Р _th - імовірність досягнення нейтронами теплових швидкостей, необхідних для бомбардування ядер літію, f _Li - частка нейтронів, захоплених ядрами літію. Значення ³ Не / ⁴ Не повинна становити в звичайних гранітних породах - 10 , Тобто це відношення істотно залежить від складу порід, і насамперед від вмісту в них літію, тривалості радіоактивних процесів (тобто від віку порід) та ймовірності досягнення нейтронами теплових швидкостей, необхідних для утворення іНе.

Перерозподіл ізотопів - "викликається нерівноцінністю ізотопів одного й того ж елемента в хімічних реакціях і фізичних процесах" (там же, с.34). Перерозподіл ізотопів між реагентами здійснюється відповідно до енергетичної вигідністю. "Ізотопні співвідношення ... якщо і не зберігаються протягом їх життя, ... є ... відправною точкою, від кoтopoй відлічуються всі nоследующіе зміни." (Там же, с.34).

Автор вводить поняття коефіцієнта поділу для оцінки фракціонування ізотопів. Поділ ізотопів визначається обмінними процесами при утворенні речовин. Кінетичний ефект розділення ізотопів проявляється у відкритих (незамкнутих) системах, у необоротних реакціях (всі реакції в геологічних процесах незворотні) і "обумовлений швидкістю реакцій різних ізотопних форм. Фракціонування ізотопів у ході односпрямованих реакцій полягає в бажаному накопиченні легкого ізотопу в продуктах реакції" (там ж, с.38). Коефіцієнт фракціонування визначається через співвідношення швидкостей реакцій ізотопних форм. Кінематичний ефект, так само як і термодинамічний, залежить від температури і з її зростанням зменшується.

При великих масах речовин коефіцієнт розділення ізотопів визначається з наступного співвідношення . Тут μ = m - наведені маси молекул. Оскільки μ *, завжди більше μ, то а завжди більше одиниці. Точні розрахунки а в більшості випадків оцінити або важко, або неможливо.

У односпрямованих реакціях ізотопно-легкий продукт на початку реакції досить швидко стає важче вихідної речовини, з чого випливає, що при постійному видаленні ізотопно-важких порцій ізотопно-легкого продукту буде більше щодо вихідного. При цьому кількість продукту в кожній наступній порції буде менше.

Багато співвідношення ізотопів сильно змінюються в часі, що пов'язано з вмістом радіоактивних та деяких стабільних елементів. "Тому не можна виключити, що різним типам порід будуть властиві свої ізотопні співвідношення" (там же, с.40), які залежать від речовинного складу і віку порід (що дуже важливо), але і від інших причин.

Міграційні ефекти. До міграційним ефектів належать: дифузія, розчинення в рідких і твердих середовищах, їх дегазація, сорбція і десорбція, випаровування і конденсація та ін Все це розмаїття процесів та їх поєднань в різних термодинамічних умовах визначає складність прогнозу в співвідношенні ізотопів. "Поява газів в термодинамічної обстановці, відмінною від тієї, в якій формувався їхній ізотопний вигляд, змішання газів генетично чужих генерацій можуть призводити до позірним "міграційним" ізотопним ефектів "(там же, с.47).

Ефекти взаємодії. Змішання й ізотопний обмін розрізняються ізотопних форм різного генезису здатні приводити до варіацій ізотопного складу. Ці процеси мають широке поширення через високу рухливості природних газів.

"Інертні гази мантії також повинні складати суміш первинних і радіогенний газів, співвідношення між якими змінюється в часі через радіоактивних процесів та дегазації мантії" (там же, с.47). У осадової товщі теж йде активне утворення газів і їх міграція в вертикальному напрямку до поверхні Землі. Діагностика змішаних газів надзвичайно складна. Слід виходити з того, що в будь-який момент минулого і в даний час вміст ізотопів і їхні стосунки не рівноважних і змінюються в часі зі зміною термодинамічних умов.

На неоднозначність висновків про генезис УВ, одержуваних на підставі вивчення співвідношення ізотопів, вказує Е.М. Прасолов у наведеній вище роботі, а також наступних [15, 16].

Широкий діапазон зміни ізотопного складу вуглецю встановлений для карбонатів підводних грязьових вулканів Чорного моря. Тут значення δ З змінюються від -43,3 до -10,5% о, автори (включаючи Е. М. Прасолова [15]) не можуть однозначно інтерпретувати цей факт і наводять "тимчасове" його пояснення. Аналогічна ситуація складається для природних карбонатних труб в районах підводного розвантаження флюїдів в Кадіських затоці Атлантичного океану [16]. І тут так само пояснення носить гаданий характер.

М.В. Родкіна у своїй роботі [17] оскаржує висновок Е.М. Прасолова про пренебрежимо малому внесок мантійних газів за даними вивчення ізотопного складу вуглецю і гелію і виділяє два види похибок.

Перша похибка пов'язана з вибором характерних значень співвідношень (похибка, як у бік завищення, так і у бік заниження).

Зазвичай використовується відношення СН / ІНе 10 , Характерне для високотемпературних фумарольних і вулканічних газів, і навіть "для найбільш збагачених мантійної компонентою родовищ Тихоокеанського кільця отримуємо величину вкладу мантійних УВ не більше 0,1 - 0,5%" [17, с.131]. У низькотемпературних зонах (амагматіческіе області) ситуація інша.

Так, у тиловому басейні Окінава характерна величина відношення СН / ІНе близька до 10 і, як правило, менше значення відносини іНе / He, характерний також більш легкий склад вуглецю. Крім того, за геологічними даними, немає підстав вважати збагачення цих газів газовими компонентами осадових порід. З віддаленням від вулканічної області ставлення іНе / He зменшується. Одночасно зменшуються концентрації та утяжеляется ізотопний склад СО , Зростає відносна концентрація Н і СН _4. Аналогічна ситуація спостерігається в Каліфорнії, де відношення концентрацій СН / ІНе ще вище і становить близько ¹⁰ 10, а також спостерігається підвищений співвідношення ізотопів гелію. У цьому районі безсумнівно збагачення метаном осадових порід.

Друга похибка пов'язана "з неврахуванням потоку субдуцірованного речовини, імовірно надходить із зон субдукції в мантію тилових областей" [72, с.132]. Ці потоки можуть бути подвійного генезису: мантійних і біогенного, що неминуче призводить до заниження мантійної складової.

У континентальній корі за даними петрологічних досліджень епізодично (квазіперіодичних) виникає відновлення флюїду із зон субдукції, що призводить до формування флюїдного режиму. Це підтверджується результатами моделювання цього процесу і даними сейсмотомографии. Разом з тим є докази істотного внеску мантійних газів у формування родовищ УВ: по-перше - ізотоп супутніх компонентів (Nd, Pb, Sr) у більшості родовищ колишнього СРСР і Китаю підтверджує їхня корова або мантийное походження, по-друге - високі значення іНе / He свідчать про їх мантійне генезі. Для родовищ, приурочених до активних кордонів плит, це співвідношення підвищено. Тим не менш, це підвищення незначно, що інтерпретується не на користь участі мантійних флюїдів у формуванні родовищ УВ.

За твердженням М.В. Родкіна, інтерес представляє не тільки середня величина цього співвідношення, а й характер варіацій ізотопів для близько розташованих родовищ. На прикладі родовищ Каліфорнії, Західного Сибіру і району Green Tuff (Японія) показано, що при значному розкиді точок для кожного району спостерігається висока кореляція (вище 99%) величин відносини іНе / He і ізотопного складу УВ. Крім того, емпіричні прямі для відносин lg (іНе / He) / ¹³ С для всіх районів субпараллельно. Зростання іНе / He призводить до обваження ізотопного складу метану (до 20 - 30%), що відповідає збільшенню вкладу мантійної складової. Представлена ​​на малюнках в роботі [17] закономірність зміни ставлення lg (іНе / He) / ¹³ С, на думку автора, не є універсальною. Наприклад, вона не виконується для центральних частин Америки, широтного Приобья. Наведені дані свідчать про значне збагаченні континентальних околиць завдаючи флюїдом і стирання мантійних ізотопних міток з часом вгору по розрізу.

Як аргументи на користь неорганічного походження УВ в роботі В.А. Краюшкіна [18] наводиться інформація про зміст δ ¹³ С в різних природних об'єктах (табл. 3).

Таблиця 3

Зміст б ¹³ С в природних об'єктах

Різна вміст ізотопів вуглецю свідчать про "неоднаковому нефтенасищенной кори і мантії за площею, розрізу і наявності там гігантських одинарних або кластерних вогнищ природного небіотіческого синтезу нафти і природного газу" [18].

Біогенним ознакою походження нафти вважається ізотопний склад вуглецю з δ ¹³ С -25 - -28% о. Раніше зміст цього ізотопу мантійного походження (зокрема в алмазах) вважалося значно вище - δ ¹³ С -2 - -7,2% o. Проте в даний час виявлені алмази з δ ¹³ С - 33% о і менше, тобто діапазон мантійних вуглецю значно розширився, у зв'язку з чим однозначність біогенного походження вуглецю в нафтових і газових родовищах викликає певні сумніви. Освіта родовищ УВ, безсумнівно, супроводжуване процесами їх перетворення, міграції та массобмена призводить до зміни ізотопного складу вуглецю, який спочатку може бути продуктом як біогенного, так і абіогенного походження [19]. У цій роботі також показано, що при окислювальному гидратодиспропорционировании поліуглеродних речовин через розходження швидкостей елементарних процесів розриву зв'язків у системі різних поєднань ^{12 З-13} С, ¹² С - Н, ¹³ С - Н та освіти СО _2, що містить переважно ¹³ С, формуються УВ-молекули, збагачені легким ізотопом вуглецю.

За даними М.І. Кучера [20], зміст і зміна ізотопу ¹³ С залежить від новітньої тектономагматіческой активності (у тому числі виміряної інструментальними методами), коли окремим ділянкам відповідає більш полегшений склад вуглецю (до -20 - -21 ‰), а його ускладнення (до -8 - -10 ‰) спостерігається на ділянках зі зниженням відносної активності. У першому випадку працює більш глибинний вогнище магматичної активності, у другому - приповерхневий, на стадії загасання магматичної активності.

На думку В.А. Кривошея "провідним процесом освіти всього спектру УВ-сполук нафти та газу є високотемпературний мінеральний синтез, який би термодинамічно рівномірний розподіл ізотопів вуглецю у всіх компонентах УВ-систем. Глибинні джерела виступають як генератори хвильової спрямованої еволюції процесів синтезу УВ" [21]. Дослідженнями ізотопного складу вуглецю в газово-рідких включеннях (газ, нафта, бітумоїди) встановлено не відоме раніше явище квантового розподілу ізотопного зсуву δ ¹³ С. Надходження глибинного УВ-речовини є імпульсним. Особливості його фазового стану, широкий спектр фізико-хімічних показників і властивостей відображає кілька циклів міграції в часі. Це також знаходить підтвердження в роботах [1, 22, 23].

Як вже зазначалося, одним з аргументів на користь органічної теорії походження нафти і формування родовищ УВ є співвідношення ізотопів гелію ³ Не / ⁴ Не для різних геологічних середовищ (див. табл. 2). Головним при цьому є відмінність ізотопного складу мантійних та осадочного гелію (часом на три порядки). Це твердження спростовується результатами досліджень цього співвідношення в межах Кольського півострова, де в інтрузивних ультраосновних породах співвідношення ³ Не / ⁴ Не змінюється в дуже широких межах (від 1 - 2.10 ^-8 до 3,3 10 ^-5) [24].

У магматичних породах настільки високі значення цього співвідношення раніше виявлені не були. Автори справедливо стверджують, що в даний час відсутні однозначні мітки, які свідчать про той чи інший генезисі ізотопів гелію, так як сучасний склад ізотопів є продуктом багатьох процесів: ступінь дегазації розплавів, вміст радіоактивних мінералів і тривалість їх розпаду, концентрація мігруючих ізотопів та їх втрати, збереження ізотопів, тривалість та інтенсивність постмагматіческіх процесів та багато іншого.

Це підтверджується результатами вивчення ізотопів вуглецю на півночі Західного Сибіру [25, 26]. Особливу увагу при цьому приділялося пошуку причин, що призводять до зміни δ ¹³ С вільних газів по площі і розрізу. На гігантській Надимському-Медвежій газової поклади з півночі на південь величина δ ¹³ С зростає відповідно з -52,9 ‰ до -40,8 ‰, а в межах Уренгойському поклади вниз по розрізу δ ¹³ С змінюється з -43,6 - -44 , 8 ‰ (глибина 1104 - 1150 м) до 42,6 ‰ (глибина 30 м). За розрізу газових родовищ Ямальського нафтогазоносної області (НГО) δ ¹³ С (у ‰) змінюється в такий спосіб у відкладеннях різного віку: валанжіна - -32,4; Апта - -40; альбу - -39,2; сеноман - -47,6 ; у верхній частині розрізу (глибина 15 - 150 м) у багаторічномерзлих порода (K ₂ m - b - Q) ця величина становить -70,4 - -76,8. На основі цього виділено два типи розрізу: у першому спостерігається закономірне ускладнення ізотопів вуглецю - міграційний генетичний тип, у другому - щодо постійного утримання δ ¹³ С - сінгенетіческій тип. Перший тип розрізу встановлюється на багатьох газових родовищах і інших регіонів.

Таким чином, існуючих в даний час даних явно недостатньо для однозначного вирішення питання про далях ізотопів різних газів різного генезису, і з цієї причини передчасно говорити про торжество осадово-міграційної теорії походження нафти і формування родовищ УВ на основі соотношеніяізпотопов газів.

ВИСНОВОК

1. Кількісними розрахунками та моделюванням доведено, що ні нфільтраціонное, ні елізіонное харчування не можуть формувати регіональних потоків флюїдів у латеральному напрямку. Цьому напрямку руху перешкоджає також пластово-блокове будова нафтогазоносних комплексів. Це означає, що перенесення розсіяних УВ і микронефтью напластованию порід неможливий і як наслідок неможливе формування скільки-небудь значущих скупчень ВВ за рахунок латеральної міграції.

2. Осадово-міграційна гіпотеза походження нафти поступово здає свої позиції, що проявляється: а) у розширенні меж плавної фази нефтегазообразования з глибин 1800 - 2000 м до декількох кілометрів і температур з 90 - 120 ˚ С до декількох сотень градусів, б) у додатку цієї гіпотези флюідодінаміческой концепцією, тобто визнання гідротермальної діяльності, що неминуче призведе до визнання певної ролі мантійних УВ, які вже зізнаються, але поки їм відводиться незначна роль (Б. А. Соколов), в) у визнанні того факту, що не всі осадові породи є нефтематерінскімі. Так, наприклад, результати геохімічних досліджень ОВ показали, що за УВ-біомаркерам ОВ абалакской свити і ніжневасюганской підсвіти не є джерелом нафт в горизонтах Ю _1, Ю _2, і пластах групи "Б" і "А" нижньокрейдових відкладів - ненефтематерінскіх свитках, незважаючи на їх нефтематерінскій потенціал [13, 14 і др.].

3. Існуючих в даний час даних про співвідношення ізотопів різних газів явно недостатньо для однозначного вирішення питання про генезис УВ. Спектр їх співвідношень для різних геологічних середовищ постійно розширюється.

4. Розширення спектру вихідних речовин, хімічних елементів і каталізаторів, термодинамічних умов дозволяє отримувати все більше синтезованих УВ, що наближаються за своїм складом і властивостями до природних.

5. Таким чином, основні докази осадово-міграційної гіпотези формування нафти і освіти родовищ УВ поступово розхитуються у зв'язку з новими даними, які отримуються в різних областях, і все більше підтверджень з'являється на доказ мінеральної або змішаної гіпотез формування УВ.

6. Для вирішення багатьох спірних питань і взагалі проблеми утворення нафти і формування родовищ УВ абсолютно необхідна організація моніторингу на експлуатованих родовищах. Метою такого моніторингу має бути створення тимчасових рядів, включаючи спостереження за фізичними та геохімічними властивостями нафти в процесі експлуатації, геодинамічні, гідродинамічні, Палинологические та інші види спостережень.

7. На даний момент немає відповіді на таке запитання: чому в "однакових термодинамічних умовах одні осадові відкладення, є нефтематерінскімі, а інші ні?

8. Спостерігається в даний час восполняемость експлуатаційних запасів на родовищах, відмінність геохімічних властивостей нафти в межах одного родовища свідчать не на користь осадово-міграційної гіпотези походження нафти і вимагають свого пояснення.

Список літератури

1. Дюнін В.І. Гідрогеодінаміка глибоких горизонтів нафтогазоносних басейнів. М.: Науковий світ, 2000. 471 з

2. Піковський Ю.І. Концепція нефтегазообразования: практичні наслідки як критерій оцінки / / Мат-ли Шостий межд. конф. "Нові ідеї в геології і геохімії нафти і газу. До створення загальної теорії нафтогазоносності надр". Кн. 2. М.: ГЕОС, 2002. С. 82-85.

3. Баженова О.К., Соколов ЕА. Походження нафти - фундаментальна проблема природознавства / / Тези доп. межд. конф. "Генезис нафти і газу та формування їх родовищ в Україні як наукова основа прогнозу та пошуків нових скупчень". Чернігів. 2001. С. 10-12

4. Карцев А.А., Лопатин НВ, Соколов БА., Чахмахчев В.А. Торжество органічної (осадово-міграційної) теорії нафтоутворення до кінця ХХ ст. / / Геологія нафти і газу. 2001. # 3. С. 2-5

5. Дюнін В.І., Корзун А.В., Кірюхіна ТА. Гідродинаміка глибоких горизонтів і нафтогазоносність (на прикладі північної частини Печорської западини) / / Тези Х III геологічного з'їзду Республіки КОМІ "Геологія та мінеральні ресурси Європейського Північного Сходу Росії". Сиктивкар. 1999.

6. Соколов БА. Нові ідеї в геології нафти і газу. М.: МГУ, 2001. 480 с.

7. Соколов ЕА., Конюхов А.І. Ін'єкційна геологія осадових басейнів і нафтогазоносність / / Тези доп. щорічної наукової конф. "Ломоносовський читання". М.: МГУ, 1995. С. 44

8. Коробков Ю.І. Вік вуглеводневих скупчень у зв'язку з проблемою пошуку нафтових і газових родовищ / / Мат-ли Шостий межд. конф. "Нові ідеї в геології і геохімії нафти і газу. До створення загальної теорії нафтогазоносності надр". Кн. 1. М.: ГЕОС, 2002. С. 253-255

9. Кабиш Б.П., Кабиш Ю.Б. Флюидодинамики: фактор творення або руйнування і переформування родовищ вуглеводнів / / Мат-ли Шостий межд. конф. "Нові ідеї в геології і геохімії нафти і газу. До створення загальної теорії нафтогазоносності надр". Кн. 1. М.: ГЕОС, 2002. С. 191-193

10. Чистякова Н.Ф. Термобарические аномалії як відображення формування вуглеводневої сировини (на прикладі Західно-Сибірського нафтогазоносного басейну) / / Геологія нафти і газу. 2001. № 3. С. 42-49

11. Конищів В. С, Ковтуна А.М. Нафтоносних і геодинаміка Прип'ятського палеорифт / / Мат-ли Шостий межд. конф. "Нові ідеї в гeoлогіі і геохімії нафти і газу. До створення загальної теорії нафтогазоносності надр". Кн. 1. М.: ГЕОС, 2002. С. 239-242

12. Чебаненко ШІ., Клочко В.П., Токовенко В.С., Євдощук НІ. Осадово-неорганічна теорія формування нафтових і газових родовищ / / Геологія нафти і газу. 2000. № 5. С. 50-52

13. Гордадзе Г. М., Ареф'єв О.А. Деякі суттєві невідповідності складу органічної речовини нефтематерінскіх товщ з нафти / / Мат-ли Шостий межд. конф. "Нові ідеї в геології і геохімії нафти і газу. До створення загальної теорії нафтогазоносності надр". Кн. 1. М.: ГЕОС, 2002. З. 135

14. Гордадзе Г. М., Русинова Г. В. Вуглеводні-біомаркери в продуктах м'якого термолізу АСФ ~ льтенов і смол / / Мат-ли Шостий ме ~ д. конф. "Нові ідеї в геології і геохімії нафти і газу. До створення загальної теорії нафтогазоносності надр". М.: ГЕОС, 2002. С. 137

15. Прасолов Е.М та ін Ізотопний склад вуглецю і кисню карбонатів у районах поширення підводних грязьових вулканів (Чорне море) / / Дегазація Землі: геодинаміка, геофлюіди, нафта і газ. М.: ГЕОС, 2002. С. 225-226

16. Прасолов Е.М та ін Ізотопний склад вуглецю і кисню природних карбонатних труб в районах підводного розвантаження флюїдів (Кадісській затоку, Атлантичний океан) / / Дегазація Землі: геодинаміка, геофлюіди, нафта і газ. М.: ГЕОС, 2002. С. 226-228

17. Родкіна М. В. Про похибки методики визначення внеску мантійної компоненти у складі природних УВ газів / / Мат-ли Шостий межд. конф. "Нові ідеї в геології і геохімії нафти і газу. До створення загальної теорії нафтогазоносності надр". Кн. 2. М.: ГЕОС, 2002. С. 1 30 - січень 1934

18. Краюшкін В.А. Небіотіческая нафтогазоносність надр / / Тези доп. межд. конф. "Генезис нафти і газу та формування їх родовищ в Україні як наукова основа прогнозу та пошуків нових скупчень". Чернігів. 2001. С. 16-17

19. Кулакова І.І., Руденко А.П. Фракціонування ізотопів вуглецю в його кругообігу на Землі / / Дегазація Землі: геодинаміка, геофлюіди, нафта і газ. М.: ГЕОС, 2002. С. 170-172

20. Кучер М.І. Еволюція ізотопного складу вуглецю в процесах дегазації та диференціації мантії / / Дегазація Землі: геодинаміка, геофлюіди, нафта і газ. М.: ГЕОС, 2002. С. 175-176

21. Кривошея В.А. Мінеральний синтез вуглеводнів - провідна концепція розвитку нафтогазової геології / / Тези доп. межд. конф. "Генезис нафти і газу та формування їх родовищ в Україні як наукова основа прогнозу та пошуків нових скупчень". Чернігів. 2001. С. 31-33

22. Дюнін В.І, Корзун А.В. Геологічна модель формування глибоких вод і походження родовищ вуглеводнів / / Тр. 5 межд. конф. "Нові ідеї в науках про Землю ™. М. 2001. З. 223

23. Дюнін В.І., Корзун А.В. Флюидодинамики і формування родовищ вуглеводнів. Сировинна база Росії в XXI столітті / / Мат-ли науково-практичної конф. Архангельськ. 2001. С. 55-58

24. Нівін В.А., Іжорський С.В. Ізотопи гелію як індикатори джерел і ступеня дегазації мантії при формуванні палеозойських лужних і карбонатних комплексів Кольської провінції / / Дегазація Землі: геодинаміка, геофлюіди, нафта і газ. М.: ГЕОС, 2002. С. 204-206

25. Гончаров В.С., Ежиков А.Д, Ільченко В.П. Про збереження вуглеводнів у надрах / / Мат-ли Шостий межд. конф. "Нові ідеї в геології і геохімії нафти і газу. До створення загальної теорії нафтогазоносності надр". Кн.1. М.: ГЕОС, 2000. С. 133-134

26. Гончаров В.С., Есиков А.Д, Ільченко В.П. Особливості розподілу ізотопного складу вуглецю природних газів. в родовищах півночі Західного Сибіру / / Дегазація Землі: геодинаміка, геофлюіди, нафта і газ. М.: ГЕОС, 2002. С. 303-306

27. Дюнін В.І., Корзун А.В. Рух флюїдів: походження нафти і формування родовищ вуглеводнів М.: Науковий світ, 2003. 97 з