На примере месторождений УВ Байкитской антеклизы и Катангской седловины Сибирской платформы доказывается возможность их формирования с флюидодинамических позиций [8]. Обоснованием для этого служит следующее.
С точки зрения классической осадочно-миграционной теории, предполагающей цикличность процессов нефтегазообразования, возможно существование докембрийских скоплений нефти в указанных районах[8]. Эта точка зрения противоречит представлениям о тектоническом звитии Сибирского осадочного бассейна, так как послекембрийский апповый магматизм и гидротермальные процессы привели к существенной метасоматической переработке карбонатных отложений рифея. Эти процессы "неминуемо разрушили бы залежи УВ, превратив жидкую нефть в графиты… если бы внедрение интрузий, магматических пород и термальных растворов в осадочные комплексы осуществлялось после формирования скоплений углеводородных масс, то есть в то время, когда нефть газ уже были локализованы в осадочной толще". Следовательно, возраст месторождений УВ ограничивается временем формирования неотектонических структур и "аномальных поверхностных газо- и литохимических полей, возникших в результате неоген-четвертичных флюидодинамических процессов" [8].
С флюидодинамических позиций объясняется и формирование месторождений УВ Днепровско-Донецкого авлакогена [9]. В работе делаются выводы о широких масштабах вертикальной миграции УВ, что сопровождается дополнительным конвективным прогревом осадочных толщ и активизацией вследствие этого генерации УВ из нефтематеринских свит. Вертикальная миграция осуществляется как сквозь коллектора, так и аргиллиты, покрышками служат только образования соли. Отводя преобладающую роль осадочно-миграционной теории образования нефти и формирования месторождений УВ, авторы считают необходимым признать глубинные источники генерации нефти, что объясняет закономерности размещения месторождений нефти в изучаемом ими регионе и открывает большие возможности для решения прогнозных задач поисков УВ-сырья.
В работе Н.Ф. Чистякова проводится районирование территории Западно-Сибирского НГБ по величине температурного градиента, который изменяется от 1,8 до 6,1˚С/100 м [10]. Установлен рост температур от сводов к крыльям структур и ВНК. Эти аномалии автор связывает со следующими различными стадиями формирования месторождений УВ: формирующиеся, закончившие формирование, молодые залежи (прекращение поступления УВ из омывающих залежь нагретых седиментогенных(элизионных) вод из нефтематеринских пород) и зрелая залежь. По мнению автора, элизионные воды на различных стадиях катагенеза более прогреты, чем те же воды на стадии диагенеза, т.е. на процессы формирования геотермических аномалий по площади и разрезу оказывают влияние процессы преобразования рассеянного органического вещества – генерация УВ. Чем ближе зона формирования месторождений УВ к нефтематеринским породам, тем выше температура в залежи и большее значение геотермического градиента. Новизной, по мнению автора, является то, что геотермические аномалии являются следствием химического преобразования керогена, битумоидов и глинистых минералов пород, а не наоборот, как это принято считать. Автор полагает, что вся система в разрезе мезозойских отложений Западно-Сибирского НГБ является неравновесной – переходная стадия от диагенеза к катагенезу, т.е. "изменение химических полей на стадии катагенеза вызывает изменение физических полей (температур и давлений)" [10]. Построенные карты приведённых пластовых давлений отражают сложное разнонаправленное распределение латеральных градиентов (Федоровское месторождение, пласт БС10, Сургутский район), что свидетельствует, по мнению автора, о поступлении вод элизионного происхождения с пониженной минерализацией с юго-западной стороны месторождения в направлении глинизации разреза при увеличении пластовых давлений от крыльев к сводовой части (перепад давлений 1 МПа). Это свидетельствует о молодости залежи. Поступающие, возрожденные из глинистых одновозрастных пород, воды соответствуют стадии катагенеза. В пределах одного месторождения одновременно имеются воды хлор-кальциевого типа (элизионные воды зоны протогенеза) и гидрокарбонатные натриевые воды (элизионные воды зоны катагенеза). Минерализация в этом случае меняется от 12 до 20 г/л. Аналогичное распределение приведенных давлений наблюдается на Холмогорском месторождении (от крыльев к своду – перепад давлений 1,4-2,4 МПа) при преобладающем направлении потенциального движения со стороны Юганской впадины. Минерализация подземных вод в пределах месторождения меняется от 12 до 22 г/л. Пониженная минерализация связана с гидрокарбонатными натриевыми водами, а повышенная – с хлоридными кальциевыми водами. На Салымском месторождении (недоформировавшаяся залежь) поток направлен со стороны Юганской впадины. Воды гидрокарбонатные натриевые, соответствующие зоне катагенеза, мало меняются в пределах месторождения. Воды хлоридно-кальциевого типа зоны протокатагенеза, "пришедшие в ловушку с первыми порциями УВ, уже вытеснены" [10]. Также описывается и объясняется гидрогеологическая ситуация на Северо-Хохряковском, Ем-Еговском, Уренгойском месторождениях.
Катагенетические процессы преобразования пород носят "прерывисто-непрерывный характер". Масштабы этих процессов "огромны". Неравновесное состояние взаимодействия "химических и физических полей" установлено на различных стадиях катагенеза, что "требует пересмотра устоявшихся положений о флюидодинамической системе нефтегазоносных бассейнов, формирующихся в недрах НГБ на стадии катагенеза" [10].
С флюидодинамических позиций также рассматривается нефтеносность Припятского палеорифта [11], который сформировался в герцинский этап (верхнефаменское время). В его пределах выделяется 5 мантийных разломов, по которым осуществлялся кондуктивный и конвективный теплоперенос, сопровождающийся внедрением основной и ультраосновной магмы в кору и осадочный чехол. что привело к активизации процессов генерации УВ из нефтематеринских свит. При этом на различных уровнях геологического разреза формировались главные фазы нефтегазообразования. Главный очаг нефтегазообразования тяготеет квосточной части Припятсюй впадины, где расположены основные месторождения нефти (более 60), т.е. процессы нефтегазообразования из ОВ связываются с рифтогенезом, вертикальным движением магмы, обладающей высокой температурой и активными потоками тепла, интенсифицирующими процессы образования УВ из рассеянного ОВ в нефтематеринских породах [11].
Таким образом, осадочно-миграционная гипотеза, дополненная сведениями о флюидодинамических процессах, широко используется для объяснения процессов нефтегазообразования в различных регионах. Такие примеры многочисленны.
Соображения общего характера (геологические). Наиболее обстоятельная критика осадочно-миграционной "теории" приведена в работах Ю.И. Пиковского (1986, 2002 гг.). В настоящее время как основные доказательства осадочно-миграционной, так и критика минеральной гипотезы базируется на геохимических аргументах. Но и на этом "поле битвы" появляются факты, которые интерпретируются по-разному.
Ю.И. Пиковский в своей работе 1986 г. формулирует следующие воп- росы, не имеющие ответа в рамках осадочно-миграционной теории:
1) стадии литогененеза, с которыми связано нефтеобразование; 2) источники энергии для синтеза УВ из керогена;
3) механизм образования месторождений из рассеянной микронефти;
4) формы и движущие силы миграции нефти в осадочных породах;
5) происхождение различных геохимических типов нефтей, порой в пределах одного месторождения;
6) неравномерность распределения месторождений УВ по площади распространения ОБ при повсеместном распространении нефтематеринских пород;
7) наличие залежей УВ в нижних частях осадочного чехла и в кристаллических породах фундамента, сложенного, как правило, разновозрастными породами различного генезиса, и наличие там же рассеянных УВ и углеродистых минералов, нередко заключенных в кристаллы минералов (газовожидкие включения и включение капелек нефти);
8) очевидная связь месторождений УВ с глубинными разломами;
9) невозможность объяснить наличие средних, крупных и гигантских месторождений УВ;
10) отсутствие четких критериев выделения нефтематеринских пород, за исключением рассеянной нефти, близкой по составу к обычной нефти.
Все вышеперечисленные вопросы требуют ответов, которые не найдены на протяжении десятков лет.
Анализируя две основные теории происхождения нефти и их подтверждение на практике, Ю.И. Пиковский [2] приводит интересную таблицу (табл. 1) отношений следствий, вытекающих из альтернативных теорий нефтегазообразования (органическая и минеральная), к установленным особенностям нефтегазонакопления на Земле.
В заключение автор отмечает, что существующие доказательства "торжества осадочно-минеральной теории происхождения нефти" [2] не однозначны, не решены (и, возможно, не будут решены), так же как проблемы миграции УВ и их концентрации в месторождения.
Минеральная теория лучше справляется с этими проблемами. Осадочные отложения играют главенствующую роль лишь в накоплении и сохранении месторождений УВ, сформировавшихся за счет глубинной дегазации Земли, из-за наличия в их составе покрышек различного происхождения.
Таблица1
Особенности нефтегазообразования(по Ю. И. Пиковскому, 2002г. с дополнениями В. И. Дюнина)
| Особенности нефтегазонакопления | Следует ли без дополнительных допущений данное явление из концепции нефтегазоообразования в её общем виде | |
| Приуроченность к осадочным бассейнам | Следует | Следует |
| Наличие в горных породах нефтегазоносных районов рассеянной нефти, близкой по составу к нефти в скоплениях | Следует | Следует |
| Вторичность скоплений нефти и газа в природных резервуарах | Следует | Следует |
| Возможность образования крупных скоплений углеводородов по всему разрезу осадочного бассейна, включая кристаллический фундамент, независимо от литологического состава горных пород, содержания и типа в них органического вещества | Не следует | Следует |
| Неравномерность нефтегазонакопления. Высокая плотность гигантских и сверхгигантских месторождений нефти и газа в отдельно относительно небольших районах | Не следует | Следует |
| Аномально-высокие давления в скоплениях углеводородов | Не следует | Следует |
| Относительно узкий диапазон геологического времени, близкий к современной эпохе, в котором образовались все крупные месторождения мира | Не следует | Следует |
| Связь месторождений нефти и газа с новейшими движениями земной коры, продолжение процесса нефтегазонакопления в настоящее время | Не следует | Следует |
| Приуроченность скоплений нефти и газа к крупным активизированным разломам глубинного заложения | Не следует | Следует |
| Восполняемость эксплуатационных запасов месторождений УВ | Не следует | Следует |
Приведу еще доказательства, ставящие под сомнение органическую теорию формирования нефти. "Слабость" осадочно-миграционной теории, по данным И.И. Чебаненко и др. [12], заключается в следующем: 1) в лабораторных условиях не доказана возможность преобразования органических остатков в нефтяное вещество; 2) отсутствие в нефтематеринских породах остатков ОВ, полностью не преобразованных в нефть (целлюлоза, хитин, кости и др.), а также остатков микронефти или следов ее присутствия (физическая невозможность полного завершения процессов миграции микронефти без присутствия следов ее миграции), а также месторождений нефти и газа.