Нефтяная альтернатива человечества

УДК 552.578.2 + 552.78.1 + 553.061.3 (470.21) НЕФТЯНАЯ АЛЬТЕРНАТИВА ЧЕЛОВЕЧЕСТВА П.К. Скуфьин

Г еологический институт КНЦ РАН

Аннотация

Рассмотрено положение главного полезного ископаемого планеты - нефти - в современном мире, где нефть занимает ведущее место в мировом топливноэнергетическом хозяйстве, а также составляет основу нефтехимической промышленности. Нефть детально охарактеризована как минеральное сырье. Рассмотрены ее состав и физико-химические свойства. Проанализировано распределение нефтяных залежей в недрах планеты, разведанные запасы и перспективы их наращивания. При нынешних темпах потребления нефти ее разведанных запасов хватит примерно на 40 лет, неразведанных - еще на 10-50 лет. Существенным нефтяным резервом человечества является нефть, законсервированная в битуминозных песках и в горючих сланцах. Приведены и детально охарактеризованы стадии нефтеобразующего процесса - подготовительная, главная и постумная. Проанализированы состояние и перспективы разработки газонефтяных залежей Русской Арктики, и конкретно месторождений Баренцева и Карского морей. Напрашивается вывод, что вопросы масштабного освоения нефтяных богатств Заполярья России необходимо рассматривать в дальней перспективе. Рассмотрены два существующих в научном мире альтернативных подхода к решению проблемы генезиса нефти: 1) нефть имеет биогенное происхождение. Если это так, то человечество в течение считанных десятилетий истратит нефтяные ресурсы планеты, и в мире разразится жестокий энергетический кризис; 2) нефть имеет абиогенное происхождение и непрерывно генерируется в недрах Земли. Существует и «промежуточный» подход - к образовавшейся в древние эпохи органическим путем нефти постоянно добавляется нефть, образующаяся неорганическим путем. Если второй подход справедлив, то это означает практическую неисчерпаемость запасов нефти. Приведены доводы защитников той и противоположной точек зрения. На примере гигантских месторождений нефти на шельфе Южного Вьетнама, в частности месторождения Белый Тигр с запасами 0.66 млрд т, расположенных в дислоцированных гранитах, утверждается, что сторонники абиогенного происхождения нефти имеют достаточно твердую почву под ногами. Рассмотрены также процессы генерации углеводородных флюидов и проблемы формирования газонефтяных месторождений в раннепротерозойском Печенгско-Варзугском поясе и в прилегающих северных морях.

Ключевые слова:

нефть, нефтяные месторождения, нефтедобыча, газонефтяные залежи, генезис нефти, углеводородное сырье, углеводородные флюидные потоки, Русская Арктика, Печенгско-Варзугский пояс, Баренцево и Карское моря.

Состояние проблемы

Нефть в современном мире

Последние десятилетия проходят под знаком все возрастающего потребления важнейшего полезного ископаемого Земли - нефти. Нефть лежит в основе всех проблем экономики и политики богатейших и беднейших стран мира, нефть провоцирует начало всех финансово-экономических кризисов мира и помогает человечеству находить пути выхода из этих кризисов, нефть начинала все вооруженные конфликты последних десятилетий и заканчивала их, нефть тотально влияет на повседневную жизнь любого человека нашей планеты - и пресыщенного благами мира миллиардера, и голодного неграмотного крестьянина. Трагизм ушедшего XX века с его гекатомбами человеческих жертв и разгулом тоталитаризма всех мастей тоже имеет нефтяную подкладку. Образно говоря, вся жизнь нашей планеты в прошедшем столетии окрашена в цвет этого на вид невзрачного, маркого минерального сырья. Нефть занимает ведущее место в мировом топливно-энергетическом хозяйстве, а также составляет основу нефтехимической промышленности. Ее доля в общем потреблении энергоресурсов непрерывно растет [1]: 3% в 1900 г., 5% перед Первой мировой войной (1914-1918 гг.), 17.5% накануне Второй мировой войны (1939—

1945 гг.), 24% в 1950 г., 41.5% в 1972 г., 48% в 2004 г. Мировая добыча нефти удваивается каждое десятилетие. Разведанные запасы нефти составляют (на 2004 г.) 210 млрд т (1200 млрд баррелей), неразведанные - оцениваются в 52-260 млрд т (300-1500 млрд баррелей). За 30 лет мировые разведанные запасы нефти выросли примерно в 2 раза, но и потребление нефти за последние 35 лет выросло с 20 до 30 млрд баррелей в год - 3.8 млрд т (ежедневная добыча 90.0 млн баррелей). Нефтяные месторождения классифицируется на мелкие - до 10 млн т запасов нефти; средние - 10100 млн т (Кумколь, Верхне-Тарское); крупные - 100-1000 млн т (Каламкас, Пенглай, Правдинское, Статфьорд); гигантские - 1-5 млрд т (Тенгиз, Самотлор, Ромашкино); уникальные - более 5 млрд т (Аль-Гавар, Бурган). Крупнейшими нефтяными месторождениями в мире являются Аль-Гавар (Саудовская Аравия, запасы 12 млрд т, год открытия - 1948), Бурган (Кувейт, запасы 10 млрд т, год открытия - 1938), Сафания-Хафджи (Саудовская Аравия, Кувейт, запасы 6.5 млрд т, год открытия -1951), Эр-Румайла с Западной Курной (Ирак, Кувейт, запасы 6.4 млрд т, год открытия - 1953), Кашаган (Казахстан, запасы 4.8 млрд т, год открытия - 2000). Наибольшими запасами нефти обладает Саудовская Аравия: 280 млрд баррелей на 2011 г. (19% от мировых запасов нефти). В России запасы нефти оцениваются в 80 млрд баррелей (2011 г.). Таким образом, при нынешних темпах потребления нефти в мире, ее разведанных запасов хватит примерно на 40 лет, неразведанных - еще на 10-50 лет. Следует отметить, что существенным нефтяным резервом человечества является нефть, законсервированная в битуминозных песках и в горючих сланцах. Запасы нефти только в битуминозных песках Канады и Венесуэлы составляют 1.7 и 2.0 трлн баррелей соответственно [1], при ежедневной добыче 1.12 и 1.0 млн баррелей соответственно (2010 г.). Таким образом, хотя запасы битуминозных песков огромны, добыча нефти из них в обозримом будущем будет составлять всего несколько процентов от мировых потребностей нефти. Проблема в том, что существующие технологии добычи нефти из битуминозных песков требуют большого количества пресной воды и суммарных энергозатрат, составляющих (по некоторым оценкам) около 2/3 энергетического потенциала добытой таким образом нефти. Горючие сланцы содержат 2.8-3.3 трлн баррелей извлекаемой нефти. Согласно исследованию компании RAND [1], производство нефти из сланцев в США становится прибыльным при цене 70-95 долларов за баррель. Этот порог пройден в 2007 г. Серьезной проблемой опять же является неэкологичность производства нефти из сланцев. Так, австралийский проект по производству нефти из сланцев был закрыт в 2004 г. благодаря усилиям движения Гринпис. Чтобы упростить экспорт нефти, вводятся ее стандартные сорта, в связи с различным составом нефти (с учетом содержания серы, наличия примесей и пр.), в зависимости от группы месторождений. Стандартом для цен служит нефть сортов WTI и Light Sweet (для США), Brent (для рынков Европы и стран ОПЕК). Для России стандартными сортами нефти является тяжелая нефть Urals и легкая Siberian Light.

Несмотря на то, что нефть встречается в осадочных породах всех геологических периодов, ее месторождения распределены по земному шару крайне неравномерно. На территории бывшего СССР еще в XIX в. было открыто одно из крупнейших месторождений в мире на Апшеронском полуострове

полушарие богато нефтью, а Восточное — газом. По американским данным, за полярным кругом может находиться не менее 30% неразведанных мировых запасов газа и 13% нефти. Правда, большая их часть лежит не на суше (84%). На российские территории из ожидаемых 90 млрд баррелей нефти и 50 трлн м3 газа приходится около 30 млрд баррелей нефти и 33 трлн м3 газа соответственно. В одном только Баренцевом море американские специалисты насчитали 11 млрд баррелей нефти, что по текущим ценам эквивалентно 1.25 трлн дол. Что касается газа, то его в наших северных морях

11 трлн м3 — на внешнем рынке за такой объем можно получить еще 3.35 трлн дол. (в 2010 г. средняя цена «Газпрома» на газ по Европе составляла 305 дол. за тыс. м3) [2]. Учитывая, что тот же «Газпром» продал в 2011 г. около 140 млрд м3, можно подсчитать, что запасов одного только региона Баренцева моря хватит почти на 80 лет. Эти оценки касаются только самого факта наличия запасов — геологи не берутся оценивать вопросы сложности добычи и прочие риски, а они есть — границы в Арктике по-прежнему спорные, стоимость работ подсчитать тоже затруднительно. Да и технологии извлечения полезных ресурсов для Арктического Севера еще не разработаны. Суровая погода требует, чтобы оборудование было разработано специально, с учетом эксплуатации в экстремально холодном климате. У американцев их рукотворный остров на Аляске — буровая установка NorthStar — обошелся в 686 млн дол. Первый заместитель начальника департамента по добыче газа и нефти «Газпрома» Н. Кабанов сообщил, что к бурению первой эксплуатационной скважины на Приразломном месторождении в Печорской губе Баренцева моря холдинг приступил в конце 2011 г., когда на воду была спущена платформа «Приразломная» [2]. За первый квартал 2012 г. будет пробурено 40 эксплуатационных скважин, добыча нефти — во втором квартале 2012 г., а к 2019 г. планируется выйти на пиковую добычу нефти в 6.6 млн т в год. Разработка нефти на Приразломном нефтяном месторождении станет первым экспериментом России по добыче углеводородов на Арктическом шельфе. По разным оценкам, полный ввод в эксплуатацию платформы «Приразломной» обойдется около 4 млрд дол. Кроме того, проект необходимо обеспечить инфраструктурой — строятся два танкера стоимостью по 120 млн дол. каждый, два ледокола и береговая база. Но это — только начало. В марте 2011 г. «Газпром» объявил о новой концепции, нацеленной на добычу более 200 млрд м3 газа и около 10 млн т нефти в Баренцевом и Карском морях с 2030 г. Концепцию обновили с учетом получения компанией новых лицензий. Для выполнения этих планов, как отметил академик РАН, президент ЦНИИ КМ «Прометей» И. Горынин [2], нужно построить еще 10 платформ, аналогичных «Приразломной». При ориентировочной стоимости каждой в 3—4 млрд дол. это означает, что на освоение мурманского сектора Арктики будет потрачено не менее 30 млрд дол., не считая неизбежных затрат на инфраструктуру. Остаются нерешенными вопросы доставки углеводородного топлива и экологические риски — очевидно, что аварий не избежать, и ликвидировать их последствия будет гораздо труднее, чем в более благоприятном климате. В целом, мнения экспертов по вопросу освоения Русской Арктики достаточно осторожные. Опытные специалисты считают, что вопросы масштабного освоения нефтяных богатств Заполярья России необходимо рассматривать в дальней перспективе.

Нефть как полезное ископаемое

Нефть (от персидского «Нефт» - воспламеняться) - природная горючая жидкость, состоящая из сложной смеси углеводородов и некоторых других органических соединений. По цвету нефть бывает красно-коричневой, иногда почти черной, хотя встречается и слабо окрашенная в желто-зеленый цвет и даже бесцветная нефть. По химическому составу и происхождению нефть близка к естественным горючим газам, озокериту, а также асфальту. Эти ископаемые объединяют под общим названием — петролиты, которые относят к еще более обширной группе так называемых каустобиолитов — горючих минералов преимущественно биогенного происхождения. Плотность нефти 0.65—1.05 г/см3. В промышленности нефть, плотность которой ниже 0.83 г/см3, называется легкой, 0.831—0.860 г/см3 — средней, выше 0.860 г/см3 — тяжелой. Плотность нефти, как и других углеводородов, сильно зависит от температуры и давления. Нефть содержит большое число разных органических веществ и поэтому характеризуется не температурой кипения, а температурой начала кипения жидких углеводородов (обычно >28 °С, реже >100 °С в случае тяжелой нефти) и фракционным составом — выходом отдельных фракций, перегоняющихся сначала при атмосферном давлении, а затем под вакуумом в определенных температурных пределах, как правило, до 450—500 °С (выкипает ~ 80% объема пробы), реже 560—580 °С (выкипает до 90—95%). Температура кристаллизации нефти — от -60 до +30 °С и зависит преимущественно от содержания в нефти парафина (чем его больше, тем температура кристаллизации ниже) и от наличия легких фракций (чем их больше, тем эта температура выше).

Удельная теплоемкость нефти 1.7—2.1 кДж/(кгК); удельная теплота сгорания — 43.7—46.2 МДж/кг; диэлектрическая проницаемость 2.0—2.5; электрическая проводимость (удельная) от 2-10 10 до

0.3-10 18 Ом ^см 1. Нефть — легковоспламеняющаяся жидкость, температура вспышки от -35 до +121 °С (зависит от фракционного состава и содержания в ней растворенных газов). Нефть растворима в органических растворителях, в обычных условиях она не растворима в воде, но может образовывать с ней стойкие эмульсии. В промышленности для отделения от нефти воды и растворенной в ней соли проводят обезвоживание и обессоливание нефти. В химическом аспекте нефть представляет собой смесь около 1 тыс. индивидуальных веществ, из которых большая часть — жидкие углеводороды (> 500 веществ или обычно 80—90% по массе) и гетероатомные органические соединения (4—5%), преимущественно сернистые (около 250 веществ), азотистые (> 30 веществ) и кислородные (около 85 веществ), а также металлоорганические соединения (в основном ванадиевые и никелевые); остальные компоненты — растворенные углеводородные газы (от десятых долей до 4%), вода (от следов до 10%), минеральные соли (главным образом, хлориды — до 0.1 — 4 тыс. мг/л и более), растворы солей органических кислот и др., а также механические примеси. В основном, в нефти представлены парафиновые (обычно 30—35, реже 40—50% по объему) и нафтеновые (25—75%) соединения. В меньшей степени — соединения ароматического ряда (10—20, реже 35%) и смешанного, или гибридного, строения (например, парафино-нафтеновые, нафтено-ароматические и др.). Класс углеводорода, по которому нефти дается наименование, должен присутствовать в количестве >50%. Если в нефти присутствуют углеводороды других классов, и один из классов составляет не менее 25% по объему, выделяют смешанные типы нефти: метано-нафтеновые, нафтено-метановые, ароматическо-нафтеновые, нафтено-ароматические, ароматическо-метановые и метаноароматические; в них первого компонента содержится более 25%, второго — более 50%. Элементный состав нефти (%): С — 82—87; Н — 11—14.5; S — 0.01—6 (редко до 8); N — 0.001—1.8; О — 0.005—0.35 (редко до 1.2) и др. Всего в нефти обнаружено более 50 элементов. Так, наряду с упомянутыми элементами, в нефти присутствуют V (10-5—10-2%), № (10-4—10-3%), С1 (от следов до 2*10-2%) и др. Содержание указанных соединений и примесей в нефти разных месторождений колеблется в широких пределах, поэтому говорить о среднем химическом составе нефти можно только условно. В России нефть классифицируют по содержанию серы на малосернистую (до 0.5% S), сернистую (0.5—2% S) и высокосернистую (свыше 2% S). В структуре мирового потребления нефти преобладают малосернистые разновидности, но около 1/3 добычи составляет нефть с содержанием S более 1%.

Сегодня нефть для человечества является важнейшим полезным ископаемым. Нефть обнаруживается вместе с газообразными углеводородами на глубинах от десятков метров до 5—6 км. Однако на глубинах свыше 4.5—5 км преобладают газовые и газоконденсатные залежи с незначительным количеством легких фракций. Максимальное число залежей нефти располагается на глубине 1—3 км. На малых глубинах и при естественных выходах на земную поверхность нефть преобразуется в полутвердый асфальт, битумы и битуминозные пески. Литологи, сторонники органического происхождения нефти, считают, что нефть — результат литогенеза и представляет собой жидкую гидрофобную фазу продуктов захоронения органического вещества (керогена) в водно-осадочных отложениях. Нефтеобразование — стадийный, весьма длительный (обычно много млн лет) процесс, начинающийся еще в живом веществе. Этот процесс распадается на ряд стадий. Подготовительная стадия характеризуется образованием в осадках под влиянием биокаталитических факторов диффузно рассеянной «микронефти». Считается, что основным исходным веществом биогенной нефти является планктон, обеспечивающий накопление в осадках органического вещества сапропелевого типа, с высоким содержанием водорода (благодаря наличию в керогене алициклических и алифатических молекулярных структур). Такие породы становятся потенциально нефтематеринскими. Обычно это глины, реже карбонатные и песчано-алевритовые осадки. При погружении эти осадки достигают верхней половины зоны мезокатагенеза, где начинается главная стадия нефтеобразования и действует главный фактор нефтеобразования — длительный прогрев от 50оС и выше. В главную стадию в результате битуминизации генерируется основная масса микронефти, происходит ее созревание и сближение по составу с собственно нефтью. Верхняя граница этой главной зоны — 1.3—1.7 км, при геотермическом градиенте 4 оС/100 м; 2.7—3 км, при градиенте 2 оС/100 м, и фиксируется сменой буроугольной степени углефикации органического вещества каменноугольной. Усиливается термокаталитический распад полимерлипоидных компонентов керогена. Образуются в большом количестве нефтяные низкомолекулярные углеводороды (С5—С^), нетипичные для первой, подготовительной стадии. Эти углеводороды, дающие начало бензиновой и керосиновой фракциям нефти, резко увеличивают подвижность

микронефти, одновременно заметно снижается сорбционная емкость нефтематеринских пород, в которых возрастает внутреннее давление на фоне выделения воды при дегидратации глин. В результате усиливается перемещение микронефти, с последующей ее миграцией по породам, допускающим свободное перемещение нефти и газов, так называемым коллекторам. Заключающие нефть горные породы обладают высокой пористостью и достаточной для ее перемещения проницаемостью. Пористость коллекторов зависит от степени отсортированности зерен, их формы и укладки, а также от наличия межзернового цемента. Проницаемость определяется размером пор и их сообщаемостью. Главнейшими коллекторами нефти являются пески, песчаники, конгломераты, трещиноватые и брекчированные доломиты и известняки, а также и другие хорошо проницаемые горные породы, заключенные среди таких слабопроницаемых пород, как глины или гипсы. При благоприятных условиях коллекторами могут быть трещиноватые метаморфические и изверженные породы. Когда толщи, заключающие нефтеносные пористые пласты, под действием тектонических процессов теряют горизонтальное положение и становятся наклонными или изогнутыми в складки, нефть, вследствие своего малого удельного веса, а также гидравлических причин, устремляется из пониженных участков вверх, к зонам наивысшего поднятия, в так называемые ловушки. Каждая нефтяная залежь формируется в ловушке, накопившей мигрировавшую нефть и газ и сохранявшей их длительное время. В нефтяной геологии выделяется 3 основных типа ловушек: замкнутые, полузамкнутые и незамкнутые (рис. 1). Первые 2 типа связаны с первичным выклиниванием (стратиграфическое несогласие, тектоническое экранирование) коллекторов, и поэтому называются ловушками выклинивания. Незамкнутые ловушки являются гидравлическими - в них газонефтяная смесь удерживается в сводовой части антиклинального перегиба слоев (распространенный тип залежей нефти) или выступа подземного рельефа (например, захороненного рифа).

Рис. 1. Залежи нефти в гидравлически незамкнутых (1-3) и замкнутых (4-6) ловушках: 1 -

пластовые сводовые залежи; 2 -массивная сводовая залежь; 3 -залежь в выступе, первичного (например, рифа) или вторичного (эрозионного); 4 - залежь,

экранированная стратиграфичес-ким несогласием; 5 - залежь в ловушке первичного (фациального,

литологического) выклинивания

коллектора; 6 - тектонически

экранированная залежь

Нефть может перемещаться как по заключающим ее пористым породам, так и по тектоническим трещинам, секущим эти породы. При миграции по коллекторам в ловушки нефть всегда

перемещается вверх, в зону более низких давлений и температур, поэтому ее максимальные запасы

накапливаются на несколько меньших глубинах, чем глубина зоны главной стадии

нефтеобразования, нижняя граница которой соответствует уровню, на котором органическое вещество достигает степени углефикации, свойственной коксу. Обычно эта граница проходит на глубине 3-6 км. Некоторые геологи полагают, что нефть мигрирует на малые расстояния, другие допускают миграцию ее на большие расстояния, измеряемые десятками и сотнями километров. Различны мнения также и по вопросу о том, в каком состоянии мигрирует нефть - в виде жидкости или в виде газа. Советским ученым-нефтяником М.А. Капелюшниковым [3] экспериментально показано, что при наличии газа и достаточного давления нефть можно перевести в газовую фазу и извлечь из пористой среды даже пленочную и капиллярную нефть, которую обычными способами получить не удается. Эти исследования подтверждают вероятность миграции нефти также и в газовом состоянии и выделения ее при пониженном давлении в виде жидкости. И наконец, имеется еще так называемая постумная стадия, когда резко возрастает накопление низкомолекулярных углеводородов, обусловливающее образование легкой газорастворенной нефти - газоконденсата.

Обычно нефть в залежи сопровождается водой, которая ограничивает залежь вниз по падению

слоев, либо по всей ее подошве. Кроме того, в каждой залежи нефти вместе с ней находится так

называемая пленочная, или остаточная вода, обволакивающая частицы пород (песков) и стенки пор. В верхних частях нефтяной залежи иногда сосредоточивается газ («газовая шапка»). При добыче нефти скважинами не удается целиком извлечь всю нефть из залежи, значительное количество ее остается в недрах земной коры. Для более полного извлечения нефти применяются специальные приемы, из которых главным является метод искусственного заводнения. Нефть в залежи всегда находится под давлением воды или газа, вследствие чего вскрытие залежи, особенно вначале, сопровождается риском фонтанных выбросов нефти, воды и газа.

Обязательное условие нефтеобразования - выделение крупных нефтегазоносных бассейнов в целях нефтегазогеологического районирования территорий и акваторий. Такие бассейны сильно варьируют по размерам - от нескольких тысяч до нескольких млн км2, однако около 80% этих структур имеет площадь от 10 до 500 тыс. км2. В настоящее время установлено около 400 таких бассейнов, из них промышленно нефтегазоносными являются 160 бассейнов. В пределах нефтегазоносных бассейнов выделяют нефтегазоносные области, районы и зоны. Отдельное нефтяное месторождение является основной низшей единицей нефтегазогеологического районирования и представляет собой совокупность залежей нефти на определенной территории. Обычно занимает несколько сотен квадратных километров, для добычи используются нефтяные скважины, которые возводятся в результате бурения. В мире известно около 35 тыс. месторождений нефти (2003 г.), из них 15-20% - газонефтяные. Распределение месторождений по запасам подчинено закону, близкому к логнормальному. На долю месторождений с общими геологическими запасами каждого свыше 3 млн т (извлекаемые запасы нефти обычно составляют 1/4-1/2 геологических) приходится лишь около 15% всех месторождений, из них более 400 находятся в зоне шельфа. Примерно 85% мировой добычи нефти дают 5% разрабатываемых месторождений, среди них в 2008 г. насчитывалось 32 гигантских, с начальными извлекаемыми запасами каждого более 0.5 млрд т. В настоящее время месторождения нефти выявлены на всех континентах, кроме Антарктиды, и на значительной площади прилегающих акваторий.

Долгое время нефтяная практика имела дело лишь с месторождениями, связанными с горными районами, в формировании которых ведущая роль принадлежала складчатым процессам, и основным типом месторождений были нефтяные месторождения в антиклинальных структурах. В СССР в 1920-1930 гг. впервые в мировой практике были открыты нефтяные месторождения, связанные прежде всего со стратиграфическими особенностями нефтегазоносных провинций и с их литологией. Быстрое распространение нефтеразведочных работ во всем мире после Первой мировой войны показало, что нефтяные месторождения можно встретить не только на периферии горных сооружений, но и на равнинных платформенных территориях. Дальнейшее развитие разведочных работ в СССР и в США завершилось открытием залежей, связанных с соляными куполами, приподнимающими, а иногда и протыкающими осадочные толщи. В связи с возможным неорганическим происхождением нефти в последние годы уделяется большое внимание поискам нефтяных месторождений в зонах крупных глубинных разломов (гигантское нефтяное месторождение Белый Тигр во Вьетнаме в тектонизированных и брекчированных гранитах). По тектоническому строению среди нефтегазоносных бассейнов различают внутриплатформенные (около 30%), внутрискладчатые (около 35%), складчато-платформенные (краевых прогибов) - около 15%, периокеанические платформенные (около 15%) и др. Ниже дается подсчет добытой до 2000 г. нефти за весь период добычи по отдельным геологическим системам. Из третичных отложений было добыто 53% общего количества нефти, причем из отложений плиоцена получено 20% нефти и миоцена — 21%. Из отложений мезозойского возраста добыто 17% нефти, причем наибольшее количество этой добычи (15.5%) приходится на меловые отложения. На палеозойские слои приходится в общей сложности 30% нефти; из них пермские и каменноугольные отложения дали 20% нефти, девонские — 3%, ордовикские - 5% и кембрийские — 1%. Из верхней трещиноватой части докембрийских пород добыто всего 0.004% нефти. В СССР наибольшее количество нефти добывалось из отложений плиоцена и девона. Сторонники неорганического происхождения нефти считают, что значительное количество нефти в молодых фанерозойских породах является эндогенной, мантийной по происхождению, и проникла в верхние горизонты земной коры в более поздние эпохи благодаря высокой миграционной способности нефти. В частности, утверждается (с системой доказательств «неорганистов» познакомимся ниже), что к образовавшейся в древние эпохи органическим путем нефти постоянно добавляется нефть, образующаяся неорганическим путем. Если гипотеза верна, то это означает практическую неисчерпаемость запасов нефти.

До начала XVIII в. нефть преимущественно использовалась в натуральном, то есть непереработанном и неочищенном виде. Большое внимание на нефть в качестве полезного ископаемого было обращено только после того, как в 1823 г. на нефтеперегонном заводе крепостных крестьян братьев Дубининых вблизи Моздока из нефти был выделен керосин - осветительное масло, подобное фотогену, уже в то время вырабатывавшемуся из некоторых видов каменных углей и сланцев и получившему широкое распространение. Эти талантливые самородки впервые в мире построили нефтеперегонный завод с кубами периодического действия. Из 40 ведер нефти, заливаемой в куб, они получали 16 ведер керосина. В дальнейшем на протяжении полувека на нефтеперегонных заводах наблюдался лишь рост числа кубов и их объема. Однако кубы периодического действия не обеспечивали надежного разделения нефти на фракции. На необходимость непрерывной перегонки нефти указывал Д.И. Менделеев. И лишь в 1886 г.

В.Г. Шухов разработал такой аппарат. Основные технические принципы, заложенные в его конструкцию, используются и в современных нефтеперегонных установках. За рубежом тоже не дремали. В 1866 г. Дж. Юнг в Великобритании взял патент на способ получения керосина из тяжелых нефтей при перегонке под давлением. Этот способ перегонки был назван крекингом (от английского cracking - буквально «расщепление»). К 1869 г. Юнг довел давление на крекинг-установке до 3.8 ат и получал из различных нефтей до 30-60% керосина, в то время как при обычной перегонке удавалось извлекать лишь 3-20%. Широкому использованию переработанной нефти способствовал возникший в это время новый способ добычи нефти с помощью буровых скважин вместо колодцев. Первая в мире добыча нефти из буровой скважины состоялась в 1848 г. на Биби-Эйбатском месторождении вблизи Баку. Начало развития нефтяной промышленности обычно связывают именно с моментом появления механического бурения скважин на нефть, что произошло в 1859 г. в США. В России первые скважины на нефть были пробурены на Кубани в 1864 г. А.Н. Новосильцевым, и в 1866 г. одна из них дала нефтяной фонтан с начальным дебитом 190 т нефти в сутки. В начале ХХ в. Россия занимала первое место в мире по нефтедобыче, которая в 1901 г. составляла 11.9 млн т. Интенсивное развитие автомобильной и авиационной промышленности в развитых странах дало мощный толчок развитию нефтяной индустрии. Вся добываемая в мире нефть стала извлекаться из недр посредством буровых скважин, закрепленных стальными трубами высокого давления. Для подъема нефти и сопутствующих ей газа и воды на поверхность была разработана герметичная система подъемных труб, механизмов и запорной аппаратуры, рассчитанная на работу с давлениями, соизмеримыми с пластовыми. В 1891 г. В.Г. Шухов разработал крекинг-установку, в которой нагревание нефти происходило в трубах при ее принудительной прокачке. Это инженерное решение было широко подхвачено в США У. Бартоном и др. при сооружении нефтеперегонных заводов. В современном промышленном производстве нефть подвергают высокотемпературному крекинг-процессу, при котором получают различные виды моторного топлива, реактивное топливо, осветительный керосин, дизельное топливо, мазут. Различают 2 основных вида крекинга: термический, осуществляемый при действии высокой температуры и давления; и каталитический, происходящий при одновременном воздействии высокой температуры, давления и катализаторов. Термический крекинг проводят при 450-550 оС и давлении 4-6 МПа. Каталитический крекинг осуществляют при 450-530 оС, давлении до 0.37 МПа, в присутствии катализаторов -алюмосиликатов. Для переработки нефти с высоким содержанием сернистых и смолистых веществ применяют каталитический крекинг при 330-450 оС, под давлением водорода 5-30 МПа (т.н. гидрокрекинг). После отгонки из нефти топливных и масляных фракций в остатке получают черную смолистую массу - т.н. гудрон, который используют для получения нефтяных битумов и как дорожно-строительный материал.

Генезис нефти - альтернативный подход

На протяжении многих столетий лучшие умы человечества пытались решить мучившую их сложную и запутанную проблему - что они видят перед собой - продукт многофазных изменений изначально живого органического вещества или же мобильного эндогенного посланца абиссальных земных глубин. Пытливые умы разных времен и народов по-разному отвечали на этот вопрос. В ранний период начального становления естественных наук считалось (Агрикола, 1546 г.), что и нефть, и каменный уголь имеют неорганическое происхождение, причем уголь образуется за счет сгущения и затвердевания нефти. М.В. Ломоносов в своем классическом труде «О слоях земных» (1763 г.) высказал мысль, что нефть имеет дистилляционное происхождение за счет возгонки того же органического вещества, которое сформировало пласты каменного угля. В связи с развитием

нефтяной промышленности в XIX веке решить проблему, которая напрямую была связана с выработкой поисковых признаков на обнаружение крупных нефтяных залежей, пытались многие исследователи в развитых государствах всего мира. В 1866 г. французский химик М. Бертло высказал предположение, что нефть образуется в недрах Земли при воздействии углекислоты на щелочные металлы. В 1871 г. французский химик Г. Биассон выступил с идеей о происхождении нефти путем взаимодействия H2O, CO2, H2S с раскаленным железом. В 1877 г. Д.И. Менделеев предложил минеральную (карбидную) гипотезу происхождения нефти, согласно которой образование этого вещества связано с просачиванием воды в глубины Земли по разломам и с воздействием ее на «углеродистые металлы» (карбиды), в результате чего образуются углеводороды и окись железа. В 1889 г. В.Д. Соколов предложил гипотезу космического происхождения нефти. Согласно этой гипотезе, исходным материалом для возникновения нефти служили углеводороды, содержавшиеся в газовой оболочке Праземли еще во время ее становления из планетезимали. По мере остывания Земли углеводороды были поглощены расплавленной магмой. Затем, с формированием земной коры, углеводороды мигрировали в осадочные породы в газообразном состоянии, конденсировались в этих породах и образовали залежи нефти. В середине ХХ в. в СССР (Н.А. Кудрявцев, В.Б. Порфирьев, Г.Н. Доленко и др.) и за рубежом (англичанин Ф. Хойл и др.) возрождают гипотезы неорганического (космического, магматогенного) происхождения нефти. Однако на шестом (1963 г.), седьмом (1967 г.) и восьмом (1971 г.) международных нефтяных конгрессах неорганические гипотезы не получили поддержки. Сторонники альтернативной, биогенной гипотезы происхождения нефти указывали на тесную связь нефти с сапропелевым органическим веществом в осадках. Впервые «сапропелевую» гипотезу высказал немецкий ботаник Г. Потонье в 1905 г. В дальнейшем ее развивали крупные русские и советские ученые - В.И. Вернадский, И.М. Губкин, Н.Д. Зелинский, а за рубежом - американцы Э. Ортон, П. Траск и Дж. Ньюберри, немецкие ученые К. Энглер, П. Мюллер и др. Изучение распределения стабильных изотопов углерода (CJ2, CJ3) в нефти, органическом веществе пород и в организмах [4] также говорит в пользу органической природы нефти. Веские доказательства биогенной природы нефти были получены в результате детального изучения эволюции молекулярного состава углеводородов и их биохимических предшественников (прогениторов) в исходных организмах, в органическом веществе осадков и горных пород и в различной нефти из нефтяных залежей. В 1934 г. в асфальтах, битумах и каменных углях были обнаружены порфирины, которые входят в молекулу хлорофилла и других органических пигментов. В середине ХХ в. трудами коллективов исследователей разных стран нефтяные углеводороды были установлены в современных осадках водоемов различного типа. Важным фактом явилось обнаружение в составе нефти хемофоссилий - своеобразных, сложно построенных молекулярных структур биогенной природы, унаследованных целиком или в виде фрагментов от органического вещества.

На первый взгляд, сторонники биогенной гипотезы происхождения нефти выстроили несокрушимый бастион доказательств истинности своих позиций. Однако в своей последней статье академик РАН А.А. Маракушев [5], последовательный «неорганист» в вопросе генезиса нефти, последовательно и убедительно опровергает все утверждения своих противников. По современным данным, эндогенные молекулярно тяжелые углеводороды по изотопному составу углерода являются производными этана (C2H6) и отличаются от углеводородов осадочных пород, углерод которых закономерно утяжеляется с увеличением молекулярного веса (С]<СП), в то время как в эндогенных углеводородах изотопный состав углерода постоянен (C2 = Сп). По изотопии углерода, углеводороды осадочных пород аналогичны так называемым термогенным углеводородам, возникающим при повышении температуры за счет погребенной биомассы микроорганизмов, содержащихся в осадочных породах. Но термогенные углеводороды могут привноситься в осадочные толщи гидротермальными растворами глубинных магматических очагов, создающими термические аномалии. Сочетанием этих типов углеводородов, различающихся по изотопии углерода, определяется гетерогенность углеводородных залежей в осадках. В работе [6] на основе данных по изотопии углерода (С1-С4) доказывается термогенная природа углеводородов газовых месторождений Онтарио, но допускается смешение их с эндогенными углеводородами. При этом делается вывод о второстепенной роли эндогенных углеводородов в формировании углеводородных залежей в осадочных толщах. Однако высказывается противоположное мнение: «нефть образуется главным образом в результате абиогенных процессов» [7]. Многолетняя дискуссия о происхождении нефти не утратила своей остроты и проходит нередко с ожесточенностью, аналогичной накалу страстей в споре магматистов с трансформистами о происхождении гранитов.

Весомыми аргументами в пользу эндогенного происхождения нефти служат обильные поступления углеводородов на океаническое дно вдоль глобальной системы рифтов Мирового океана, причем без всякой связи с осадочными образованиями. Показательно также присутствие нефтяных проявлений в кимберлитах алмазоносных трубок, притом что изотопный состав молекулярно тяжелых эндогенных углеводородов кимберлитов и океанических образований задается этаном (С2Н6), тогда как термогенный углерод осадков утяжеляется в последовательности (С1-Сп). Органические соединения, традиционно считающиеся биомаркерами в нефтях, углях и черных сланцах, обладают стехиометрической изомерией с преобладанием определенных энантиомеров. Фундаментальной характеристикой жизни является гомохиральность молекул, образующих структуру организмов, и этот факт является главным аргументом сторонников биогенной нефти. Однако все биомаркеры, проявляющие гомохиральность, могут являться производными биосинтеза микроорганизмов, обитающих в нефти, которая является превосходной питательной средой. Гомохиральность обнаружена также в метеоритах, например в метеорите Murchison обнаружен значительный избыток L-энантиомеров аминокислот. Кроме того, синтез органических соединений в пламени плазмы приводит к гомохиральности стереоизомеров [8]. Таким образом, происхождение гомохиральности стереоизомеров в нефтях, углях и углеродистых сланцах может быть обусловлено самыми разнообразными причинами. К признакам эндогенной природы нефти относится ее металлоносность, иногда приобретающая практическое значение. Особенно характерны в этом отношении нефти ванадиевого типа. Например в США 2/3 производства ванадия связано с его получением из нефти. В ванадиеносных нефтях содержание V доходит до 130 г/т, причем в процессе дегазации нефти в образовавшихся битумах содержание V доходит до 520 г/т [9]. В составе нефти обычно доминируют V, Ni и Zn. По преобладанию в нефти одного из этих металлов выделяют геохимические типы нефти (ванадиевый, никелевый и цинковый), и не только в отдельных месторождениях, но и в целых нефтяных провинциях. Аналогичный парагенезис этих металлов обнаружен в эндогенных битумах кимберлитов, где металлоносные битумы наблюдаются в виде прожилков и жеод [10]. Ванадиевый тип нефти коррелируется в геохимическом и металлогеническом аспектах с углеродистыми «черными» сланцами, среднее содержакние ванадия в которых (205 г/т) почти вдвое выше, чем в бедных углеродом осадках (110 г/т). Специально изучавший этот вопрос Я.Э. Юдович [11] пишет: «Концентрационная функция живого вещества в отношении ванадия не могла создать его аномалии в черных сланцах». Этот привнос ванадия из глубины свидетельствует о прямой связи образования черных сланцев с генерацией нефти, что подчеркивается и наличием так называемых «нефтяных сланцев». Однако в отличие от нефтяных залежей, расположенных на глубине под значительным давлением, «нефтяные сланцы» залегают у поверхности и отражают подъем нефти до приповерхностных слоев осадочных депрессий, когда низкое давление допускало селективную миграцию из нефти водорода, с образованием свойственных черным сланцам тяжелых углеродистых веществ (в том числе шунгита). Геохимическое родство черных сланцев и нефти ванадиевого типа, богатых многими рудными металлами, прослеживается и в историческом аспекте: в геолгической истории самое масштабное накопление ванадия происходило в меловых черных сланцах [11], в которых среднее его содержание равно 590 г/т. Это коррелируется по времени с максимумом нефтеобразования (в России 71% запасов составляет нефть мелового возраста [9]). Подобная корреляция отражает связь нефтеобразования с эволюцией земного ядра [5], для которого меловое время отличалось резким снижением инверсии магнитного поля. Оно порождалось усилением дегазации ядра, что происходило при его взаимодействии с мантийным субстратом.

Следует отметить, что в науках о Земле в последнее время наметился переход от ставшей традиционной тектоники плит к глубинной плюмовой геодинамике. Почти по всем моделям, плюмы стадийно отделяются от жидкого ядра на границе с нижней мантией (в слое D'') и в виде высокотемпературных газовых и газово-расплавных флюидных систем проникают в верхнюю мантию, воздействуя прямо или опосредованно на земную кору. Периодическое нарушение стационарности внешнего ядра, обусловленное космическими факторами, ведет к отделению плюмов и суперплюмов, газовая фаза которых имеет Р > 1300 кбар и Т > 4 тыс. оС - идет однонаправленный процесс «прожигания» мантии восстановленным существенно водородным флюидом, в котором присутствуют также CH4, CO и S. Количество углеводородных газов, поступавших в периоды плюмовой активности в течение геологически-мгновенных событий (массовые излияния плюмовых плато-базальтов и траппов происходили в течение десятков тысяч лет) в углеродсодержащие формации фанерозоя и докембрия, было огромным - при излиянии 1 млн км3 лавы (а в трапповых областях лавы изливалось в несколько раз больше) на поверхность выносилось 1014 т СН4 и столько

Рис. 2. Диаграмма состава веществ системы С—Н—О [13]:

1 — простые вещества; 2 — углеводороды: С2Н6-этан, С3Н8 — пропан, С8Ні8 — октан, С2Н4 — этилен С2Н2 — ацетилен; 3 — органические вещества системы С — Н — О

же СО2, в то время как в спокойные геодинамические эпохи количество поступавшего на поверхность СО2 не превышало 108 т/год [12]. В настоящее время известно, что восстановленные водород-

содержащие флюиды плюмовых систем можно представить как вещества системы С-Н-О, подразделяющиеся на простые (О2, Н2, Н2О, С, СО, СО2, СН4) и сложные

- углеводороды и органические соединения [13]. Составы сложных соединений закономерно

вписываются в систему простых веществ (рис. 2), располагаясь на коннодах, связывающих их составы. Благодаря этому трехкомпонентная система С-Н-О разделяется на двухкомпонентные подсистемы, в каждой из которых происходит образование углеводородных и органических соединений из простых веществ. Парагенезисы простых веществ на диаграмме RT 1п Р(кДж-моль-1) - Т, К (рис. 3) даны на треугольных схемах для каждой фации и делятся на 2 семейства, координирующихся нонвариантными точками, отвечающими Т 1097 и 1340 К. По доминирующему в них парагенезису простых веществ первую из них можно назвать водно-углекислой, а вторую - водно-метановой. Эти семейства возникали в геологической истории в результате неодинакового диспропорционирования компонентов водородных флюидов (Н2 + СО), исходящих из расплавного земного ядра [13], но в различной геодинамической обстановке. Генерации водно-углекислых флюидов способствовала обстановка растяжения земной коры, снижавшая флюидное давление благодаря селективной миграции из флюидов в атмосферу водорода как наиболее подвижного компонента. В результате кислородные компоненты в них становились доминирующими над водородом, так что диспропорционирование компонентов приводило к генерации водно-углекислых флюидов согласно реакции между компонентами Н2 + 2СО = Н2О + 0.5 СО2 + 1.5С, отвечающей нонвариантной точке 1097 К. Углекислые водные флюиды агрессивны по отношению к сиалическому (гранитному) субстрату земной коры, который выщелачивался под их воздействием, что и приводило к деструкции фундамента и к формированию платформенных депрессий, заполняемых осадочными или вулканогенно-осадочными породами. Одновременно на глубине происходило флюидное плавление мантийного субстрата. Возникавшие при этом первичные расплавы подвергались базит-гипербазитовому расслоению, дававшему излияния толеит-базальтовых дифференциатов в депрессии, тогда как гипербазитовые массы внедрялись в основание коры, вызывая типичное для депрессий воздымание подстилающей мантии (поверхности Мохо). В совокупности это известно как образование «обращенности рельефа» депрессий, создающее утонение под ними кристаллической земной коры.

Прекращение толеит-базальтовых излияний в депрессиях систематически сменялось накоплением в них углеродистых осадков. За ними последовало развитие щелочного эксплозивного вулканизма, сопровождаемое образованием поднятий и взбросов кристаллического фундамента депрессий, что характерно для обстановки режима сжатия земной коры, препятствовавшего миграции водорода из восходящих флюидных потоков, в результате чего восстанавливалось его исходное преобладание над кислородными компонентами, радикально изменявшее С-Н-0 [13]: реакцию диспропорционирования компонентов в сторону генерации в них углеводородов: 3Н2 + СО = Н2О + СН4, с объединением в ней совокупности простых веществ, отвечающих на диаграмме (рис. 3) нонвариантной точке 1340 К.

г, к

Рис. 3. Фации простых веществ системы С - Н - О и н-октана (С8Н18) [13]:

1 - глубины земной коры по геобаротерме; 2 - нонвариантные равновесия; 3 - критические точки углеводородов и воды. Изобары обозначены штриховыми линиями

Таким образом, вслед за этапом базальтовых излияний и водно-углекислых флюидов, следует этап сжатия земной коры, который препятствует миграции водорода из восходящих мантийных флюидных потоков. Под воздействием водорода происходит разложение кислотных компонентов флюидов (4Н2 + Н2С03 = 3Н20 + СЩ), чем и определяется щелочной характер магматизма, с постепенным возрастанием щелочности. Генерируются водно-метановые флюидные потоки, водно-этановые и целая серия других углеводородных флюидных потоков, определявших эволюцию флюидного режима магматизма, фиксируемую фациями, объединенными на рисунке 3 нонвариантными точками 1097 ^ 1340 К. Наступает период длительного прекращения вулканизма и формирования осадочных толщ, но магматическая деятельность в мантийных очагах продолжается.

Согласно классической осадочно-миграционной (термогенной) гипотезе происхождения нефтяных и газовых залежей, черные сланцы рассматриваются сторонниками органического происхождения нефти как материнские по отношению к нефти. Предполагается, что, погружаясь на глубины, где температура достигает 70-100 оС, черные сланцы продуцируют огромные количества нефти и углеводородных газов [5]. Однако это явно противоречит геологическим условиям залегания крупных нефтяных залежей, которые «контролируются в осадочных бассейнах зонами взбросов и надвигов или приурочены к взброшенным блокам кристаллического фундамента» [14]. Масштабы залежей говорят о привносе углеводородов из глубины, тогда как геологические условия их залегания не позволяют предполагать существования под ними «продуцирующих» осадочных толщ. При этом становится анахронизмом желание связывать крупные нефтяные залежи со всякого рода

структурными и литологическими ловушками. Гигантские нефтяные залежи, открытые в последние годы в дислоцированном кристаллическом фундаменте осадочных бассейнов, требуют иных подходов, в частности решения «проблемы пространства» при их образовании. В продуктивных на нефть депрессиях отложению в них нефтяных углеводородов всегда предшествовал этап гидротермального кислотного выщелачивания гранитного фундамента водно-углекислыми флюидами, создававшими в породах фундамента гигантские полости, что обеспечивало последующую локализацию в них скоплений нефти. Роль глубинного выщелачивания особенно ярко проявилась в размещении месторождений нефти во взброшенных частях фундамента осадочных депрессий, что типично для месторождений шельфа Южного Вьетнама [14]. В олигоцен-плейстоценовой впадине Хуэ в бассейнах Кыулонг и Южный Коншон кристаллический фундамент представлен гранитами, взброшенные блоки которых контролируют многочисленные залежи нефти и газа (рис. 4). Они залегают или в осадочных породах вдоль нефтеконтролирующих разломов фундамента, или в породах самого фундамента.

Рис. 4. Геологический разрез через нефтегазоносные бассейны Кыулонг и Южный Коншон

на южном шельфе Вьетнама [14]:

1 - гранитный фундамент; 2 - палеогеновые (Р), неогеновые (Ы2 и Ы1) и четвертичные ^) отложения;

3 - проявления нефти (а) и газа (б); 4 - скважины

Нефтеобразование во взброшенных блоках фундамента депрессий может достигать огромного размаха, несопоставимого с ограниченными размерами нефтепроявлений в осадочных породах. Уникальным в этом отношении является месторождение Белый Тигр на шельфе Южного Вьетнама (рис. 5), гигантские залежи нефти которого приурочены к ступенчато блокированным гранитам, прослеживаясь в них на глубину до 1.5 км и только отчасти распространяясь в окружающие осадочные толщи. Но и в осадках нефтеобразование контролировалось взбросом фундамента, не распространяясь в горизонтальном направлении. Эксплуатационные скважины из осадков миоцена и олигоцена дают дебит от нескольких тонн до 300 т в сутки, а скважины из пород фундамента фонтанируют с дебитом 1 тыс. т в сутки и более [14]. Запасы нефти этого месторождения оцениваются в 659 млн т. Существуют робкие замечания сторонников органического происхождения нефти, что нефть в гранитный фундамент этого месторождения могла просочиться из осадочных пород в результате горизонтальной миграции. Но если бы такая миграция и была, она не могла бы создать в монолитных гранитах огромные камеры, вмещающие нефтяные залежи. Такие камеры могли возникнуть только в результате кислотного выщелачивания гранитов на стадии, предшествовавшей нефтеобразованию, по вышерассмотренной модели.

Рис. 5. Поперечный разрез через сводовую часть месторождения Белый Тигр [14]:

1 - гранитный фундамент; 2 - палеогеновые (Р) и неогеновые (Ы) отложения;

3 - нефтеносные горизонты; 4 - месторождения (а) и проявления (б) нефти; 5 - скважины

Цикличность эндогенной активности Земли и углеводородное дыхание земного ядра в раннепротерозойском Печенгско-Варзугском поясе

В геологической истории флюидный привнос углеводородов периодически усиливался в определенные интервалы времени, относящиеся к раннепротерозойской, палеозойской и кайнозойской эпохам. Учитывая все вышеизложенное, обратимся к геодинамическим условиям проявления плюм-тектонических процессов в раннем протерозое Кольского геоблока на примере Печенгской структуры, которая является наиболее важным фрагментом Печенгско-Варзугского зеленокаменного пояса и относится к числу наиболее изученных раннедокембрийских структур мира, что обусловлено наличием связанных с ней крупных месторождений Си-№ руд, четко стратифицированным разрезом, который считается стратотипом нижнего протерозоя, а также проходкой самой глубокой в мире Кольской сверхглубокой скважины (12262 м) [15, 16]. Эта структура представляет собой асимметричный синклинорий, сложенный породами печенгского (время формирования 2540-1940 млн лет) и южнопеченгского (1940-1700 млн лет) комплексов (рис. 6). Породы печенгского комплекса с размывом и угловым несогласием залегают на архейских гнейсах фундамента и снизу вверх разделяются на четыре мегаритма. В основании каждого мегаритма - осадочная свита (ОС), а в кровле - вулканогенная (ВС). Разрез пород печенгского комплекса представлен четырьмя надгоризонтами (снизу вверх): сариолием

- соответственно, I ОС и I ВС, нижним ятулием - соответственно, II ОС и II ВС), верхним ятулием -

III ОС и людиковием, который охватывает III ВС, продуктивную - IV ОС, и IV ВС. Если рассматривать эту структуру и весь Печенгско-Варзугский зеленокаменный пояс в целом не просто как рифтогенную структуру длительного развития, а как зону проявления долгоживущих плюмов глубинно-мантийного заложения, то можно констатировать, что масштабные проявления толеит-базальтового и субщелочного магматизма совпадают по времени с определенными этапами развития плюм-тектонических обстановок, когда площадь распространения протерозойских мантийных магматических пород, охватывавшая тысячи квадратных километров, была сопоставима с площадями плато-базальтовых и трапповых областей фанерозоя. Так, мощное проявление толеит-базальтового и субщелочного магматизма на Печенге в ятулийско-людиковийское время (2200-2000 млн лет) [15, 16] связано с радикальной активизацией тектоно-магматических событий в конце раннего протерозоя. Начальный период активизации, проходивший в условиях стабильного тектонического режима и малой проницаемости земной коры (широкое развитие красноцветных осадков в ятулии), сопровождался излиянием субщелочных лав II ВС на Печенге с мантийными геохимическими метками. Далее последовал более масштабный толеит-базальтовый вулканизм людиковия, связанный с резким усилением рифтогенных процессов в условиях растяжения земной коры, на границе ятулия и людиковия. В полном соответствии с этапом агрессивного воздействия углекислых водных флюидов на сиалический субстрат архейского фундамента Печенгской структуры последовало его выщелачивание и деструкция, с заложением крупного людиковийского прогиба. Прогиб был немедленно заполнен семикилометровой толщей толеитовых базальтов III ВС и IV ВС, с параллельным формированием мощных (до 1.5 км) углеродистых осадков продуктивной (IV ОС) свиты.

Рис. 6. Схематические геологические карты Кольского геоблока и Печенгской структуры:

а. Схематическая геологическая карта Кольского геоблока:

1 - Хибинский и Ловозерский плутоны палеозоя. Нижний протерозой: 2 - граниты; 3 - породы карелид; 4 - чарнокиты; 5 - щелочные граниты; 6 - интрузии перидотит-габброноритов; 7 - габбро-анортозиты;

8 - гранулиты. Верхний архей: 9 - гнейсы и сланцы; 10 - амфиболиты; 11 - гранито-гнейсы. Нижний архей (?):

12 - тоналиты; 13 - разломы; 14 - взбросо-надвиги. б. Схематическая геологическая карта Печенгской структуры: 1 - породы южнопеченгского комплекса (1700-1940 млн лет); 2-6: породы печенгского комплекса (1940-2540 млн лет): 2 - породы IV ВС: а,б - базальты верхней (а) и нижней (б) подсвит; в - риолиты; 3 - продуктивная свита (IV ОС): а - метаосадки; б - рудоносные габбро-верлиты;

4 - породы III ОС и IIIВС (2114 млн лет): а - осадки, б - вулканиты (базальты); 5 - породы II ОС и IIВС (2214 млн лет): а - осадки, б - вулканиты (трахибазальты, трахиандезиты); 6 - породы I ОС и I ВС (2324 млн лет): а - осадки, б - вулканиты (андезибазальты); 7 - породы неясного стратиграфического положения: а - гнейсо-сланцы, б - сланцеватые амфиболиты; 8 - гнейсы архейского фундамента;

9 - плагиограниты (1940 млн лет); 10 - микроклиновые граниты (1762 млн лет); 11 - габбро;

12 - оливиниты; 13 - локальные вулканические центры в Южнопеченгской зоне; 14 - локальные вулканические центры в Северопеченгской зоне; 15 - дизъюнктивные нарушения. Черный кружок -Заполярнинский палеовулкан. Черный треугольник - положение Кольской сверхглубокой скважины

Излияние субщелочных вулканитов IV ВС (нижняя подсвита) связано со значительной перестройкой структурного плана ядерной части Печенгской структуры, что было обусловлено локальным, но мощным пароксизмом сжатия на фоне перманентных условий рифтогенного растяжения. Этот пароксизм обусловил несогласное залегание подщелоченных базальтов и ферропикритов нижней подсвиты на подстилающих осадках продуктивной толщи, и формирование

многочисленных базит-гипербазитовых массивов ферропикрит-габбро-верлитовой рудоносной ассоциации. Хотя продуктивная свита имеет небольшую мощность - всего около 1.5 км, тем не менее, только в породы этой свиты избирательно внедрились все (более 300) расслоенные габбро-верлитовые интрузивы Печенгской структуры, в том числе рудоносные. Приуроченность базит-гипербазитовых интрузивов исключительно к продуктивной свите раскрывает специфику их внедрения, осуществлявшегося путем процесса магматического замещения, определяемого потоками трансмагматических флюидов, насыщенных базит-гипербазитовыми компонентами [13]. Они относительно легко растворяли терригенные породы продуктивной свиты, тогда как базальты, близкие по составу к трансмагматическим флюидам, представляли среду, неблагоприятную для магматического замещения и поэтому практически не подвергались внедрению базит-гипербазитовых магм.

С последующей орогенной стадий развития карелид, характеризующейся преобладанием обстановок сжатия, в Печенгско-Варзугском регионе связан флюидный привнос углеводородов в земную кору, приведший к формированию газовых и нефтяных залежей на периферии окраинных депрессий Баренцева и Карского морей. Отложению в них углеводородов предшествовало флюидное кислотное выщелачивание, которое приводило к разуплотнению пород и обеспечивало последующую локализацию в них залежей нефти и газа. Происходило участие мантийных воздыманий в зоне окраинных морей в общем процессе разрушения континентальной коры, со смещением нефтеобразования на периферию этой системы, с развитием так называемой центробежной тектоники [5], когда напряженное состояние фундамента препятствовало потере водорода глубинными магматическими очагами, связанными с периферийными депрессиями, что и создавало их углеводородную специализацию (3Н2 + СО = Н20 + СН4). В результате возникла стройная система размещения нефте- и газоносных структур по периферии Баренцева и Карского морей. Из глубинных областей генерации углеводороды поступали в земную кору в метастабильном состоянии. С понижением температуры и давления метастабильные флюидные смеси углеводородов разделялись на газовую и жидкую фазы, что и приводило к формированию залежей нефти и выше расположенных залежей более миграционного газа.

Заключение

1. Нефть занимает ведущее место в мировом топливно-энергетическом хозяйстве, а также составляет основу нефтехимической промышленности. Ее доля в общем потреблении энергоресурсов непрерывно растет: 3% в 1900 г., 5% перед Первой мировой войной (1914-1918 гг.), 17.5% накануне Второй мировой войны (1939-1945 гг.), 24% в 1950 г., 41.5 % в 1972 г., 48% в 2004 г. Мировая добыча нефти удваивается каждое десятилетие.

2. Разведанные запасы нефти составляют (на 2004 г.) 210 млрд т (1200 млрд баррелей), неразведанные

- оцениваются в 52-260 млрд т (300-1500 млрд баррелей). За 30 лет мировые разведанные запасы нефти выросли примерно в 2 раза, но и потребление нефти за последние 35 лет выросло с 20 до 30 млрд баррелей в год - 3.8 млрд т (ежедневная добыча 90,0 млн баррелей в день). В России запасы нефти оцениваются (2011 г.) в 80 млрд баррелей. Нефтяные месторождения классифицируется на мелкие - до 10 млн т запасов нефти; средние - 10-100 млн т (Кумколь, Верхне-Тарское); крупные - 100-1000 млн т (Каламкас, Пенглай, Правдинское, Статфьорд); гигантские - 1-5 млрд т (Тенгиз, Самотлор, Ромашкино); уникальные - более

5 млрд т (Аль-Гавар, Бурган).

3. При нынешних темпах потребления нефти в мире, ее разведанных запасов хватит на 40 лет, неразведанных - еще на 10-50 лет. Существенным нефтяным резервом человечества является нефть, законсервированная в битуминозных песках и в горючих сланцах. Запасы нефти только в битуминозных песках Канады и Венесуэла составляют 1.7 и 2.0 трлн баррелей соответственно, при ежедневной добыче

1.12 и 1.0 млн баррелей в день соответственно (2010 г.). Таким образом, хотя запасы битуминозных песков огромны, добыча нефти из них в обозримом будущем будет составлять всего несколько процентов от мировых потребностей нефти. Существующие технологии добычи нефти из битуминозных песков требуют большого количества пресной воды и суммарных энергозатрат, составляющих около 2/3 энергетического потенциала добытой таким образом нефти. Горючие сланцы содержат 2.8-3.3 трлн баррелей извлекаемой нефти. Серьезной проблемой является неэкологичность производства нефти из сланцев.

4. Большие перспективы нефтедобычи прогнозируются специалистами в акватории арктических морей. Согласно выводам специалистов, Западное (американское) полушарие богато нефтью, а Восточное -газом. По американским данным, за полярным кругом может находиться не менее 30% неразведанных мировых запасов газа и 13% нефти. Правда, большая их часть лежит на шельфе (84%). На российские территории из ожидаемых 90 млрд баррелей нефти и 50 трлн м3 газа приходится около 30 млрд баррелей

нефти и 33 трлн м3 газа. В одном только Баренцевом море американские специалисты насчитали 11 млрд баррелей нефти и 11 трлн м3 газа.

5. В 2011 г. «Газпром» объявил о новой концепции, нацеленной на добычу более 200 млрд м3 газа и около 10 млн т нефти в Баренцевом и Карском морях с 2030 г. На освоение мурманского сектора Арктики будет потрачено не менее 30 млрд дол., не считая неизбежных затрат на инфраструктуру. Разработка нефти на Приразломном нефтяном месторождении в Печорской губе Баренцева моря станет первым экспериментом России по добыче углеводородов на Арктическом шельфе. Остаются нерешенными вопросы доставки углеводородного топлива и экологические риски. Опытные специалисты считают, что вопросы масштабного освоения нефтяных богатств Заполярья России необходимо рассматривать в дальней перспективе.

6. Нефть детально охарактеризована как минеральное сырье. Рассмотрены ее состав и физикохимические свойства. Приведены и детально охарактеризованы стадии нефтеобразующего процесса -подготовительная, главная и постумная. Рассмотрены два существующих в научном мире альтернативных подхода к решению проблемы генезиса нефти: 1) нефть имеет биогенное происхождение. Если это так, то человечество в течение считанных десятилетий истратит нефтяные ресурсы планеты, и в мире разразится жестокий энергетический кризис; 2) нефть имеет абиогенное происхождение и непрерывно генерируется в недрах Земли. Существует и «промежуточный» подход - к образовавшейся в древние эпохи органическим путем нефти постоянно добавляется нефть, образующаяся неорганическим путем. Если второй подход справедлив, то это означает практическую неисчерпаемость запасов нефти. Приведены доводы защитников той и противоположной точек зрения и авторская позиция в отношении абиогенности нефти.

7. По нашему мнению, генезис нефтяных и газовых залежей планеты обусловлен стадийными плюм-тектоническими процессами и в геодинамическом аспекте связан с разрушением континентальной коры, вызванной воздействием водно-углекислых флюидных потоков, порождаемых импульсами дегазации земного ядра. Водно-углекислые флюиды формировались в верхних частях земной коры в обстановке ее растяжения и селективной миграции водорода, за счет чего резко возрастала кислотность исходящих из земного ядра флюидных потоков и увеличивалось их агрессивное воздействие на породы континентальной коры, в особенности на ее гранитный слой. Выщелачивание и разрушение континентальной коры обусловило формирование на ее окраинах осадочных бассейнов, размещавшихся по периферии окраинных морей. На заключительных стадиях их эволюции, в обстановке сжатия, возникли геодинамические условия, препятствовавшие селективной миграции водорода из флюидных потоков, что и создавало их углеводородную специализацию (3H2 + CO = H2O + CH).

8. Роль глубинного выщелачивания особенно ярко проявилась в размещении месторождений нефти во взброшенных частях фундамента осадочных депрессий, что типично для месторождений шельфа Южного Вьетнама. В олигоцен-плейстоценовой впадине Хуэ кристаллический фундамент представлен гранитами, взброшенные блоки которых контролируют многочисленные залежи нефти и газа. Они залегают или в осадочных породах вдоль нефтеконтролирующих разломов фундамента, или в гранитных породах самого фундамента. На месторождении Белый Тигр гигантские залежи нефти приурочены к ступенчато блокированным гранитам, прослеживаясь в них на глубину до 1.5 км и только отчасти распространяясь в окружающие осадочные толщи. Но и в осадках нефтеобразование контролировалось взбросами фундамента, не распространяясь в горизонтальном направлении. Запасы нефти этого месторождения оцениваются в 0.66 млрд т.

9. Учитывая все вышеизложенное, обратимся к геодинамическим условиям проявления плюм-тектонических процессов в раннем протерозое Кольского геоблока на примере Печенгской структуры, которая является наиболее важным фрагментом Печенгско-Варзугского зеленокаменного пояса и относится к числу наиболее изученных раннедокембрийских структур мира, что обусловлено наличием связанных с ней крупных месторождений Cu-Ni руд, четко стратифицированным разрезом, который считается стратотипом нижнего протерозоя, а также проходкой самой глубокой в мире Кольской сверхглубокой скважины (12262 м).

10. Эта структура представляет собой асимметричный синклинорий, сложенный породами печенгского (время формирования 2540-1940 млн лет) и южнопеченгского (1940-1700 млн лет) комплексов. Породы печенгского комплекса с размывом и угловым несогласием залегают на архейских гнейсах фундамента и снизу вверх разделяются на четыре мегаритма. В основании каждого мегаритма -осадочная свита (ОС), а в кровле - вулканогенная (ВС). Разрез пород печенгского комплекса представлен четырьмя надгоризонтами (снизу вверх): сариолием - I ОС и I ВС, нижним ятулием - II ОС и II ВС, верхним ятулием - III ОС и людиковием, который охватывает III ВС, продуктивную - IV ОС, и IV ВС.

11. Значительный по масштабам толеит-базальтовый вулканизм людиковия был связан с резким усилением рифтогенных процессов растяжения на границе ятулия и людиковия. В полном соответствии с этапом агрессивного воздействия углекислых водных флюидов на сиалический субстрат архейского фундамента Печенгской структуры, последовали процессы его выщелачивания и деструкции, с заложением крупного людиковийского прогиба земной коры. Прогиб был немедленно заполнен семикилометровой толщей толеитовых базальтов III ВС и IV ВС, с параллельным формированием мощных (до 1.5 км) углеродистых осадков продуктивной (IV ОС) свиты.

12. Излияние субщелочных вулканитов IV ВС (нижняя подсвита) было обусловлено локальным пароксизмом сжатия на фоне перманентных условий рифтогенного растяжения. Этот пароксизм обусловил несогласное залегание подщелоченных базальтов и ферропикритов нижней подсвиты на подстилающих осадках продуктивной толщи, и формирование многочисленных базит-гипербазитовых массивов ферропикрит-габбро-верлитовой рудоносной ассоциации. Хотя продуктивная свита имеет небольшую мощность - всего около 1.5 км, тем не менее, только в породы этой свиты избирательно внедрились все (более 300) расслоенные габбро-верлитовые интрузивы Печенгской структуры, в том числе рудоносные. Приуроченность базит-гипербазитовых интрузивов исключительно к продуктивной свите раскрывает специфику их внедрения, осуществлявшегося путем процесса магматического замещения, определяемого потоками трансмагматических флюидов, насыщенных базит-гипербазитовыми компонентами. Они относительно легко растворяли терригенные породы продуктивной свиты, тогда как базальты, близкие по составу к трансмагматическим флюидам, представляли среду, неблагоприятную для магматического замещения и поэтому практически не подвергались внедрению базит-гипербазитовых магм.

13. С последующей орогенной стадией развития карелид, характеризующейся преобладанием обстановок сжатия, в Печенгско-Варзугском регионе связан флюидный привнос углеводородов в земную кору, приведший к формированию газовых и нефтяных залежей на периферии окраинных депрессий Баренцева и Карского морей. Отложению в них углеводородов предшествовало флюидное кислотное выщелачивание, создавшее разуплотнение пород, обеспечившее последующую локализацию в них залежей нефти и газа. Произошло участие мантийных воздыманий в зоне окраинных морей в общем процессе разрушения континентальной коры, со смещением нефтеобразования на периферию этой системы, с развитием так называемой центробежной тектоники, когда напряженное состояние фундамента препятствовало потере водорода глубинными магматическими очагами, связанными с периферийными депрессиями, что и создавало их углеводородную специализацию (3H2 + CO = H2O + CH). В результате возникла стройная система размещения нефте- и газоносных структур по периферии Баренцева и Карского морей.

ЛИТЕРАТУРА

1. US Energy Information Authority: Gas and Oil. New York. 2011. 870 p. 2. Oil & Gas Journal Russia. 2011.

3. Капелюшников М.А. К вопросу о миграции и аккумуляции рассеянной нефти в осадочных горных породах // ДАН. 1954. Т. 99, № 6. С. 420-425. 4. Галимов Э.М. Органическая геохимия изотопов // Вестник РАН. 2о0б. Т. 7, № 11. С. 978-988.

5. Маракушев А.А., Маракушев С.А. Образование нефтяных и газовых месторождений // Литология и полезные ископаемые. 2008, № 5. С. 505-521. 6. Sherwood L.B. Abiogenic formation of alkanes in the Earth's crust as a minor source for global hydrocarbon reservoirs / L.B. Sherwood, T.D. Wastgate, J.A. Ward // Nature. 2002. Vol. 416. P. 522-524. Т. 406, № 4.

С. 521-527. 7. Scott H.P. et. al. Generation of methane in the Earth's mantle / H.P. Scott, R.J. Hemley, H. Mao // Proc. Natl. Acad. Sci. USA. 2004. Vol. 101, № 39. P. 14023-14026. 8. Managadze G. A new universal mechanism of organic compaunds synthesis during prebiotic evolution // Planet. Space Sci. 2007. Vol. 55. P. 134-140. 9. Недра России. Вып. 2, т. 1. Полезные ископаемые. СПб.: Наука, 2001. 549 с. 10. Готтих Р.П. и др. Распределение микроэлементов в системах кимберлит-битум и базальт-битум в диатремах Сибирской платформы / Р.П. Готтих, БИ. Писоцкий, Д.З. Журавлев // ДАН. 2004. Т. 399, № 3. С. 373377. 11. Юдович Я.Э., Кетрис М.П. Элементы-примеси в черных сланцах. Екатеринбург Наука, 1994. 304 с. 12. Гоачев А.Ф. Мантийные плюмы и биологические катастрофы в истории Земли // Мантийные плюмы и металлогения. Материалы Международного симпозиума. Петрозаводск: Изд. КарНЦ РАН, 2002. С. 70-85. 13. Маракушев А.А., Маракушев С.А. PT-фации простых, углеводородных и органических веществ системы С - Н - О // ДАН. 2006. 14. Арешев Е.Г. Нефтегазоносные бассейны тихоокеанского подвижного пояса. М.: АВАНТИ, 2004. 287 с. 15. Скуфьин П.К. Раннепротерозойские вулканогенные формации Печенгско-Варзугского пояса как индикаторы геодинамических режимов (Северо-Восток Балтийского щита): автореф. дис. ... д.г-м.н. М., 1998. 66 с. 16. Маракушев А.А., Скуфьин П.К. Эволюция плюм-тектоники Кольского региона и углеводородное дыхание земного ядра // Материалы Международной научной конференции «Геологическая среда: пространственно-временные взаимоотношения эндогенных и экзогенных процессов», г. Казань, 13-16 ноября 2007. Казань: Каз. ГУ, 2007. С. 148-153.

Сведения об авторе

Скуфьин Петр Константинович - д.г.-м.н., ведущий научный сотрудник; e-mail: skuf@geoksc.apatity.ru