Конкретные факты:Владимир Борисович отстаивал идею, что разница в плотностях воды, нефти и природного газа не может быть движущей силой в их миграции и аккумуляции. Эта идея увеличила количество врагов ученого, ведь «теория» гравитационной миграции и аккумуляции нефти и газа является главным компонентом в геологии биогенных нефти и газа и за более чем 100 лет глобального господства превратилась в нечто, похожее почти на святую парадигму. На нее еще и сегодня надеются многие, хотя уже не только теоретические соображения, но и реальные факты не свидетельствуют об ее естественности. Например, в гигантских газовых месторождениях Дип-Бэйсн и Милк-Ривер (255 млрд. м3), Канада, а также Сан-Хуан (935 млрд. м3), США, все запасы природного газа сосредоточены в наклонных пластах так, что пластовая вода всегда залегает вверх по их восстанию (выше от всех залежей газа), насыщая только там очень пористые и проницаемые пески и песчаники [37]. Между газоносной и водоносной зонами нет тектонических, стратиграфических, литологических или гидродинамических экранов-барьеров, однако даже вышеупомянутые колоссальные массы природного газа с их не менее колоссальной силой всплывания не перемещаются вверх по восстанию, не мигрируют вверх по наклону пластов (рис. 1).
Источник: http://jumboresources.com/assets/images/Blog/Doc1.jpgРис. 1. Сверхгигантское (12,5 трлн. м3 газа) месторождение Дип-Бэйсн, Канада, в разрезе и плане [37]. Условные обозначения: 1 – неколлекторские негазоносные отложения различных (1-22) свит и формаций; 2 - промышленно газоносная площадь; 3 - промышленно газоносная толща, сложенная неколлекторскими (пористость до 10%, проницаемость 0,0001-0,005 мдарси) породами; 4 - нефтяные залежи (140 млрд. т) Атабаски; 5 - крупнопористые водоносные пески, песчаники и конгломераты проницаемостью 50-1000 мдарси; 6 - направление инфильтрации; 7 - надвинутые отложения Скалистых гор; 8 - глубинный разлом на границе между Дип-Бэйсн и Скалистыми горами.
Газ здесь залегает в непроницаемых, очень тонко пористых, плотных песчаниках, алевролитах, аргиллитах, каменных углях, глинах и глинистых сланцах, Т.е. в том, что в нефтегазовой геологии называют породами-покрышками, а не породами-коллекторами нефти и газа. В этой горной массе не действуют и пресловутые капиллярные силы: они не переместили газ из небольших пор газоносной зоны в крупные поры водоносной зоны, а воду - из этих крупных пор в наименьшие поры газоносной зоны того же пласта. Таким образом, упомянутые газовые месторождения, где эксплуатируют¬ся тысячи газовых скважин, бесспорно доказывают, что представления о биогенезисе нефти и газа, а также гравитационная и капиллярная схемы их миграции и аккумуляции не согласуются с реальными фактами.
В.Б. Порфирьев считал, что наилучшим объектом, где проверяется надежность любой теории происхождения нефти, являются сверхгигантские месторождения - в сотни километров длиной и с запасами в 120-140 млрд. т нефти, как, например, Атабаска в Канаде. Он убеждал, что такие место-рождения не могут образоваться из тонко рассеянной в глинах ископаемой органики, что так называемые «нефтегазоматеринские» осадочные породы - просто логично выглядящая научная фикция.
Недавно это стало ясно и из фундаментальных исследований, выполненных самими же сторонниками биогенезиса нефти. Так, когда суммарные геологические запасы нефтяных песков Атабаски, Уобаски, Колд-Лейк и Пис-Ривер определялись в 210-220 млрд. т, в Западно-Канадском бассейне изучены горные породы с керогеном, определены его концентрации и установлено, что эти породы могли бы предоставить для первичной миграции такое количество нефти, которое равно всего лишь 7% вышеупомянутых ее запасов. Это ¬результат использования общепринятой количественной геохимической модели катагенного происхождения нефти, Т.е. модели, где в генерируемой массе УВ соотношение нефть/газ = 75/25; суммарная эффективность первичной и вторичной миграции нефти, а также ее аккумуляции равна 35%, тогда как биодеградация нефти не менее 20% (у её залежей в Ата-баске, Уобаске, Колд-Лейк и Пис-Ривер) [39]. Сейчас, однако, согласно данным Министерства энергетики Канады, суммарные геологические запасы этих месторождений уже не 210-220, а 480 млрд. т. Кроме того, здесь же, но глубже, в нижнекаменноугольных - девонских известняках и доломитах, залегают 215 млрд. т нефти месторождения «Карбонатный Треугольник», а вниз по падению осадочной толщи от него, Атабаски, Уобаски, Колд-Лейк и Пис-Ривер, уже в месторождениях Милк-Ривер и Дип-Бэйсн, - еще, соответственно, 255 млрд. м3 и 12,5 трлн. м3 природного газа [37].
В Саудовской Аравии, где геологические запасы нефти равны 160 млрд. м3, выявленные и хорошо изученные «нефтематеринские породы» содержат около 10% (по объему) керогена и имеют объем, равный 5000 км3. При коэффициенте превращения керогена в битумы, равном 15%, и коэффициенте миграции нефти в 10% общепринятая количественная геохимическая модель катагенно-биотического нефтеобразования дает возможность вычислить объем нефти, якобы генерированной здесь нефтематеринскими породами. Расчет производится следующим образом. Объем нефтематеринской породы - 5000 км3, объем керогена - 500 км3 (10% объемных), объем «генерированного» битума - 75 км3 (l5%-ное превращение) и объем «мигрировавшего» битума-нефти – 7,5 км3 (коэффициент миграции 10%), т.е. 7,5 млрд.м3. Таким образом, при постулированных условиях и процессах, из нефтематеринских пород могли бы мигрировать только 7,5 млрд. м3 нефти, а это менее 5% от за-пасов нефти в Саудовской Аравии [30].
Аналогичное выясняется и при поиске биогенного источника для нефти, залегающей в 300 пластах песка и песчаника месторождения Боливар-Прибрежное, расположенного на суше и в оз. Маракайбо (Венесуэла), если при этом использует¬ся общепринятая количественная геохимическая модель биогенно-катагенного нефтеобразования и типичные геохимические данные. Ими являются следующие. Содержание керогена в нефтематеринской породе – 2,5% по объему (т.е. 1,0% по массе); вероятность превращения керогена в битумы - около 10%; способность к миграции и аккумуляции этих битумов (нефти) - около 5%. Иначе говоря, 1 м3 нефтепроизводящей породы содержит 2,5×10-2 м3 керогена, который генерирует 2,5×10-3 м3 битумов или 1,25×10-4 м3 нефти. Исходя из этого нефтегенерационного потенциала и того, что Боливар-Прибрежное первоначально содержало 31,8×109 м3 нефти, необходимый объем нефтематеринской породы определялся равным 2,54×1014 м3. Это соответствует площади нефтегенерационного бассейна диаметром 570 км, если мощность нефтепроизводящей горной породы измеряется 1000 м. Такой породой в бассейне Маракайбо считается только известняк Ля-Люна мелового возраста. Однако его мощность не 1000, а 91 м [31], и тогда упомянутый диаметр становится соответственно равным 5700 км, так что внутри этого нефтегенерационного (нефтесборного) бассейна оказываются и вся Венесуэла, и вся Колумбия, северные территории Бразилии и Боливии, северные Анды и Гайанское нагорье (Гвианский докембрийский кристаллический щит), а также крупные площади в акватории Атлантики, Карибского моря и Тихого океана.
Вероятно, поэтому до сих пор никто и не пытался с помощью общепринятой количественной геохимической модели биотического нефтеобразования отыскать и определить размеры нефтегенерационного - нефтесборного бассейна для 475-600 млрд. т нефти Оринокского нефтяного пояса в той же Венесуэле?
Источники: Полный текст можно прочитать здесь:
1. Владимир Борисович Порфирьев. Ученый, геолог, педагог, человек. - Киев. Научное издание Института геологических наук НАН Украины, 2000. - 364 с.
или
2.
http://journal.deepoil.ru/images/stories/docs/DO-1-7-2013/3_Gozhik-Kraushkin_1-7-2013.pdf
Голосование