Вернемся к дальнейшему рассмотрению вопроса, почему материнская порода с сапропелевым составом исходного органического вещества может выделять и нефть и газ. Прежде всего это обусловлено самим сапропелевым материалом, а во-вторых, его поведением в разных термодинамических условиях. Это замечено очень многими исследователями (Н. Б. Вассоевич, А. М. Акрамходаев, В. А. Соколов, Б. Тиссо, М. Луи, Д. Хант, И. И. Нестеров, А. Э. Конторович, С. Г. Неручев и др.), предложившими очень похожие друг на друга графики. Обобщенный вариант этих графиков приведен на рис. 17. Из графика следует, что на самых ранних стадиях преобразования такой материнской породы в производящую начинает выделяться газ (верхняя главная фаза газообразования), основной объем нефти порода выделяет, когда оказывается погруженной на глубины от 1500 до 3000 — 3500 м. Этой зоне и соответствует главная фаза нефтеобразования. По мере дальнейшего погружения количество выделяемой породой нефти резко уменьшается, но зато столь же или даже еще более резко увеличивается объем выделяемых газовых углеводородов, что свидетельствует о проявлении нижней, глубинной фазы газообразования.

Вертикальная зональность

Важно подчеркнуть, что теоретическая схема вертикальной зональности в размещении скоплений нефти и газа хорошо согласуется с фактическими данными по важнейшим нефтегазоносным регионам мира. Так, советские и зарубежные исследователи выяснили, что основная масса всех известных скоплений нефти сосредоточена в интервале глубин от 600 до 2400 м. В зарубежных странах с этим интервалом связано 74%, а в России около 80% запасов, а на глубинах более 3 тыс. соответственно 5 и 4%. На Ближнем и Среднем Востоке около 70% разведанных запасов размещается на глубинах не более 2500 м.

Приведенные фактические данные относительно распределения выявленных запасов на глубинах до 3—3,5 тыс. м могут читателя заставить задуматься над вопросом: не излишне ли теоретическое обоснование вертикальной зональности, если она вытекает из практики поисково-разведочных работ? Оказывается, не только не излишне, но даже в высшей степени своевременно и крайне важно.

Если рассмотреть все известные в мире наиболее крупные залежи нефти, то окажется, что 48% из них залегают на глубинах до 1830 м, 43% — на глубинах от 1830 до 2740 м и лишь 9% — глубже. Очень высокая доля запасов нефти в резервуарах, залегающих на глубинах до 1830 м, в немалой степени отражает историю нефтегазоразведочных работ. Дело в том, что до 1956 г. число скважин, пробуренных на глубины свыше 3 тыс. м, было невелико, но между 1956 и 1970 гг. произошло техническое перевооружение средств бурения и появилась возможность бурить скважины на гораздо большие глубины. В эти годы наибольшая часть залежей открыта на глубинах от 1830 до 3050 м. Этот факт привел ряд исследователей к мысли, что наиболее крупные залежи будут открыты на больших глубинах и все дело зависит от разработки новой техники и новой технологии проводки скважин на глубины 5—7 км.

За последние годы во многих нефтегазоносных бассейнах пробурено большое число сверхглубоких скважин, причем в ряде случаев и нефтяные и газовые залежи обнаружены на глубинах 4—5 тыс. м. Однако несравненно больше нефтяных залежей все же открыто на меньших глубинах. Таким образом допущение о несомненных перспективах выявления нефтяных залежей на глубинах 3—5—6 тыс. м не только не согласуется с теоретической схемой вертикальной зональности в распределении жидких и газообразных углеводородов, но не подтверждается и практикой.

Закон распределения жидких и газообразных углеводородов определяется интервалами, на которых проявляются главные фазы нефте- и газообразования, а они, в свою очередь, зависят от темпа нарастания температуры в земных слоях. Отсюда следует, что ниже глубин 3500 м потенциал нефтеносности недр резко уменьшается, поэтому соотношение газ—нефть растет. Это и заставляет считать маловероятным открытие на глубинах свыше 3,5 тыс. м такого же количества нефти, какое найдено в интервале глубин от 1830 до 2700—-3000 м. Таким образом, температура и время ее воздействия на материнские породы — решающий фактор процесса перерождения материнских пород в производящие и отделения от последних жидких и газообразных углеводородов.