этих ученых показывают невероятность процесса существенного расширения Земли, который, если бы существовал, привел к всеобщей катастрофе на нашей планете.
Наконец, при создании своей гипотезы В. А. Левченко совершенно игнорирует ту массу фактов, показывающих единство живых организмов, рассеянного органического вещества и нефти, которая была приведена нами ранее.
Курковый эффект температуры
Рассматривая нефтегазообразование в трактовке Н. Б. Вассоевича, О. Г. Сорохтина, А. А. Трофимука или других геологов-нефтяников, можно подметить один общий факт, который используют ученые, — необходимость сравнительно высоких температурных условий для начала и активного протекания процессов-образования углеводородов из рассеянного органического вещества. Н. Б. Вассоевич, как говорилось, ввел даже специальный термин «главная зона нефтеобразования», подчеркивая тем самым, что, только попав в определенные (прежде всего температурные) условия, рассеянная органика способна трансформироваться в нефть. Как отмечают А. А. Геодекян и др. [1980, с. 16], «не вызывает сомнения, что главным фактором преобразования ОВ является температура. Как установлено на разнообразных примерах при прочих равных условиях в областях с геотермическим градиентом 2 °C/100 м, катагенез ОВ происходит примерно в два раза медленнее (на вдвое больших глубинах), чем в областях с геотермическим градиентом 4 °C/100 м». Эта же мысль находит отражение и в трудах многих, других геологов-нефтяников. Так, А. А. и Э. А. Бакировы, пишут, что «во многих нефтегазоносных областях геотермические условия являются одним из решающих факторов формирования вертикальной (глубинной) и площадной регионально-геоструктурной зональности размещения скоплений углеводородов, а также изменения их физических свойств в пространстве и разрезе» [Бакиров и др., 1982, с. 227]. Причем для образования нефтяных углеводородов требуются более высокие температуры и давления, чем для образования газообразных углеводородов. Для подтверждения этого можно привести много примеров. Вот один из них.
Продуктивные битуминозные отложения неогенового возраста (мэотис), залегающие в северо-западной части Болгарии на глубине 200–400 м, производят газ, а на территории Румынии этот же комплекс, но погруженный на глубину более 1000 м, генерирует уже нефть [Калинко, 1977].
В то же время целый ряд фактов свидетельствует о том, что нефтеобразование может начинаться чуть ли не в приповерхностном слое осадков. Впервые это обнаружили советские геохимики в 1948 г. при изучении современных осадков в лагунах, лиманах и морских заливах Таманского полуострова. В 1952 г. аналогичные сведения о наличии нефтяных углеводородов в современных осадках Мексиканского залива были опубликованы американскими специалистами. С развитием морского бурения эти факты стали более многочисленны. В Норвежском море миграционно-активные нефтяные битумы обнаружены в интервале глубин 200–420 м. В Красном море в алеврито-карбонатном иле в интервале глубин от 52 до 65 км от поверхности дна (при глубине моря 1550 м) были выявлены пленки нефтеподобного вещества. В экстракте этого вещества содержалось (в %): С — 82,7; Н — 10,1; O + N + S — 7,2 [Вебер, 1983]. По мнению ученых, эти пленки образовались в результате превращения органического вещества вмещающих осадков. На поднятии Шатского в Тихом океане на глубине 4 м от поверхности дна в осадках обнаружено 0,01 % жидких углеводородов при общем содержании битума около 0,02 %; в Средиземном море около острова Сардиния на глубине 362 м от поверхности дна (при глубине моря 2870 м) установлено 0,003 % жидких углеводородов [Калинко, 1977]. Во всех случаях осадки морского дна находились в зоне сравнительно высокого теплового потока. Значит, для начала процесса нефтеобразования главное не глубина погружения осадка, а достаточная прогретость недр, что хорошо иллюстрируется выведенной Е. Н. Тиратсу зависимостью между глубиной расположения зон нефте- и газообразования и геотермическим градиентом (рис. 13). На приведенного графика видно, что при температурах до 65 °C из органического вещества генерируется лишь углеводородный газ, в интервале температур 65– 149 °C — нефть, а при более высоких температурах — опять-таки газ (термический газ по Е. Н. Тиратсу). При этом зона нефтеобразования может залегать на различной глубине от нескольких метров (при геотермическом градиенте 7–9 °C/100 м) до многих сотен метров при уменьшении градиента до 1–2 °C/100 м. С чем же это связано? Почему такую важную роль в процессе нефтеобразования играет температура?
Рис. 13. Глубины расположения зон нефте- и газообразования в зависимости от величины геотермического градиента [Калинко, 1977]
Дело в том, что преобразование органического вещества — это процессы диссоциации различных соединений; кислот, восков, спиртов, эфиров, стеаринов, терпенов, меланоидов и т. д. Все эти процессы протекают с разрывом химических связей, в первую очередь между углеродом и гетероатомами (кислородом, азотом, серой). В то же время разрывы химических связей могут происходить при значительных затратах энергии. М. К. Калинко приводит такие данные по энергии разрыва в газообразных молекулах и радикалах органических веществ: для разрыва связи С — С необходимо затратить 70–100 ккал/моль; С — Н — также 70—100; С — О — 70—200; C — N — 60—200; C— S — 70–100 ккал/моль. Для протекания таких процессов, но в жидкостях энергия разрыва существенно увеличивается. Правда, она может снижаться при участии катализаторов. Приведенные факты свидетельствуют о чрезвычайной важности температурного фактора в процессе нефтеобразования.
Развивая эту мысль, М. К. Калинко показал, что процесс преобразования органического вещества контролируется «не только и не столько температурой, сколько тепловым режимом — количеством тепла, поступающего в единицу времени. В условиях недр это и есть плотность теплового потока, которая, следовательно, и должна контролировать процессы преобразования ОВ» [Калинко, 1977, с. 174]. По данным ученого, процесс преобразования органического вещества становится еще более энергоемким, если он протекает не в рыхлом осадке на дне водоема, а в уплотненной, литофицированной породе. В последнем случае при недостаточности теплового воздействия материнская порода будет характеризоваться лишь «точечной битуминозностью».
По мнению М. К. Калинко, наиболее благоприятная ситуация для нефтеобразования возникает тогда, когда уже на ранних стадиях диагенеза осадки с рассеянным органическим веществом попадают в зону температур, достаточных для развития явлений деструкции органики. В такой ситуации процессы нефтегазообразования развиваются быстро и сравнительно полно. При этом за относительно короткий отрезок геологического времени (несколько миллионов лет) могут сформироваться крупные залежи нефти и газа, как это имело место в Яванском, Мексиканском и других нефтегазоносных регионах.
На примере же Красного моря имеется возможность проследить степень созревания органики в зависимости от величины геотермического градиента. Ученые Института океанологии АН СССР провели исследования содержания углеводородных газов в придонном слое воды в трех впадинах морского дна: Атлантис-2, Дискавери и Сагар, различающихся своими геотермическими режимами.
Во впадине Атлантис-2, где температура придонной воды 62 °C, в придонном рассоле обнаружены углеводородные газы на уровне максимальном для морской воды (в 10-4 мл/л): СН4 — 2005; С2Н
