pdf.php@id=6161.pdf

ровом радиогенном гелии R = 1(Г8, а в объектах, связанных с дегазацией мантии, R = 1СГ5

Наличие ювенильной примеси гелия позволяет оценить и воз­ можную долю углеродсодержаших газов, и прежде всего мета­ на, мантийного генезиса. Эта оценка была проведена двумя не­ зависимыми способами: Э.М. Прасоловым, И.Н. Тостихиным (1987) на основе фактических данных и Б.Г. Поляком с соавт. (1996) расчетным способом, основанным на балансе этих газов в «недиссипирующей» атмосфере. Установлено, что в современной мантии соотношение СН4/ 3Не = 106.

Таблица 4.3

Изотопный состав газов коры и верхней мантии (Прасолов, 1988)

Характер распределения этого отношения в газах вулкани­ ческих областей показывает, что только в некоторых образцах природных газов Камчатки доля мантийных флюидов составляет первые проценты, в подавляющем же числе образцов, в том чис­ ле и в газах формации зеленых туфов Японии, они составляют 0,1—0,001%. Сходная картина соотношения концентраций метана и изотопов гелия отмечена и для газов грязевых вулканов России (рис. 4.3). Даже в наиболее обогащенных мантийным флюидом образцах, т.е. газах вулканов Восточной Грузии и Сахалина, их доля не превышает сотых долей процента, в подавляющем боль­ шинстве случаев она ниже 0,0001%. Б.Г. Поляк с соавт. приводят данные о характере распределения соотношения СН4/ 3Не в газах нефтяных и газовых месторождений разных регионов мира. Не­ зависимо от возраста и состава коллектора в газах нефтяных и газовых месторождений это отношение на пять-шесть порядков выше, что указывает на преобладание в них метана немантийных источников, т.е. мантийная составляющая изменяется от 0 ,0 1 до 0,00001% (Поляк и др., 1996).

Неорганические концепции происхождения нефти существу­ ют до настоящего времени. Интерес к ним понятен. С точки зре-

201

СН/Не

Рис. 4.3. Соотношение концентраций метана и изотопов гелия в залежах природного газа разных районов мира и эманациях грязе­ вых вулканов Керченско-Таманской области: 1—3 — возраст кол­

лекторов газовых залежей: кайнозойский (7), мезозойский (2), па­ леозойский (3); 4 — поле фигуративных точек грязевых вулканов;

ВТП — то же гидротермальных флюидов Восточно-Тихоокеанского поднятия (по Б.Г. Поляку)

ния биогенного исходного вещества нефти ресурсы нефти и газа на Земле определяются ОВ осадочных пород, и поэтому они ис­ черпаются в не таком далеком будущем. Смириться с этим труд­ но, и хотелось бы найти их источник более «надежный» и дли­ тельного действия, каковым и представляется мантия. В пользу своей концепции «неорганики» приводят доводы, какие, по их мнению, биогенная теория не может объяснить. К числу таких фактов относятся: неравномерность распределения на Земле ре­ сурсов нефти и газа; существование супергигантских скоплений УВ-сырья; приуроченность многих месторождений к разрывным нарушениям; наличие залежей нефти и газа в изверженных поро­ дах; присутствие углеводородных газов, главным образом метана, в вулканических эманациях, изверженных породах фундамента;

2 0 2

повышенная металлоносность твердых нафтидов, обогащенность их ураном, редкими и редкоземельными элементами; возмож­ ность экспериментального абиогенного синтеза углеводородов; обнаружение жидкой нефти и твердых нафтидов в гидротермаль­ ных системах спрединговых зон океанов (таких нефтепроявлений известно более 1 0 0 ).

Кратко рассмотрев «неорганические» гипотезы происхожде­ ния нефти, следует отметь их слабую аргументированность. С позиций неорганического генезиса нефти нельзя объяснить характер распределения десятков тысяч месторождений нефти и газа, приуроченных к осадочным бассейнам, генетическую связь нефти с ОВ нефтегазоматеринских пород, доказанную на сотнях тысяч объектов разного возраста от докембрия до неогена.

Открытие бактериальной жизни в высокотемпературных ги­ дротермах и биопродуктов жизнедеятельности бактерий в ру­ дах глубоких зон океана значительно расширяет «сферу жизни». Бактериосфера — основа жизни на Земле; за счет нее биосфера увеличивается не только во времени, но и в пространстве, что, естественно, расширяет и возможности биогенного нефтегазообразования.

Неопровержимым доказательством биогенного генезиса неф­ ти в осадочных породах является ее молекулярный состав. Об­ наружение в нефти и продуктах ее природного преобразования биохимических меток — хемофоссилий или биомаркеров, на­ чиная с порфиринов, открытых А. Трейбсом (1934), позволило установить генетическую связь соединений нефти с определен­ ными группами живого вещества. Ограниченное количество изо­ меров УВ в нефти (следствие избирательного накопления их в живых организмах), оптическая активность нефтей, отражающая хиральную чистоту биологических систем, — эти свойства нефти являются бесспорным свидетельством ее генетической связи с биогенным веществом. Исходное вещество нефти независимо от источника углерода — эндогенного, космического, биогенного — в своей предыстории обязательно должно пройти через «жизнь».

Современная концепция нефтегазообразования

В последнее время к вопросу о механизме нефтегазообразо­ вания стало возможно подойти с позиций общих законов транс­ формации горных пород при их нагреве, происходящем в про­ цессе погружения. Теоретической основой для новых взглядов послужили идеи о саморазвитии и самоорганизации открытых неравновесных систем, разрабатываемые И.Р. Пригожиным, а

203

применительно к геологии — Ю.М. Пущаровским (Пущаровский, 1995; Соколов, 1994).

Сущность подхода заключается в трех положениях: 1) верти­ кальная тектонико-петрологическая расслоенность литосферы и верхней мантии, выражающаяся в чередовании зон уплотне­ ния и разуплотнения; 2 ) разуплотненные зоны представляют собой вместилища природных породных растворов и расплавов (ППРР); 3) флюиды, насыщающие зоны разуплотнения, при на­ греве могут расширяться. Общепризнанной теории возникнове­ ния зон разуплотнения в земной коре пока не существует. Наи­ более популярна концепция дефлюидизации. При погружении и нарастании температуры происходит трансформация физических свойств минералов и горных пород. Одни минералы переходят в другие, при этом их наименее связанные компоненты вытесня­ ются из структуры минералов. Другими словами, происходит по­ теря летучих компонентов, которые включают прежде всего воду, а также углекислоту, жидкие углеводороды, различные газы. Про­ исходит так называемая дегидратация или дефлюидизация пород, за счет которой создаются зоны разуплотнения, насыщения рас­ творами.

Из этого следует: 1) нефть и газ, объединяемые понятием углеводородного раствора (УВР), есть не что иное, как тривиаль­ ный вариант сравнительно низкотемпературной дефлюидизации осадочных пород, обогащенных ОВ; 2 ) саморазвитие осадочного бассейна, испытывающего интенсивное погружение, приводит к интенсификации системы восходящих тепловых потоков, акти­ визирующих процессы нефтегазообразования во всем бассейне. Чем интенсивнее прогибание, тем выше уровень реализации не­ фтематеринского потенциала, накопленного данным бассейном.

Нефтегазоматеринский потенциал создается еще в живом ве­ ществе и формируется в диагенетический этап формирования НМ-пород. Повсеместное распространение УВ в стратисфере дало основание для выделения углеводородной сферы Земли (увосфера). Увосфера, как и биосфера, и подземная гидросфера, не имеет четких ограничений, а располагается в виде углеводо­ родных растворов в трещинно-поровом пространстве верхней ча­ сти литосферы, образованной осадочными, метаморфическими и частично магматическими породами. Мощность увосферы за­ висит как от физико-химических условий сохранения УВ, так и от глубинного интервала существования в литосфере трещиннопорового пространства.

Таким образом, увосфера Земли представляет собой прерывисто-непрерывную среду преимущественно в осадочной части земной коры с переменчивой мощностью от нескольких

204

сотен метров до 15 км и более, характеризующуюся неодинако­ вой концентрацией УВ-растворов в различных ее частях.

Характерная черта увосферы — постоянное ее обновление. На смену разрушающимся соединениям и скоплениям в процессе эволюции земной коры приходят все новые и новые порции УВ, вновь образующие скопления.

Увосфера возникла на ранних стадиях существования Земли одновременно с появлением биосферы, видимо, около 3,5 млрд лет назад, т.е. в раннем архее, и является результатом взаимо­ действия биосферы, гидросферы, литосферы и верхних оболочек мантии. Приуроченность нефти и газа к осадочным образова­ ниям стратисферы является первым доказательством нефтеобразования за счет погребенной биосферы. Второе доказательство преемственности вещества нефти от былых биосфер связано с достоверными геохимическими свидетельствами биогенной при­ роды нефти. Биогеохимия нефти свидетельствует о том, что структурные и концентрационные характеристики, присущие хемофоссилиям нефти, не случайны, а отражают типы биогенных предшественников и процессы их трансформации в соединения нефти. Достоверная генетическая информация о липидах и ли­ поидах организмов палеобиоценозов как источниках вещества нефти, сохраненная молекулами-биомаркерами в составе нефти, создала основу биогеохимических реконструкций нефтеобразования.

Реконструкция химизма нефтеобразования свидетельствует о многоступенчатости природных процессов преобразования ис­ ходного биогенного материала в нефть. Нефтеобразование реа­ лизуется как ветвь ярко выраженной тенденции образования УВ в геохимической трансформации разных компонентов ОВ, и пре­ жде всего продуктов липидно-липоидного генезиса.

Нефтегазообразование следует рассматривать как саморазвивающийся процесс, сопровождающий осадочное породообразование и находящийся в тесной связи с развитием биосферы. Эта связь проявляется на протяжении всего круговорота органиче­ ского углерода в цепи биосфера—увосфера—биосфера, который можно представить в виде многокольцевой спирали (рис. 4.4).

Каждое кольцо отвечает определенному этапу трансформа­ ции ОВ, происходящему по принципу «порядок—беспорядок- порядок». Этот принцип выражается чередованием процессов деструкции и синтеза, протекающих под действием запасенной органическими соединениями при их биосинтезе «биологиче­ ской» энергии и внешней тепловой энергии, соотношение кото­ рых определяет типы химических преобразований ОВ.

205

Ш И ' Щ 2 i**33 Ss53* EZ35

iïTTTIg В 7 Е 2 3 8 FFFfl* М ' *

Рис. 4.4. Схема круговорота Сорг в системе биосфера— углеводородная сфера—биосфера: 1 — газ; 2 — нефть; 3, 4 — стадии: 3 — деструкционная, 4 — синтеза; 5 — флюиды; 5 — биосфера; 7 — увосфера; 8 — породы фундамента; 9 — верхняя мантия; 10 — газогидраты;

стрелки — направление процесса (движения) флюида

На первом этапе в условиях седиментогенеза и диагенеза име­ ют место биодеструкция основных групп биополимеров (жиров, белков, углеводов, лигнина) и геосинтез из продуктов их деструк­ ции разного типа геополимеров, накапливающихся в осадке и формирующих кероген осадочных пород. Генерирующиеся на этом этапе углеводородные газы уходят главным образом в ги­ дросферу или в атмосферу.

Второй этап, протекающий в условиях катагенетической трансформации осадочных пород, характеризуется процессами термодеструкции геополимеров и термокаталитического синтеза нефтяных и газовых УВ из фрагментов липидных и изопреноидных соединений, высвобождающихся из керогеновой формы рассеянного ОВ. Миграционноспособные жидкие и газовые УВ, удаляясь из материнской породы, образуют углеводородные рас­ творы, которые могут концентрироваться в виде скоплений нефти

игаза. Именно на этом этапе реализуются главные фазы нефте-

игазообразования, отвечающие за реальную нефтегазоносность осадочных бассейнов. На третьем и последующих этапах продук­ тами уже значительно истощенного ОВ являются газы.

206

----------- ГЛАВА 5 -----------

МИГРАЦИЯ НЕФТИ И ГАЗА

Процессы перемещения (миграции) подвижных веществ (флю­ идов) в недрах еще не полностью изучены. Это очень важный вопрос, так как в результате миграции возникают скопления, за­ лежи и месторождения углеводородов, некоторые из которых по своим масштабам порядка 1 0 - 1 2 млрд т нефти или триллионов кубометров газа поражают наше воображение. Основное внима­ ние при изучении этой важной проблемы следует обратить на время начала и длительность миграции, способы и формы ми­ грации, их масштабы в земной коре, физико-химические особен­ ности миграции.

Вбольшинстве случаев нефть, составляющие ее углеводороды

идругие соединения, а также углеводородные газы генерированы не в тех породах, в которых находятся их скопления, поэтому всегда возникает вопрос, как они переместились из материнских пород в породы-коллекторы, слагающие природные резервуары. Этот процесс очень сложный, и далеко не все исследователи счи­ тают, что он происходит в природе в широких масштабах. Пере­ мещение микронефти внутри нефтематеринской толщи и уход из нее в природные резервуары называется первичной миграцией. Процесс перехода флюида из НМ-толщи в коллектор называ­ ется эмиграцией (некоторые исследователи используют термин «эвакуация»). В отдельных случаях сами материнские породы в результате литогенетических процессов приобретают достаточно высокие фильтрационно-емкостные свойства (ФЭС), что позво­ ляет содержать нефть и газ и отдавать их при разработке. В этом случае углеводороды, по-видимому, испытывают лишь мини­ мальные перемещения.

5.1. ПЕРВИЧНАЯ МИГРАЦИЯ

Наиболее сложные вопросы связаны с первичной миграци­ ей углеводородов из материнских пород, особенно с причинами начала этого движения. Исходное вещество (кероген), присут­ ствующее в материнских породах как в дисперсной, так и в кон­ центрированной форме, является источником основной массы углеводородных соединений. Для преобразования ОВ требуется

208

энергия, частично заключенная в самих осадках и органическом веществе. В основном же повышение энергетического уровня происходит при погружении пород и росте температур в осадоч­ ном бассейне.

И.М. Губкин представлял первичную миграцию как вынос нефти из материнских пород водой в виде мельчайших капелек. Конечно, это очень трудно себе представить, если матерински­ ми породами являются очень тонкопористые глины, из которых даже при очень большом давлении нефть трудно выжать. Тем не менее перемещение углеводородов все же происходит. При рассмотрении возможностей первичной миграции наибольшее внимание исследователями уделяется гипотезе о выносе углево­ дородов в виде растворов.

Растворимость углеводородов и нефтей

Исследованием молекулярной растворимости углеводородов и нефтей в воде занимались А.Н. Гусева, Е.Н. Парнов, Л. Прайс и др. В работах Л. Прайса анализировалась растворимость угле­ водородов и нефтей при температурах до 400 °С и давлениях до 200 МПа. При поверхностных условиях давления и температуры 20-25 °С жидкие углеводороды слабо растворяются в воде. Наи­ большую растворимость (от 150 до 1700 мг/л) имеют арены, а наименьшую (24-62 мг/л) — н-алканы. Цикланы занимают про­ межуточное положение. Растворимость некоторых углеводородов (в мг/л) следующая: метан — 24,4; этан — 60,4; пропан — 62,4; н-бутан — 61,4; изобутан — 48,9; н-пентан — 38,5; изопентан — 48,8. Растворимость жидких углеводородов уменьшается с уве­ личением их молекулярной массы. Растворимость н-октана при обычных условиях составляет 0,66, а н-нонана — 0,122 мг/л. Осо­ бенно резкое уменьшение растворимости н-алканов наблюдается начиная с н-декана. При росте температуры растворимость алка­ нов в воде возрастает, особенно в интервале 130—150 °С (рис. 5.1). Растворимость у н-парафинов растет больше, чем у арома­ тических углеводородов. Из кривых на рис. 5.2 следует, что относительная раствори­ мость плохо растворимых в воде углеводородов с большей молекулярной массой увели­ чивается с ростом температу­

209

лекулярной массой. Возрастание давления несколько уменьшает растворимость. Различные компоненты, находящиеся в нефтях (смолисто-асфальтеновые соединения, нафтеновые кислоты и др.), растворяются в воде пропорционально их содержанию и в зависимости от соотношения индивидуальных растворимостей.

Влияние концентрации солей в воде имеет обратную зависи­ мость: при повышении минерализации растворимость будет па­ дать. Изменение (снижение) растворимости бензола в пластовых водах различной минерализации при температуре 25 °С и нор­ мальном давлении показана на рис. 5.3.

Присутствие в воде растворенного газа также влияет на рас­ творимость в ней углеводородов. Влияние газа зависит от степени насыщения им воды, состава газа, температуры и характеристики самого растворяющегося углеводорода. Судя по имеющимся дан­ ным, насыщение газом оказывает отрицательное воздействие на растворимость углеводородов до 180 °С и положительное при бо­ лее высоких температурах. О влиянии состава газов можно судить из опытов с различными газами. Отрицательное влияние газов на растворимость в воде жидких углеводородов при температурах до 150 °С увеличивается в ряду азот—метан—этан—углекислый газ—пропан.

Л. Прайсом было исследовано влияние насыщения воды угле­ кислым газом на растворимость в ней различных фракций нефти при температурах до 350 °С и давлении до 150 МПа. Это влияние зависело от углеводородного состава фракции и температуры. При температурах ниже 250 °С присутствие углекислого газа в воде снижало растворимость углеводородов от Ci до С10, а при более высоких температурах увеличивало. Растворимость фракции с углеводородами С10“ С15 при температурах ниже 180 °С уменьша­ лась в присутствии С02, но эффект был намного меньшим, чем

2 1 0