Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Проблема происхождения нефти и углеводородного газа давно привлекает внимание исследователей - геологов и геохимиков.

Происхождение нефти и газа является очень сложной проблемой, поскольку здесь тесно переплетаются вопросы химии, физики, геологии, геохимии и биохимии. Образование углеводородов и других веществ, входящих в состав нефти и газа, и их изменения представляют собой ряд химических, а образование нефтегазовых залежей - ряд физических и физико-химических процессов. Всё это происходит на фоне процессов геологического развития, влияющих на образование и миграцию нефти и газа и при том в аспекте геологического времени.

Нефть и все другие горючие полезные ископаемые, так же как рассеянное органическое вещество осадочных пород, генетически связаны с живым веществом нашей планеты, с биосферой прошлых геологических эпох. Проблема происхождения нефти, нижний возрастной предел её образования тесно связаны с возрастом возникновения жизни на Земле. На протяжении веков учёными было выдвинуто множество теорий происхождения нефти, но более правдоподобными и обоснованными на сегодняшний день являются теории, которые принимают за исходный материал для образования нефти органическое вещество, их ещё можно назвать органогенными. Данный вид теорий и будет рассмотрен в настоящей работе.

Проблема происхождения нефти имеет не только теоретическую, но и практическую значимость. Изучение происхождения нефти необходимо для определения критериев возможного нахождения месторождений нефти при их поиске. Зная палеогеографические, фациальные, геохимические условия образования нефти, можно будет получить данные, какие территории являются перспективными для поисков и добычи нефти. Кроме того, знание условий образования нефти и закономерностей размещения её скоплений в земной коре позволяет научно обоснованно и эффективно вести поиски месторождений, подходить к открытию новых нефтеносных областей независимо от существования обычных видимых признаков нефтегазоносности. «Зная, где, из чего и при каких условиях образуется нефть, мы можем искать эти условия в природе и подходить к открытию новых нефтеносных областей, независимо от существования обычных видимых признаков нефтегазоносности в виде выходов нефти, газов и т.д.».

Работа посвящена одной из сложнейших проблем современной геологии - флюидодинамике осадочных бассейнов (ОБ), происхождению нефти и формированию месторождений углеводородов (УВ), обсуждаемой в научной литературе более 100 лет и не нашедшей к настоящему времени однозначного решения. В работе сделана попытка обобщения накопившейся к настоящему времени информации, включающей огромный и разнообразный теоретический, экспериментальный и эмпирический материал о нефтегазоносных структурах, геохимических исследованиях, геодинамике, гидрогеодинамике и др.



1. Общие сведения о нефти и газе

1.1 Исторические сведения о нефти

Нефть известна человечеству с древнейших времён. Раскопками на берегу Евфрата установлено существование нефтяного промысла за 6000--4000 лет до н. э. В то время её применяли в качестве топлива, а нефтяные битумы -- в строительном и дорожном деле. Нефть известна была и Древнему Египту, где она использовалась для бальзамирования покойников. Плутарх и Диоскорид упоминают о нефти, как о топливе, применявшемся в Древней Греции. Около 2000 лет назад было известно о её залежах в Сураханах около Баку. К 16 веку относится сообщение о «горючей воде -- густе», привезённой с Ухты в Москву при Борисе Годунове. Несмотря на то, что, начиная с 18 века, предпринимались отдельные попытки очищать нефть, всё же она использовалась почти до 2-й половины 19 века в основном в натуральном виде. На нефть было обращено большое внимание только после того, как было доказано в России заводской практикой братьев Дубининых (с 1823), а в Америке химиком Б. Силлиманом (1855), что из неё можно выделить керосин -- осветительное масло, подобное фотогену, получившему уже широкое распространение и вырабатывавшемуся из некоторых видов каменных углей и сланцев. Этому способствовал, возникший в середине 19 в., способ добычи нефти с помощью буровых скважин вместо колодцев.

1.2 Геология нефти и газа

Заключающие нефть породы обладают сравнительно высокой пористостью и достаточной для её извлечения проницаемостью. Породы, допускающие свободное перемещение и накопление в них жидкостей и газов, называются коллекторами. Пористость коллекторов зависит от степени отсортированности зёрен, их формы и укладки, а также и от наличия цемента. Проницаемость определяется размером пор и их сообщаемостью. Главнейшими коллекторами нефти являются пески, песчаники, конгломераты, доломиты, известняки и другие хорошо проницаемые горные породы, заключённые среди таких слабопроницаемых пород, как глины или гипсы. При благоприятных условиях коллекторами могут быть трещиноватые метаморфические и изверженные породы, находящиеся в соседстве с осадочными нефтеносными породами.

Часто нефтяная залежь занимает лишь часть коллектора и поэтому в зависимости от характера пористости и степени цементации породы (гетерогенности залежи) обнаруживается различная степень насыщенности нефтью отдельных её участков в пределах самой залежи. Иногда этой причиной обусловливается наличие непродуктивных участков залежи. Обычно нефть в залежи сопровождается водой, которая ограничивает залежь вниз по падению слоёв либо по всей её подошве. Кроме того, в каждой залежи нефти вместе с ней находится т. н. плёночная, или остаточная вода, обволакивающая частицы пород (песков) и стенки пор. В случае выклинивания пород коллектора или обрезания его сбросами, надвигами и т п. дизъюнктивными нарушениями залежь может либо целиком, либо частично ограничиваться слабопроницаемыми породами. В верхних частях нефтяной залежи иногда сосредоточивается газ (т. н. «газовая шапка»). Дебит скважин, помимо физических свойств коллектора, его мощности и насыщения, определяется давлением растворённого в нефти газа и краевых вод. При добыче нефти скважинами не удаётся целиком извлечь всю нефть из залежи, значительное количество её остаётся в недрах земной коры.



Различного типа залежи нефти в гидравлически незамкнутых (1--3) и замкнутых (4 -- 6) ловушках: 1 -- пластовые сводовые нефтяные и газонефтяные залежи; 2 -- массивная сводовая газонефтяная залежь; 3 -- нефтяная залежь в выступе палеорельефа, первичного (напр., рифа) или вторичного (эрозионного); 4 -- нефтяная залежь, экранированная стратиграфическим несогласием; 5 -- нефтяная залежь в ловушке первичного (фациального, литологического) выклинивания коллектора; 6 -- тектонически экранированная залежь нефти; а -- нефть; б -- газ; в -- вода.

Для более полного извлечения нефти применяются специальные приёмы, из которых большое значение имеет метод заводнения (законтурного, внутриконтурного, очагового).

Нефть в залежи находится под давлением (упругого расширения и/или краевой воды и/или газа, как растворённого так и газовой шапки) вследствие чего вскрытие залежи, особенно первыми скважинами, сопровождается риском газонефтепроявлений (очень редко фонтанными выбросами нефти). Весьма продолжительное время (со 2-й половины XIX в.) геологи полагали, что нефтяные залежи приурочиваются почти исключительно к антиклинальным складкам, и только в 1911 И.М. Губкиным был открыт в Майкопском районе новый тип залежи, приуроченной к аллювиальным пескам и получившей название «рукавообразной». Спустя более 10 лет подобные залежи были обнаружены в США.

Дальнейшее развитие разведочных работ в СССР и в США завершилось открытием залежей, связанных с соляными куполами, приподнимающими, а иногда и протыкающими осадочные толщи. Изучение нефтяных месторождений показало, что образование нефтяных залежей обусловлено различными структурными формами изгибов пластов, стратиграфическими соотношениями свит и литологическими особенностями пород. Предложено несколько классификаций месторождений и залежей нефти как в России, так и за рубежом. Нефтяные месторождения различаются друг от друга по типу структурных форм и условиям их образования. Залежи нефти и газа различаются друг от друга по формам ловушек-коллекторов и по условиям образования в них скоплений нефти.

1.3 Физические свойства

Нефть -- жидкость от светло-коричневого (почти бесцветная) до тёмно-бурого (почти чёрного) цвета (хотя бывают образцы даже изумрудно- зелёной нефти).

Средняя молекулярная масса 220 -- 300 г/моль (редко 450 --470).

Плотность 0,65 -- 1,05 (обычно 0,82 -- 0,95) г/см?; нефть, плотность которой ниже 0,83, называется лёгкой, 0,831 -- 0,860 -- средней, выше 0,860 тяжёлой Плотность нефти, как и других углеводородов, сильно зависит от температуры и давления.

Плотность нефтей определяют при температуре +20 °С. Она колеблется в пределах 0,730-1,06. Плотность азербайджанских нефтей 0,78-0,93, грозненских 0,84-0,87. В восточных районах РФ она изменяется в среднем от 0,852 до 0,899. Плотность калифорнийских нефтей 0,78-0,93, а некоторых мексиканских нефтей около 1,05.

В США плотность нефти определяют в градусах АНИ (Американский нефтяной институт) при 60 °F (около 15,50С); плотность воды в этой системе равна 10° АНИ. Пересчетная формула от градусов АНИ к системе, принятой в России, следующая

откуда 10° АНИ соответствуют p1515 = 1.

Вязкость или внутреннее трение - в СИ динамическая вязкость нефти намеряется в Па•с, кинематическая - в м2/с.

Условная вязкость в градусах Энглера (°ВУ) представляет собой отношение времени истечения из вискозиметра 200 см3 испытуемой жидкости к «водному числу» - времени истечения 200 см3 дистиллированной воды при +20 °С, обычно равному 50-52 с.

Вязкость нефтей колеблется в широких пределах и зависит от пластового давления, температуры и растворенного в нефти газа. Зависимость вязкости от давления весьма незначительная; с увеличением температуры вязкость нефти уменьшается; с увеличением количества растворенного газа она заметно уменьшается.

Вязкость нефти играет большую роль при движении ее по пласту. От величины вязкости нефти и от ее соотношения с вязкостью воды зависят динамика обводнения залежи и условия эффективной добычи нефти.

Поверхностное натяжение жидкости заключается в противодействии нормальным силам, приложенным к этой поверхности и стремящимся изменить ее форму. Единицы измерения Н/м или Дж/м2.

Поверхностное натяжение существует на границе раздела любых двух фаз. В среднем его величина на границе нефти с воздухом составляет 2,5-3,5 Н/м2, а с водой - 7,2-7,6 Н/м2 (поверхностное натяжение вод нефтяных месторождений вследствие их минерализации достигает 7,9 Н/м2).

Это свойство имеет существенное значение при движении нефти в пористой среде. В самом деле, поровое пространство нефтяных пластов в значительной части представлено капиллярными трубками переменного сечения, поэтому частицы нефти при своем движении по этим капиллярам должны менять форму и поверхность. При этом на преодоление сил поверхностного натяжения расходуется часть пластовой энергии: чем больше величина поверхностного натяжения, тем больше будет расходоваться пластовой энергии на его преодоление.

Обычно, чем больше плотность нефти, тем больше ее поверхностное натяжение; с ростом пластового давления его величина также несколько возрастает; с увеличением количества растворенного газа и повышением температуры поверхностное натяжение нефти уменьшается.

Нефть содержит большое число разных органических веществ и поэтому характеризуется не температурой кипения, а температурой начала кипения жидких углеводородов (обычно >28 °C, реже ?100 °C в случае тяжёлых немфтей) и фракционным составом -- выходом отдельных фракций, перегоняющихся сначала при атмосферном давлении, а затем под вакуумом в определённых температурных пределах, как правило до 450--500 °C (выкипает ~ 80 % объёма пробы), реже 560--580 °C (90--95 %). Температура кристаллизации от ?60 до +30 °C; зависит преимущественно от содержания в нефти парафина (чем его больше, тем температура кристаллизации выше) и лёгких фракций (чем их больше, тем эта температура ниже).

Нефть -- легковоспламеняющаяся жидкость; температура вспышки от 35 до 121 °C (зависит от фракционного состава и содержания в ней растворённых газов). Нефть растворима в органических растворителях, в обычных условиях не растворима в воде, но может образовывать с ней стойкие эмульсии. В технологии для отделения от нефти воды и растворённой в ней соли проводят обезвоживание и обессоливание.



1.4 Элементный состав нефти и газа

Нефть представляет собой смесь около 1000 индивидуальных веществ, из которых большая часть -- жидкие углеводороды (> 500 или обычно 80--90 % по массе) и гетероатомные органические соединения (4--5 %), преимущественно сернистые (около 250), азотистые (> 30) и кислородные (около 85), а также металлоорганические соединения (в основном ванадиевые и никелевые); остальные компоненты -- растворённые углеводородные газы (C1-C4, от десятых долей до 4 %), вода (от следов до 10 %), минеральные соли (главным образом хлориды, 0,1--4000 мг/л и более), растворы солей органических кислот и др., механические примеси (частицы глины, песка, известняка).

Разделим соединения входящие в состав нефти на пять групп:

1) Парафины (алканы) - устойчивые насыщенные соединения, характеризующиеся формулой CnH2n+2, имеют прямую или разветвленную цепь.

2) Нафтены (циклоалканы) - насыщенные циклические соединения, характеризующиеся формулой CnH2n, оба атома водорода в которых могут быть замещены алкильными группами.

3) Ароматические углеводороды (арены) - ненасыщенные циклические соединения ряда бензола, характеризующиеся формулой CnHn, содержат в кольце на шесть атомов водорода меньше, чем соответствующие нафтены; атомы водорода в этих соединениях могут быть также замещены алкильными группами.

4) Гетероатомные (серо-, азот- и кислородсодержащие) и минеральные соединения, содержащиеся во всех нефтях, являются нежелательными компонентами, поскольку резко ухудшают качество получаемых нефтепродуктов, осложняют переработку (отравляют катализаторы, усиливают коррозию аппаратуры и т.д.) и обусловливают необходимость применения гидрогенизационных процессов.

5) Гибридные углеводороды - химические соединения, включающие в себя элементы 3-х первых групп.

Между содержанием гетероатомных соединений и плотностью нефтей наблюдается вполне закономерная зависимость: легкие нефти с высоким содержанием светлых фракций бедны гетеросоединениями и, наоборот, ими богаты тяжелые нефти. В распределении их по фракциям наблюдается также определенная закономерность: гетероатомные соединения концентрируются в высококипящих фракциях и остатках.

Основную часть нефти и нефтепродуктов составляют углерод (83-87%) и водород (12-14%). Их содержание, иногда и соотношение, полезно знать для расчетов некоторых процессов. Например, теплота сгорания котельных топлив является важным показателем, от которого зависит расход топлива. Теплота сгорания зависит от элементного состава топлив. Высокая теплота сгорания жидких топлив объясняется высоким содержанием в них водорода и углерода и малой зольностью. Входящие в состав топлива кислород, азот, влага и негорючие минеральные вещества являются балластом.

Процентное отношение массового содержания водорода к содержанию углерода (100НС) показывает, сколько необходимо добавить водорода к сырью в процессе гидрокрекинга, чтобы получить желаемые продукты. Отношение 100 Н/С в бензине равно 17-18, в нефти 13-15, в тяжелых фракциях 9-12.

Данные элементного состава и структурно-группового состава узких фракций масел и тяжелых остатков, из которых выделение индивидуальных соединений невозможно, позволяет значительно расширить представления о структуре веществ, входящих в эти фракции, и построить модель их "средней" молекулы.



Во всех нефтях наряду с углеводородами имеется значительное количество соединений, включающих такие гетероатомы, как сера, азот и кислород. Содержание этих элементов зависит от возраста и происхождения нефти.

Содержание серы может составлять от 0,2 до 7,0%, кислорода в нефти содержится от 0,05 до 3,6%, а содержание азота не превышает 1,7%.

Распределение гетероатомов по фракциям нефти неравномерно.

Обычно большая их часть сосредоточена в тяжелых фракциях и, особенно, в смолистой ее части.

Серосодержащие соединения. Как и кислородсодержащие соединения нефти, серосодержащие неравномерно распределены по ее фракциям. Обычно их содержание увеличивается с повышением температуры кипения. Однако в отличие от других гетероэлементов, содержащихся в основном в асфальто-смолистой части нефти, сера присутствует в значительных количествах в дистиллятных фракциях.

1.5 Применение и экономическое значение нефти

Нефть занимает ведущее место в мировом топливноэнергетическом балансе: доля ее в общем потреблении энергоресурсов составляет 68 %. В перспективе эта доля будет уменьшаться вследствие возрастания применения атомной и иных видов энергии, а также увеличения стоимости добычи.

В связи с быстрым развитием в мире химической и нефтехимической промышленности, потребность в нефти увеличивается. Нужна она не только с целью повышения выработки топлив и масел, но и как источник ценного сырья для производства синтетических каучуков и волокон, пластмасс, ПАВ, моющих средств, пластификаторов, присадок, красителей и др. (более 8 % от объема мировой добычи). Среди получаемых из нефти исходных веществ для этих производств наибольшее применение нашли: парафиновые углеводороды --метан, этан, пропан, бутаны, пентаны, гексаны, а, также высокомолекулярные (10--20атомов углерода в молекуле); нафтеновые - циклогексан; ароматические углеводороды - бензол, толуол, ксилолы, этилбензол, олефиновые и диолефиновые -этилен, пропилен, бутадиен, ацетилен. Истощение ресурсов нефти, рост цен на нее и др. причины вызвали интенсивный поиск заменителей жидких топлив.

Цены на нефть, как и на любой другой товар, определяются соотношением спроса и предложения. Если предложение падает, цены растут до тех пор, пока спрос не сравняется с предложением. Особенность нефти, однако, в том, что в краткосрочной перспективе спрос малоэластичен: рост цен мало влияет на спрос. Редкий владелец автомобиля начнёт ездить в автобусе из-за роста цен на бензин. Поэтому даже небольшое падение предложения нефти приводит к резкому росту цен.

В среднесрочной перспективе (5--10 лет), однако, ситуация иная. Рост цен на нефть заставляет потребителей покупать более экономичные автомобили, а компании -- вкладывать деньги в создание более экономичных двигателей. Новые дома строятся с улучшенной теплоизоляцией, так что на их обогрев тратится меньше топлива. Благодаря этому, сокращение добычи нефти приводит к росту цен лишь в первые годы, а затем цены на нефть опять падают.

В долгосрочной перспективе (десятилетия) спрос непрерывно увеличивается за счет увеличения количества автомобилей и им подобной техники. Относительно недавно в число крупнейших мировых потребителей нефти вошли Китай и Индия. В XX веке рост спроса на нефти уравновешивался нахождением новых месторождений, позволявшим увеличить и добычу нефти. Однако многие считают, что в XXI веке нефтяные месторождения исчерпают себя, и диспропорция между спросом на нефть и её предложением приведёт к резкому росту цен -- наступит нефтяной кризис. Некоторые считают, что нефтяной кризис уже начался, и рост цен в 2003-2005 годах является его признаком.

Так, потерпев поражение в Войне Судного Дня, арабские страны решили в 1973--1974 годах сократить добычу нефти на 5 млн. баррелей в день, чтобы «наказать» Запад. Другие страны сумели увеличить добычу на 1 млн. баррелей в день. Общая добыча нефти сократилась на 7 %, но цены выросли в 4 раза. Это, кстати, способствовало резкому скачку благосостояния советских людей на заключительном этапе «периода застоя». Цены на нефть сохранялись на высоком уровне (хотя и не таком высоком, как во время бойкота) и в середине 1970-х годов, дальнейший толчок им дала иранская революция и ирано-иракская война. Своего пика цены достигли в начале 1980-х годов. После этого, по причинам, описанным выше, цены начали падать. За несколько лет они упали более чем втрое. После вторжения Ирака в Кувейт в 1990 году цены выросли, но быстро упали опять, после того как стало ясно, что другие страны легко могут увеличить добычу нефти. После разгрома Ирака в 1991 году цены продолжали падать и достигли своего минимума ($11 за баррель) в 1998 году, что с учётом инфляции соответствует уровню начала 1970-х годов. В России это привело, в частности, к упадку нефтяной промышленности и стало одной из причин дефолта.

Страны ОПЕК сумели договориться о сокращении добычи нефти, и к середине 2000 года цены достигли $30 за баррель. С конца 2003 до 2005 включительно произошёл новый резкий скачок цен, в августе 2005 была достигнута цена $70, и удерживается на уровне выше $55. Некоторые считают причиной этого скачка цен вторжение США в Ирак, по мнению других, он знаменует начало давно ожидаемого нефтяного кризиса, когда истощающимся месторождениям всё труднее удовлетворить растущий спрос на нефть.



2. Теории происхождения нефти и газа

Про уголь, вы, наверно, уже знаете. Точка зрения на этот счет довольно устоявшаяся: он образовался (и продолжает образовываться) из остатков буйной вечнозеленой растительности, покрывавшей некогда всю планету, включая даже нынешние районы вечной мерзлоты, и занесенной сверху обычными горными породами, под воздействием давления недр и при недостатке кислорода.

Логично предположить, что и нефть была изготовлена по аналогичному рецепту на той же кухне природы. К 19 веку споры, в основном, сводилось к вопросу, что послужило исходным материалом, сырьем для образования нефти: остатки растений или животных?

Немецкие ученые Г.Гефер и К.Энглер в 1888 году поставили опыты по перегонке рыбьего жира при температуре 400 С и давлении порядка 1 МПа. Им удалось получить и предельные углеводороды, и парафин, и смазочные масла, в состав которых входили алкены, нафтены и арены.

Позднее, в 1919 году, академик Н.Д.Зелинский провел похожий опыт, но исходным материалом послужил органический ил растительного происхождения - сапропель - из озера Балшах. При его переработке удалось получить бензин, керосин, тяжелые масла, а также метан…

Так опытным путем была доказана теория органического происхождения нефти. Какие же тут могут быть еще сложности ?...

Но с другой стороны, в 1866 году французский химик М.Бертло высказал предположение, что нефть образовалась в недрах Земли из минеральных веществ. В подтверждение своей теории он провел несколько экспериментов, искусственно синтезировав углеводороды из неорганических веществ.

Десять лет спустя, 15 октября 1876 года, на заседании Русского химического общества выступил с обстоятельным докладом Д.И.Менделеев. Он изложил свою гипотезу образования нефти. Ученый считал, что во время горообразовательных процессов по трещинам-разломам, рассекающим земную кору, вглубь поступает вода. Просачиваясь в недра, она в конце концов встречается с карбидами железа, под воздействием окружающих температур и давления вступает с ними в реакцию, в результате которой образуются оксиды железа и углеводороды, например этан. Полученные вещества по тем же разломам поднимаются в верхние слои земной коры и насыщают пористые породы. Так образуются газовые и нефтяные месторождения.

В своих рассуждениях Менделеев ссылается на опыты по получению водорода и ненасыщенных углеводородов путем воздействия серной кислоты на чугун, содержащий достаточное количество углерода.

Правда, идеи "чистого химика" Менделеева поначалу не имели успеха у геологов, которые считали, что опыты, проведенные в лаборатории, значительно отличаются от процессов, происходящих в природе.

Однако неожиданно карбидная или, как ее еще называют, абиогенная теория о происхождении нефти получила новые доказательства - от астрофизиков. Исследования спектров небесных тел показали, что в атмосфере Юпитера и других больших планет, а также в газовых оболочках комет встречаются соединения углерода с водородом. Ну, а раз углеводороды широко распространены в космосе, значит в природе все же идут и процессы синтеза органических веществ из неорганики. Но ведь именно на этом и построена теория Менделеева.

Итак, на сегодняшний день налицо две точки зрения на природу происхождения нефти. Одна - биогенная. Согласно ей, нефть образовалась из остатков животных или растений. Вторая теория - абиогенная. Подробно разработал ее Д.И.Менделеев, предположивший, что нефть в природе может синтезироваться из неорганических соединений.

И хотя большинство геологов придерживается все-таки биогенной теории, отзвуки этих споров не затихли и по сей день. Уж слишком велика цена истины в данном случае. Если правы сторонники биогенной теории, то верно и опасение, что запасы нефти, возникшие давным-давно, вскоре могут подойти к концу. Если же правда на стороне их оппонентов, то вероятно, эти опасения напрасны. Ведь землетрясения и сейчас приводят к образованию разломов земной коры, воды на планете достаточно, ядро ее, по некоторым данным, состоит из чистого железа… Словом, все это позволяет надеяться, что нефть образуется в недрах и сегодня, а значит, нечего опасаться, что завтра она может кончиться.

Давайте посмотрим, какие доводы приводят в защиту своих точек зрения сторонники одной и другой гипотез.

Но прежде несколько слов о строении Земли. Это поможет нам быстрее разобраться в логических построениях ученых. Упрощенно говоря, Земля представляет собой три сферы, расположенные внутри друг друга. Верхняя оболочка - это твердая земная кора. Глубже расположена мантия. И наконец, в самом центре - ядро. Такое разделение вещества, начавшееся 4,5 миллиарда лет тому назад, продолжается и по сей день. Между корой, мантией ядром осуществляется интенсивный тепло- и массообмен, со всеми вытекающими отсюда геологическими последствиями - землетрясениями, извержениями вулканов, перемещениями материков...

Для объяснения механизмов происхождения нефти и образования её залежей было выдвинуто много гипотез и теорий. Вполне законченная теория генезиса нефти должна дать достаточно подробный ответ на следующие основные вопросы:

1. Из каких исходных веществ образовалась нефть и сопровождающий её газ?

2. Какие причины обусловили образование нефти и газа, и каков был ход нефте- и газообразования?

3. Каким путём образовались скопления или залежи нефти и газа?

Законченная теория генезиса нефти должна, следовательно, подробно и научно обоснованно объяснить весь путь от исходного вещества до крупных скоплений нефти и газа в многочисленных промышленных месторождениях, приуроченных к различным геологическим условиям.

2.1 Органическая теория происхождения нефти и газа

В основе органической, биогенной теории нефтеобразования лежит представление о происхождении нефти из биогенного органического вещества подводных (субаквальных) осадочных отложений. Этот процесс, по мнению сторонников органической теории, носит стадийный характер. Нефть представляет собой продукт превращения органического вещества.

Нефть -- результат литогенеза. Она представляет собой жидкую (в своей основе) гидрофобную фазу продуктов фоссилизации (захоронения) органического вещества (керогена) в водно-осадочных отложениях.

Нефтеобразование -- стадийный, весьма длительный (обычно 50--350 млн лет) процесс, начинающийся ещё в живом веществе. Выделяется ряд стадий:

- осадконакопление -- во время которого остатки живых организмов выпадают на дно водных бассейнов;

- биохимическая -- процессы уплотнения, обезвоживания и биохимические процессы в условиях ограниченного доступа кислорода;

- протокатагенез -- опускание пласта органических остатков на глубину до 1,5--2 км, при медленном подъёме температуры и давления;

- мезокатагенез или главная фаза нефтеобразования (ГФН) -- опускание пласта органических остатков на глубину до 3--4 км, при подъёме температуры до 150 °C. При этом органические вещества подвергаются термокаталитической деструкции, в результате чего образуются битуминозные вещества, составляющие основную массу микронефти. Далее происходит отгонка нефти за счёт перепада давления и эмиграционный вынос микронефти в песчаные пласты-коллекторы, а по ним в ловушки;

- апокатагенез керогена или главная фаза газообразования (ГФГ) -- опускание пласта органических остатков на глубину более 4,5 км, при подъёме температуры до 180--250 °C.

При этом органическое вещество теряет нефтегенерирующий потенциал и реализовывает метаногенерирующий потенциал.

Уже давно было установлено, что большинство осадочных отложений морского (субаквального) происхождения содержит определенное количество рассеянных органических веществ: остатки растительного и животного мира. В количественном отношении органическое вещество осадочных отложений составляет от граммов на 1 м3 породы в соленосных отложениях до 6 кг на 1 м3 в горючих сланцах. В глинах содержание органического вещества (ОВ) составляет 300-500 г на 1 м3, в алевролитах - 200 г на 1 м3, в известняках - 250 г на 1 м3 породы. Кларковое значение органического вещества принимается 400 г на 1 м3 породы. Различают органическое вещество сапропелевого типа и гумусового типа. Если накопление и изменение органического вещества происходит под водой при недостаточном доступе воздуха, оно сводится к процессу перегнивания, возникают углеводы. Это гумусовые вещества (главная часть почвы). Если же изменение органического вещества происходит под водой, без доступа кислорода, то происходит процесс гниения - это восстановительный процесс в химическом отношении (еще Потонье назвал «медленную перегонку»). И.М. Губкин писал в своей книге «Учение о нефти», что «мелкие застойные бассейны являются типичными районами отложения органического вещества углеводородного состава. В огромных количествах здесь развиваются сине-зеленые водоросли, мелкие членистоногие и другой планктон. Умирая, последние вместе с остатками других растений падают на дно бассейна, образуя мягкий, иногда мощный слой органического ила, который называется «сапропель» (гнилой ил).

Накопления сапропеля, отмечает Губкин, происходит в прибрежных частях морей (в лагунах, лиманах). Сапропель при сухой перегонке дает до 25% по весу жирных, похожих на нефть масел (Учение о нефти. 1975. С. 26).

Нефтеобразование - сложный процесс, который происходит в недрах Земли за большой промежуток времени. Мы видим только фиксированные результаты - в виде залежей и месторождений нефти. Эти процессы происходили в нефтематеринских свитах. Нефтематеринскими являются самые разнообразные отложения, формировавшиеся под водой и содержащие рассеянное органическое вещество не ниже кларкового. Наиболее высокопотенциальные нефтематеринские отложения - это глинисто-карбонатные образования, содержащие сапропелевое органическое вещество в количестве почти на порядок выше кларка - это так называемые доманикиты. Они присутствуют во всех системах фанерозоя, отмечаются в докембрийских толщах, они прослеживаются на разных континентах на одних и тех же стратиграфических уровнях. Наиболее значительные по масштабам накопления органического вещества отмечены на границе венда-кембрия, в конце девона - начале карбона, в конце юры - начале мела. Величина органического вещества за счет продукции фитопланктона (растительный планктон, обитающий в воде на глубинах 100-200 м, «блуждающий» зоопланктон - в основном фораминиферы с известковой раковиной, радиолярии и т.д.) в мировом океане составляет 18 млрд т в год.

Первичная жизнь зародилась на Земле 3,5 млрд лет назад.
В кембрийской эпохе в водной оболочке Земли уже были разнообразные формы жизни. В раннем палеозое огромные пространства Земли были заняты океанами и морями, животный мир был представлен беспозвоночными организмами и водорослями. Уже в силуре органический мир начал осваивать сушу, появились первые наземные растения.

Наиболее благоприятные условия для развития жизни в водоемах находятся в интервале глубин 60-80 м. Это шельфовая часть подводных окраин континентов. Накопление органического вещества в водоемах зависит от типа бассейна - океан ли это, озеро или эпиконтинентальное море. В отложениях внутриконтинентальных морей, от берега дальше в направлении центра, содержание органического вещества нарастает. Считается, что 50% всего органического вещества приходится на подводные окраины континентов. Как отметил в своей книге «Учение о нефти» академик Губкин , наилучшие условия для накопления органического вещества имеются в прибрежных частях морей (в заливах, бухтах, лиманах, в открытом море недалеко от берега), где осадконакопление идет в пресной и в соленой воде, где идет борьба между морем и сушей, где происходит чередование отложений: осадки глинистого характера, содержащие богатый органический материал, сменяются песком. В этой части бассейна отлагаются те отложения, которые являются нефтематеринскими. «Как мы видим теперь, родина нефти не в пресноводных бассейнах, не в болотах, а в областях древних мелководных морей, их заливах и прочих частях...» (Губкин И.М. Учение о нефти. 1975. С. 335).

В основе всего живого лежат 6 элементов: углерод С; кислород О; фосфор Р; водород Н; азот N; сера S. Основными биохимическими компонентами живых организмов являются белки; углеводы, липиды, лигнин, целлюлоза, причем углеводы и белки составляют 90% живого организма.

Обогащенные органическим веществом нефтематеринские толщи погружаются, попадают в область высоких температур и давлений.

Академик Губкин написал также в своей известной книге, что нефтеобразование идет стадийно. На стадиях седиментогенеза и диагенеза формируются нефтематеринские и газоматеринские осадки, формируется исходное органическое вещество. На первой стадии в органическом веществе осадков происходят биохимические процессы, в результате которых возникает «кероген» - нерастворимое органическое вещество (для большинства наших ученых кероген - это органическое вещество в целом, для зарубежных ученых под керогеном понимается часть органического вещества, нерастворимая в органических растворителях). Образуется много газообразных продуктов, но они рассеиваются. Часть газа растворяется в воде и захороняется и при повышенных концентрациях может представлять интерес для промышленной добычи (в водах острова Киву в одном из рифтовых озер Африки, в глубоководной части содержатся 50 млрд м3 метана). В Японии из плиоцена и плейстоцена, в пластовых водах которых много метана, производится добыча газа, в составе которого метана - 90-97%, углекислого газа - 1-8%, азота - 0,5-3%, но, в целом, на этой стадии нефти пока нет.

Дальнейшее погружение приводит к тому, что нефтематеринские породы попадают в зону катагенеза (катагенез - это изменение осадочных пород в условиях повышенных температур и давлений), где происходит образование от исходного органического вещества газообразных (углекислый газ, метан, сероводород, аммиак) и жидких продуктов углеводородов.

В 1967 г. Н.Б.Вассоевич выступил с утверждением, что нефтеобразование происходит на стадии среднего катагенеза при глубине отложений 2-3 км и температуре 80-150?С. Он назвал этот интервал «главной фазой нефтеобразования», в которой решающим фактором является температура. Это наиболее оптимальные условия нефтеобразования. За рубежом этот интервал называют «нефтяным окном».

Газообразование - более распространенный процесс и происходит с разной интенсивностью на стадиях диагенеза и катагенеза.

Еще В.А.Соколов в 1948 г. выделил в осадочных отложениях сверху вниз несколько зон по их способности к нефтегазогенерации.
Зона I - глубина 0-150 м - биохимическая. Характеризуется развитием биохимических процессов в органическом веществе с выделением газов.
Зона II - глубина 1-1,5 км - переходная. Биохимические процессы затухают.
Зона III - глубина от 1,5 до 6 км - термокаталитическая. Самая важная для нефтеобразования.

Зона IV - глубина 6 км и более - газовая. В ней образуется преимущественно метан.

Указанные Соколовым глубины были ориентировочные, но они свидетельствовали о намечаемой вертикальной зональности в распределении месторождений углеводородов в осадочной толще.

Итак, процесс нефтеобразования согласно органической теории - стадийный. На стадиях осадконакопления и диагенеза (становления осадка) формируются нефтегазоматеринские породы, обогащенные органическим веществом. На стадии катагенеза реализуются потенциальные возможности нефтегазоматеринских пород генерировать газ, нефть, конденсат. Процесс начинается с образования газа, которое сопутствует нефтеобразованию и завершает его.

Процесс интенсивного образования нефти Н.Б.Вассоевич назвал Главной фазой нефтеобразования, а глубинный интервал - Главной зоной нефтеобразования (ГЗН). Температура в Главной зоне нефтеобразования - 60-150?С. Такие температуры в среднем существуют на глубинах 2-4 км, в зависимости от геотермического градиента. При температуре 150?С из керогена интенсивно генерируются нефть, конденсат и жирный газ.

А.Э.Конторович подсчитал, что в Главной зоне нефтеобразования из одной тонны органического вещества сапропелевого типа образуется 37 кг битумоида, а в случае гумусового типа - 16-19 кг.

Ведущими факторами превращения нефтематеринских пород в нефтепроизводящие являются температура, давление, геологическое время и тектонические движения. Под действием этих факторов происходит катагенез.

Погружение нефтематеринских пород до глубин с температурой 200-300?С приводит к тому, что кероген генерирует метан. Нижняя зона метанообразования не установлена, бурением подошвы этой зоны, по мнению французских ученых Б.Тиссо и Д.Вельте , не может быть достигнута.

Таким образом, на основании вышесказанного можно сделать следующие выводы.

1. Органическая теория происхождения нефти считает первым доказательством нефтеобразования за счет органического вещества приуроченность месторождений нефти и газа к осадочным бассейнам. Причем имеется связь между запасами нефти и газа с объемом нефтегазоматеринских отложений, находившихся в очаге генерации.

2. Второе доказательство связи нефти с живым веществом - присутствие в нефти реликтовых углеводородов, или хемофоссилий, которые являются биологическими маркерами между нефтью и исходным органическим веществом.

3. Оптическая активность или способность нефти вращать плоскость поляризованного света связана с присутствием в молекуле асимметричного атома углерода, все валентности которого насыщены различными атомами или радикалами, что свойственно только биологическим системам.

Получается, что на сегодня органическая теория происхождения нефти лучше аргументирована, чем неорганическая, но все же вопросы происхождения нефти, миграции, аккумуляции, формирования месторождений являются нерешенными, дискуссионными в силу наличия совершенно противоположных мнений.

2.2 Неорганическая теория происхождения углеводородов

Исторически неорганическая теория возникла раньше органической. До середины XIX в. нефть использовалась там, где имелись её выходы на поверхности - в Средиземноморье, в Калифорнии, Венесуэле и др. Ряд ученых того времени, например немецкий естествоиспытатель А.Гумбольдт, связал образование нефти и асфальта с вулканами.

Во второй половине XIX в. химикам удалось в лабораторных условиях синтезировать ацетилен С2Н2, углеводороды метанового ряда.

Знаменитый химик Д.И.Менделеев создал свою известную «карбидную» теорию происхождения нефти и выступил на заседании Русского химического общества в 1877 г., причем его гипотеза была обоснована на большом фактическом материале и сразу же завоевала популярность. Менделеев указал, что открытые к тому времени месторождения нефти сконцентрированы в окраинах горно-складчатых сооружений, линейно вытянуты, тяготеют к зонам крупных разломов. Через эти разломы вода проникает вглубь Земли, вступает в реакцию с углеродистыми металлами - с карбидами металлов, в результате чего возникает нефть, которая поднимается вверх, образует залежи:

2FeC+3H2O=Fe2O3+C2H6

Этот процесс, по Менделееву, происходил не только в прошлые геологические периоды, но и происходит сейчас.

Карбидную теорию критиковал академик И.М.Губкин. Для карбидного варианта происхождения нефти необходимо существование проводящих путей воды к жидким карбидам и обратно, из очагов генерации к местам скопления нефти и газа. Губкин показал невозможность существования подобных трещин - проводящих путей от ядра Земли к верхней твердой оболочке. Препятствием является, по Губкину, пластичный базальтовый пояс, затрудняющий как проникновение воды вниз, так и обратный восходящий поток нефти и газа. Кроме того, в качестве аргумента против карбидной теории Губкин ссылался на тот факт, что образованные неорганическим путем нефти оптически неактивны, в то время как природная нефть оптически активна, способна вращать плоскость поляризации светового луча.

Кроме карбидной известна космическая теория происхождения нефти. Автор этой теории русский геолог Н.А.Соколов выдвинул её в 1892 г. Он считал, что углеводороды изначально существовали в первозданном веществе Земли или образовались на ранних высокотемпературных стадиях её образования. С охлаждением Земли нефть поглощалась и растворялась в жидкой расплавленной магме. Впоследствии, когда возникла земная кора, из магмы выделились углеводороды, которые по трещинам в земной коре поднимались в верхние части, сгущались и там образовали скопления.

Н.А. Соколов в качестве аргумента своей теории принял факты обнаружения углеводородов в метеоритах.

Академик Губкин, критикуя эту теорию, написал, что она основана лишь на теоретических рассуждениях и не подтверждается геологическими наблюдениями. Губкин считал, что в природе в очень небольших количествах можно допускать образование нефти неорганическим путем, но это не имеет практического значения, основная масса скоплений нефти имеет все-таки органическое происхождение.

Необходимо сказать о некоторых наших крупных ученых-нефтяниках, которые в середине XX в. выступили с наиболее обоснованной теорией неорганического происхождения нефти. Это Н.А. Кудрявцев, В.Б.Порфирьев, П.Н. Кропоткин и их сторонники.

Кудрявцев считал, что из углерода и водорода, имеющихся в магме, образуются радикалы СН, СН2, СН3, которые выделяются из магмы, как и кислород, и служат исходным материалом для образования нефти в более холодных зонах земной коры. По мнению Кудрявцева, нефть, газы из мантии Земли по глубинным разломам поднимаются вверх в осадочную оболочку Земли.

Порфирьев считал, что нефть поступала с глубинных зон Земли не в форме углеводородных радикалов, а со всеми свойствами, присущими естественной нефти. Флюиды поднимались в сильно нагретом состоянии и под огромным давлением прорвались в пористые породы. Таким путем образовались все нефтяные месторождения. Где и на каких глубинах находилась нефть до её миграции по разломам остается неясным. В.Б.Порфирьев считает несомненным одно - в подкоровых зонах.

В качестве основных аргументов для подкрепления неорганической теории происхождения нефти сторонники её приводят следующие факты:

1. Наличие месторождений нефти в кристаллических породах фундамента.

2. Нефтегазопроявления, нахождение углеводородов в продуктах деятельности вулканов, в космосе, «в трубках взрыва».

3. Факты получения углеводородов лабораторным путем, в условиях высоких температур и давлений (реакция Фишера-Тропша).

4. Присутствие углеводородных газов и жидких углеводородных флюидов в глубоких скважинах, вскрывших кристаллический фундамент (в Татарстане Миннибаевская и Новоелховская скважины, скважина Гравберг в Швеции и др.).

5. Невозможность объяснения с позиций органической теории огромных концентраций нефти в гигантских месторождениях мира, невозможность объяснения, как происходит отрыв рассеянных углеводородов от материнской толщи (эмиграция).

6. Молодой (кайнозойский) возраст залежей газа и постпалеозойский (преимущественно кайнозойский) возраст залежей нефти на древних платформах. В.Б.Порфирьев считал, что все известные в мире нефтяные месторождения образовались недавно - в промежутке времени от миоцена до четвертичного периода. К.Б.Аширов также считал, что все залежи нефти недавно формировались, в результате альпийских тектонических движений.

7. Связь нефтяных месторождений с глубинными разломами и т.д.

В последнее время появились публикации, где используются новые данные, например обнаружение жидкой нефти в спрединговых зонах океанов, появление других новых фактов, которые будто бы, на первый взгляд, не находят объяснение с позиции органической теории. Однако надо признать: неорганическая теория происхождения нефти слабо обоснована, в общем, имеет очень мало сторонников. Подавляющее большинство геологов у нас и за рубежом является сторонниками органической теории происхождения нефти.

И кто же прав?

Проблема роста глобальной потребности в энергии с каждым годом все тревожнее обозначается перед человеческой цивилизацией. По расчетам экспертов, через 30 лет потребление энергетических ресурсов должно увеличиться на две трети, причем более чем на 70 % спрос будет удовлетворяться за счет УВ, поэтому прогрессивный рост добычи этого сырья неизбежен. По данным Международного энергетического агентства, к 2025 г. мировая добыча газа должна вырасти до 4,8 трлн м3, нефти - до 6,5 млрд т. Однако производство этих продуктов не безгранично. По оценке академика Р.И.Нигматулина, мировое падение нефтедобычи начнется с 2006-2010 гг., а добычи газа - с 2040 г. По современным оценкам, оба вида топлива относятся к невосполняемым полезным ископаемым.

Идеи о медленном образовании и накоплении нефти и газа и, как следствие этого, об исчерпаемости и невосполнимости запасов УВ в недрах Земли появились еще в начале прошлого века вместе с зачатками нефтегазовой геологии. Они базировались на умозрительном представлении о генерации нефти и газа как о процессе, связанном с отжиманием воды и УВ при погружении и возрастающем уплотнении осадочных пород с глубиной. Медленное опускание и постепенное прогревание нефтегазоматеринских свит, протекающие в течение десятков и сотен миллионов лет, и породили иллюзию об очень медленном процессе нефтегазообразования. Стало аксиомой, что чрезвычайно малая скорость образования залежей УВ несопоставима со скоростью извлечения нефти и газа при эксплуатации месторождений, поэтому УВ традиционно рассматриваются как невосполняемые минеральные ресурсы.

Данная “аксиома” получила всеобщее признание и была положена в основу как экономических концепций, так и теорий нефтегазообразования. Однако суммирование ряда известных фактов и новые наблюдения показывают, что процессы миграции и формирования (или переформирования) залежей, вопреки идиомам, происходят достаточно быстро, в течение нескольких лет.

Классическим примером в этом отношении являются месторождения в Терско-Сунженском районе (Чеченская Республика). Первые скважины там были пробурены в местах естественных нефтепроявлений в 1893 г. неподалеку от Грозного и получили название Старогрозненского промысла.

За полвека эксплуатации из песчано-глинистых отложений неогенового возраста было извлечено около 100 млн т нефти, в результате чего продуктивные пласты были истощены и фонтанный способ добычи заменен насосным. Количество добытой нефти, по расчетам горного инженера Л.И. Баскакова - первооткрывателя грозненских залежей, не могло вместиться во всех известных структурах этого района и прилегающих к ним впадин. К началу Великой Отечественной войны все скважины сильно обводнились и некоторые из них пришлось законсервировать. Весь военный период они не работали. После наступления мира скважины были расконсервированы и добыча восстановлена. Оказалось, что практически все высокообводенные скважины, на которых перед войной осуществлялся форсированный отбор, начали давать безводную нефть, т.е. в течение 3-4 лет простоя произошло переформирование залежей: вода образовала новый водонефтяной контакт за счет эффекта “оседания”.

В 50-х гг. прошлого столетия в этом же районе были открыты залежи нефти в более глубокопогруженных меловых горизонтах, которые следующие почти полвека являлись главным объектом нефтедобычи. Разработка велась с применением законтурного заводнения, и к концу 90-х гг. ситуация повторилась: большинство скважин были сильно обводнены, пластовое давление упало, существенно снизились дебиты. К тому же начались военные действия на территории республики, и эксплуатация месторождений прекратилась в течение последующих 5-7 лет. За это время восстановилось аномально высокое пластовое давление в верхнемеловых известняках, выровнялось положение водонефтяного контакта, и процент воды в ряде эксплуатационных скважин существенно снизился.

Более того, в последние годы наблюдается уникальное явление в районах Старогрозненского и Октябрьского промыслов - первые, мелкие скважины глубиной от первых десятков до сотен метров, эксплуатировавшие неогеновые песчаники, стали высачивать нефть на дневную поверхность через затрубное пространство.

На одном из крупнейших в мире Ромашкинском нефтяном месторождении, которое разрабатывается уже более 60 лет, в последние годы у ряда старых скважин наблюдается своеобразное “второе дыхание”. Практика показывает, что при разработке залежь в первую очередь отдает легкие фракции, а тяжелые выкачиваются последними. Поэтому в недрах Ромашинского месторождения нефть характеризуется повышенной вязкостью, преобладанием тяжелых фракций. Однако целенаправленное изучение физико-химических свойств нефтей этого месторождения в последние 10 лет показало, что на фоне общего увеличения плотности в ряде скважин отмечено поступление легкой газированной нефти [4].

Татарскими геологами были оценены масштабы нефтегенерации доманиковскими нефтегазоматеринскими породами, которые по традиционным представлениям являются главным источником нефти для всей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. По данным И.Н. Плотниковой, Д.К. Нургалиева, Р.Х. Муслимова, в пределах Татарстана доманикиты могли произвести лишь 709 млн т нефти. В то же время из недр месторождений этой республики уже извлечено почти 3 млрд. т нефти. В этом регионе имеются и другие несоответствия между наблюдаемыми фактами и классическими законами геологии нефти и газа. Так, на ряде залежей, по которым уже извлечены все балансовые запасы, добыча нефти продолжается. Некоторые скважины характеризуются пульсирующими режимами нефтедобычи: падение дебитов сменяется долговременным его ростом.

нефть газ углеводород



Рис. 1