Геохимия нафтидов (часть 2) | Lithology.Ru - Литология.РФ :

Геохимия нафтидов (часть 2)

 

Раздел 4. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА
 
4.1. Факторы, определяющие основные закономерности
распределения нефти и газа
 
Предположения о существовании определенной стадийности и глубинной зональности в протекании процессов нефтегазообразования выдвигались В. А. Соколовым и Н. Б. Вассоевичем более 40 лет назад. Однако лишь в 1967 г. Н. Б. Вассоевич доказал неравномерность катагенетического преобразования РОВ и выделил главную фазу нефтеобразования (ГФН). ГФН – этап в едином цикле процессов нефтеобразования, когда скорость их максимальна. Отсюда следует, что процесс нефтеобразования в меньших масштабах протекает как до ее начала, так и после.
В соответствии с интенсивностью процесса генерации нефти в едином цикле нефтеобразования в осадочной породе А. Э. Конторовичем и С. Г. Неручевым (1971 г.) выделены следующие фазы: 1) созревания потенциально нефтепроизводящих отложений; 2) начала и прогрессивного развития нефтеобразования; 3) главная фаза нефтеобразования; 4) затухания нефтеобразования; 5) существования нефте-производивших отложений.
В ГФН формируются нефти, в составе которых наиболее полно наследуются фрагменты химической структуры исходного ОВ. В фазу начала и прогрессирующего развития нефтеобразования первичная миграция битумоидов настолько затруднена, что состав возникающих в небольших количествах нефтей определяется в основном миграционной способностью отдельных фракций битумоидов, а не особенностью битумоидов нефтематеринских толщ. В фазу затухания катагенетическое преобразование ОВ приводит к тому, что связь состава формирующихся и эмигрирующих жидких углеводородов с составом исходного ОВ проявляется также слабо.
В настоящее время эти положения являются практически общепризнанными, хотя многие вопросы преобразования РОВ, оценка количества формирующихся углеводородов остаются дискуссионными. Разноречивы и данные различных исследователей о градациях катагенеза, соответствующих проявлению ГФН: МК1, МК2, МК3. По мнению С. Г. Неручева и др., все варианты справедливы, «но в конкретных условиях (тип бассейна, тип исходного ОВ, геотермический режим, строение материнской толщи, ее литологические особенности и т. д.) ГФН занимает обычно более узкий интервал катагенеза, который следует устанавливать по конкретным материалам» (Парпарова и др., 1981, с. 207).
                Гораздо сложнее решается проблема стадийности и зональности газообразования, хотя можно признать установленным, что этот процесс протекает на всех этапах трансформации РОВ – от седиментогенеза до глубокого метагенеза. Экспериментально доказано, что гумусово-гумоидная составляющая ОВ генерирует преимущественно метан, а за счет полимерлипидных составляющих РОВ на определенных градациях катагенеза формируются его гомологи.
                Углекислый газ образуется в широком диапазоне обстановок и градаций преобразования РОВ – от начальных стадий изменения ОВ до зон глубокого апокатагенеза и метагенеза. Менее определенно установлены закономерности образования сероводорода и азота (аммиака), однако ясно, что максимум их генерации приходится на период диагенеза.
                Понятие о главной фазе газообразования (ГФГ) было введено в 1973 г. С. Г. Неручевым, Е. А. Рогозиной, Л. Н. Капченко при анализе закономерностей генерации углеводородных газов в процессе изменения сапропелевого РОВ. По мнению этих специалистов, ГФГ приурочена к градациям преобразования РОВ МК4, что и было подтверждено последующими исследователями.
Ряд исследователей независимо от геохимиков ВНИГРИ также пришли к выводу о размещении ГФГ под ГФН. А. Э. Конторович выделил два пика усиленного газообразования в процессе изменения РОВ: верхний, соответствующий градациям ПК3-МК1, и нижний – на уровне МК4-МК5. С. Г. Неручев, обобщая результаты исследований геохимиков ВНИГРИ, считает необходимым выделять следующие основные этапы в процессе термокаталитического превращения ОВ пород (Справочник по геохимии…, 1998):
1. Генерация преимущественно диоксида углерода и незначительного количества метана на этапе протокатагенеза (ПК1-ПК3). Образование залежей углеводородов в зоне протокатагенеза за счет аккумуляции генерирующихся летучих продуктов маловероятно.
2. Генерация основной массы нефти в отложениях с сапропелевым и гумусо-сапропелевым ОВ на этапе начального мезокатагенеза (МК1-МК2, проявление ГФН). Генерация и одновременная эмиграция нефтяных углеводородов из материнских пород в пласты-коллекторы приводит на этом этапе к формированию основной массы нефтяных залежей.
3. Интенсивная генерация углеводородного газа и первичных газоконденсатных систем на градации МК3, в начале проявления ГФГ. На фоне проявившегосяся перед этим интенсивного нефтеобразования приводит к формированию первичных газоконденсатных скоплений и газоконденсатно-нефтяных залежей.
4. Генерация основной массы метана на градациях катагенеза МК5-АК2 во времени проявления второго максимума газообразования ГФГ, что создает условия для образования на этом этапе залежей сухого метана.
5. Генерация газов с высоким содержанием кислых компонентов (СО2, Н2S) на градациях АК3-4 после завершения ГФГ и прекращения интенсивной генерации метана.
«Такая последовательная стадийность и глубинная зональность развития процессов нефте- и газообразования во многом определяет конечную картину распределения нефти и газа в бассейнах, на что пока мало обращается внимания» (Парпарова и др., 1981, с. 208). Этот важнейший вывод иллюстрируется С. Г. Неручевым на примере Западной Сибири (рис. 4).
                В баженовской свите до и после ГФН генерация микронефти была незначительной. До глубины 1,5 км (градация ПК3) суммарная генерация нефтяных битумоидов за счет термокаталитического преобразования РОВ могла составлять 25 % от массы исходного ОВ. Достаточно надежно выделяются три импульса генерации и эмиграции микронефти в течение ГФН, что позволяет предполагать существенно различные по строению полимерлипидные (а возможно, и иные) молекулярные структуры в источниках генерации углеводородов для каждого из импульсов. С. Г. Неручев в качестве дополнительного доказательства указывает на различный состав жидких продуктов генерации для главных верхних и второстепенных нижних импульсов.
                Примерно так же происходило преобразование РОВ в тюменской свите, однако ГФН проявилась здесь несколько по-иному: от МК1 (около 2 км) до МК3 (3,5 км), т. е. глубже, чем в баженовской свите. Взаиморасположение импульсов генерации для РОВ тюменской свиты также несколько своеобразно. Верхний импульс отразился слабее, что, скорее всего, вызвано гораздо меньшей концентрацией полимерлипидных компонентов в смешанном сапропелево-гумусовом РОВ тюменской свиты. Хорошо совпадая по глубине с соответст-
 
 
Рис.4. Интенсивность генерации нефти и газа ОВ баженовской свиты с глубиной погружения отложений
1 и 2 – интенсивность генерации нефти и газа; 3 – интенсивность эмиграции нефти.
 
вующими импульсами баженовской свиты, второй и третий импульсы генерации крайне невыразительны. Основной же импульс генерации и эмиграции микронефти для тюменской свиты проявился на глубинах 3–3,5 км, т. е. в более жестких термобарических условиях, чем любой из импульсов в баженовской свите. С. Г. Неручев заключает, что это связано, вероятно, с деструкцией компонентов РОВ, присущих только гумусовому РОВ.
                На глубинах более 3–3,5 км, с начала МК3, после завершения ГФН, начинается активное газообразование. В северных районах территории Западной Сибири наибольшее проявление ГФГ, по-видимо-му, происходит на глубинах более 4 км на градациях катагенеза МК4-5, где размещаются баженовская и тюменская свиты.
                Газ, образовавшийся в ГФГ, вытесняет из ловушек значительную часть ранее образовавшейся нефти из зоны МК2, преобладающую из зоны МК3 и практически всю из зон более высоких градаций катагенеза. Итогом является появление существенных запасов нефти в отложениях на градациях ПК2-3, где генерации нефти практически не происходило. Еще более перераспределяются после формирования углеводородные газы: максимальные запасы их приурочены к отложениям с градацией катагенеза ПК3 и стремительно уменьшаются на более высоких градациях.
                Результаты исследования С. Г. Неручева с коллегами хорошо объясняют наблюдаемое размещение месторождений нефти и газа в Западной Сибири (рис. 5).
                Периферические зоны бассейна, в которых основные нефтегазоматеринские отложения (J3-J1-2) не вышли при погружении из зоны протокатагенеза, почти не содержат залежей нефти и газа. Отдельные небольшие залежи – газовые Березовского района и нефтяные Шаимского – расположены недалеко от более погруженной зоны, в которой проявилась ГФН. К обширной зоне проявления ГФН приурочены почти все основные скопления и запасы нефти. Количество нефтегазовых и газоконденсатных залежей невелико. В северной, наиболее погруженной зоне бассейна, где в юрских отложениях установлена ГФГ, по всему разрезу осадочного чехла, вплоть до верхней зоны протокатагенеза, распространены преимущественно газовые и газоконденсатные залежи. Изотопный состав углерода метана свидетельствует, что скопившийся во всем осадочном чехле газ, даже в неглубокозалегающих залежах сеномана, поступал из зоны интенсивного газообразования с глубин более 4–6 км.
Рис.5. Схема распространения зон ГФН и ГФГ по кровле юрскихотложений Западной Сибири.
1 – нефть; 2 – газ и газоконденсат; 3 и 4 – границы зон ГФН и ГФГ; 5 – изолинии вероятных отношений нефти и газу; 6 – границы распространения отложений осадочного чехла; 7 – юереговая линия.
4.2. Распределение нефти и газа в осадочных бассейнах различных типов и возрастов
 
                Впервые анализ приуроченности разведанных запасов нефти к различным градациям катагенеза в СССР выполнил В. И. Горшков в 1973 г. В том же году А. Э. Конторович и П. А. Трушков проанализировали распределение локальных продуктивных структур, вероятностную продуктивность еще не разбуренных локальных поднятий и распределение разведанных запасов нефти и газа в мезозойских отложениях Западной Сибири с точки зрения катагенетической преобразованности РОВ. Несколько позднее были опубликованы данные о связи распределения разведанных запасов нефти и газа с градациями катагенеза РОВ в осадочном чехле Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, Днепровско-Донецкой впадине, в Западно-Канадском нефтегазоносном бассейне. Перечисленными работами по существу еще 15 лет назад исчерпывался список публикаций по интересующей нас проблеме.
                В 1982 г. вышла из печати капитальная сводка «Катагенез и нефтегазоносность», созданная коллективом исследователей (преимущественно из ВНИГРИ) под руководством С. Г. Неручева, которая и служит основой настоящего раздела. Для анализа были использованы фактические материалы по Западно-Сибирской плите, Вилюйской синеклизе, Тимано-Печорской провинции, северной и юго-восточной частям Волго-Уральской провинции, Днепрово-Донецкой впадине, бассейну Таранака (Новая Зеландия), заливу Кука (Аляска), Галф-Косту, Грейт-Валли, Гипсленду, и Западно-Канадскому бассейну (провинция Альберта). По остальным бассейнам выполнен приближенный расчет распределения запасов нефти и газа по градациям катагенеза РОВ. Для этого использовалась средняя глубинная зональность катагенеза, установленная для крупных разнотипных тектонических структур.
                Древние платформы. Для выявления распределения запасов нефти и газа по градациям катагенеза РОВ были проанализированы сведения по Русской (северная и юго-восточная часть Волго-Уральской провинции), Северо-Американской (Западный Внутренний, Мичиганский, Иллинойсский, Уиллистонский бассейны), Австралийской (бассейн Дампьер) и Сахарской платформам.
                Как видно из рис. 6, в целом для древних платформ максимальная доля запасов нефти (около 45 %) относятся к отложениям с градацией РОВ МК2, тогда как для газа примерно столько же запасов, помимо градации МК2, приходится и на протокатагенез (ПК). На рисунке видны существенные отклонения от этой общей закономерности, выявленные для северной и юго-восточной частей Волго-Уральской провинции.
 
Рис. 6. Распределение начальных извлекаемых запасов нефти, газа и конденсата в осадочном чехле древних платформ в зависимости от степени катагенеза ОВ.
А – сумма по бассейнам; Б и В – северная и юго-восточная части Волго-Уральской провинции; 1 – нефть; 2 – газ; 3 – конденсат.
 
                Эпипалеозойские молодые платформы. Для анализа закономерностей распределения нефти и газа на молодых платформах использованы материалы по Западно-Сибирскому, Центрально-Европейскому, Восточно-Атласскому, Восточно-Тунисскому и Внутреннему Восточно-Австралийскому нефтегазоносным бассейнам, а также соответствующие данные по эпигерцинским Предкавказской и Туранской платформам.
                Можно заключить (рис. 7), что в целом на эпипалеозойских плитах подавляющая часть запасов нефти (около 86 %) сосредоточена в отложениях с градациями катагенеза РОВ, соответствующими МК1 и МК2. Что касается газа, то почти половина его запасов приходится на градацию ПК, а практически вся остальная – на МК1–2. На градацию МК2 приходится также более 60 % запасов конденсата на молодых платформах. На Западно-Сибирской плите запасы нефти, газа и конденсата практически не опускаются ниже градации МК2, а почти 60 % газа относится к градации ПК.
 
Рис. 7. Распределение начальных извлекаемых запасов нефти, газа и конденсата в осадочном чехле эпипалеозойских платформ в зависимости от степени катагенеза ОВ.
А – сумма по бассейнам; Б – Западно-Сибирская плита. Условные обосзначения см. на рис. 6.
 
                Краевые системы платформ. Для проводимого анализа были привлечены материалы по краевым системам древних платформ – Вилюйской синеклизе и бассейнам: Месопотамскому, Западно-Канадскому (в том числе детальные данные Г.Деру по бассейну Альберта), Боуэн-Сурат, Оринокскому, Верхнеамазонскому, Бофорта, Свердруп и Карпентария.
                В целом в краевых системах древних платформ распределение нефти достаточно близко к рассмотренному выше на примере собственно древних платформ. С.Г. Неручев и др. отмечают, как отличие, существенно большее смещение запасов нефти вверх по разрезу с переходом максимума их концентраций с градации МК2 на МК1 и приуроченность более 30 % общих запасов к зоне ПК. Более 85 % газа сосредоточено в отложениях с градациями ПК и МК1.
                Еще большей катагенетической «незрелостью» углеводородов характеризуются краевые системы молодых платформ – здесь 60–100% запасов и нефти, и газа залегает в зоне протокатагенеза. В частности, в Южно-Каспийском бассейне в этой зоне размещается около 75 % запасов нефти, а в Терско-Каспийском и Западно-Кубанском бассейнах все запасы нефти приходятся на градацию ПК.
                Авлакогены, грабены, рифты. Были проанализированы Днепрово-Донецкая впадина, бассейны Амадиес, Грейт-Валли, Реконкаво, заливов Суэцкого и Кука, грабен Красного моря, бассейны Гипсленд и Таранаки.
 
Рис. 8. Распределение начальных извлекаемых запасов нефти, газа и конденсата в осадочном чехле авлакогенов в зависимости от степени катагенеза ОВ.
А – сумма по бассейнам; Б – Днепровско-Донецкая впадина. Условные обосзначения см. на рис. 6.
В целом бассейны этого типа характеризуются резким возрастанием запасов нефти вверх по разрезу – от 5 % на градации МК2 до 67 % на градации ПК.
Ту же тенденцию обнаруживает распределение запасов газа (рис. 8). В Днепрово-Донецкой впадине главные запасы газа (более 70 %) приурочены к градациям катагенеза МК2.
                Альпийские подвижные пояса. Анализировалось распре-деление нефти и газа по градациям катагенеза РОВ в межгорных впадинах альпийских складчатых сооружений – бассейны Центрально-Иранский, Центрально-Суматринский, Маракаибский, Западно-Тель-ский и Аданский. Они характеризуются приуроченностью 96–100 % запасов нефти к самой верхней части осадочного чехла – зоне протокатагенеза. Газ в осадочных бассейнах данного тектонотипа представлен в ограниченных объемах, но также размещается преимущественно в зоне протокатагенеза.
                В целом можно говорить о расширении рассматриваемой зональности от платформ к краевым прогибам, авлакогенам, краевым платформенным синеклизам с мощным соленакоплением и к альпийским прогибам и впадинам.
                Среднее вертикальное миграционное смещение нефти (от средней части толщи пород, прошедших ГФН, до глубины, к которой приурочено максимальное количество запасов) на древних и молодых платформах составляет 1,5–1,8 км, максимально - до 4 км, для углеводородных газов – 3–3,5 км, максимально – до 5 км.
                Миграционное смещение нефти и газа не было мгновенным, а осуществлялось в процессе погружения бассейна. С развитием мощного газообразования значительная часть нефти вытеснялась в вышележащую часть разреза, вступившую к этому времени в ГФН. В итоге та часть осадочного чехла, которая уже прошла ГФН, а затем и ГФГ, лишается основной части генерировавшейся в ней нефти и существенной части газа.
                В краевых прогибах и авлакогенах, где мощность осадочного чехла достигает 10–12 км, ГФН в настоящее время размещается в интервале глубин 2–4 км, а ГФГ – 4–8 км. Следовательно, за всю историю погружения ГФН прошли все отложения, ныне находящиеся на глубине 2-12 км, а ГФГ «преодолели» толщи пород, погрузивщиеся на 4–12 км. В краевых системах среднее итоговое вертикальное миграционное смещение для нефти достигает 4–5 км, в авлакогенах – 5–6 км. Для газа они соответственно составляют 6 и 6–7 км. Чем больше суммарная мощность отложений, прошедших ГФН, а затем и ГФГ, тем больше часть запасов нефти, переместившихся вверх по разрезу, в зону протокатагенеза, где нефтеобразование практически не происходит.
                В краевых синеклизах платформ для нефти и газа среднее вертикальное смещение вверх по разрезу оценивается соответственно в 7 и 9 км. Примерно те же вертикальные миграционные смещения характерны для нефтегазоносных бассейнов зон альпийской складчатости. В итоге почти все запасы нефти размещаются выше ГФН, т. е. там, где она не генерировалась.
                Главная причина восходящей миграции – это перемещение углеводородов в зону оптимальных коллекторских и изолирующих свойств пород. По мере накопления все более молодых отложений и увеличения общей мощности осадочного чехла эта зона перемещается все выше по разрезу. Барьером для восходящей миграции становится верхняя региональная покрышка, способная удержать основную массу миграционных углеводородов и соответственно воспрепятствовать образованию существенных скоплений нефти и газа над покрышкой.
                На древних платформах главным видом миграции является вертикальная. Воспрепятствовать ей могут достаточно мощные соленосные толщи либо при отсутствии значительных воздыманий относительно мощные мезозойско-кайнозойские образования существенно глинистого состава. При интенсивных новейших воздыманиях происходит потеря газа верхней зоны и большей части нефти при сохранении нижней газоконденсатной зоны (Восточная Сибирь).
                На молодых платформах наблюдается наиболее типичная нормальная вертикальная зональность в размещении нефти и газа при всегда значительной доле газа. Латеральная миграция, ввиду высоких емкостно-фильтрационных свойств пород, проявляется в широких масштабах. При молодых восходящих движениях происходят крупные потери углеводородов.
                В краевых системах главная роль принадлежит вертикальной миграции и рассеянию углеводородов в верхних частях разреза.
 
 
 
 
 
 
Раздел 5. НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКИЕ ПОРОДЫ И СВИТЫ
 
5.1. Общие сведения о нефтегазоматеринских породах
 
При выделении и описании нефтематеринских толщ используются различные термины: нефтегазоматеринская свита, нефтегазоматеринская формация, «черные сланцы». Кратко остановимся на содержании этих понятиях. Термин «нефтегазоматеринская свита» был введен А. Д. Архангельским (1927 г.) и И. М. Губкиным (1932 г.) и обозначал естественные геологические тела, в которых протекали процессы нефтегазогенерации. Отличительными признаками этих геологических объектов являлись их дисперсность (глины, мергели) и обогащенность органическим веществом (более 2 %).
Позднее И. О. Брод и Н. А. Еременко (1957 г.), рассматривая процесс нефтегазообразования как длительное и устойчивое погружение участка земной коры, обеспечивающее развитие всех процессов, необходимых для образования нефти, начиная с накопления материнских пород, определяли нефтегазоматеринскую свиту как формацию.
В настоящее время чаще используется понятие нефтегазоматеринская (или нефтематеринская) свита, которая выступает как парагенетическая ассоциация обогащенных автохтонным ОВ пород, рождающая в процессе литогенеза жидкие и газообразные углеводороды, способные к аккумуляции (Баженова и др., 2000).
Иногда нефтематеринские или потенциально нефтематеринские породы называют «черными сланцами». Это типичный термин свободного пользования, которым обозначают осадочные и осадочно-метаморфические породы разного генезиса, химического и минерального состава, цвета, структуры, но обладающие одним общим признаком – повышенным содержанием ОВ. По определению Я. Ю. Юдовича и М. П. Кетриса, черные сланцы – это водно-осадочные горные породы, обычно темные, пелитоморфные и сланцеватые, обогащенные сингенетичным ОВ преимущественно аквагенного и отчасти терригенного типов (Юдович, Кетрис, 1988). Это определение отвечает понятию «нефтематеринская порода».
Таким образом, основу определения нефтематеринской свиты (формации) составляют нефтематеринские породы – тонкозернистые отложения, генерировавшие и выделившие количество углеводородов, достаточное для образования промышленных залежей нефти или газа. Возможность нефте- и газообразования определяется: наличием отложений, изначально обладающих нефте- и газоматеринским потенциалом; длительным пребыванием этих пород в соответствующих термобарических зонах, в которых, благодаря термолизу и (или) термокатализу ОВ, образуются жидкие и газовые углеводороды.
                Согласно осадочно-миграционной теории происхождения нефти и газа (по Н. Б. Вассоевичу): 1) исходным материнским веществом является углеводородистое ОВ субквальных седиментитов (седикахиты); 2) главным фактором генерации основной массы нефти служит тепло недр; 3) ГФН протекает в течение длительного времени в интервале температур 115 ± 60 ºС. «Такие условия возникают в осадочно-породных бассейнах, поэтому законно утверждать, что нефть – детище литогенеза, а ее родина – осадочно-породный бассейн» (Вассоевич, 1986, с. 339).
Материнские породы представлены глинистыми или карбонатными тонкозернистыми отложениями, накапливавшимися в условиях спокойного гидродинамического режима в восстановительных условиях. Глинистые материнские породы обычно содержат 0,5–5 % Сорг, а карбонатные иногда могут содержать всего лишь 0,3 % Сорг.
Порог (начало) интенсивной генерации нефти в материнских породах характеризуется резким, более чем в 10 раз, увеличением выхода жирного газа и бензина, изменением цвета керогена от желтого до оранжевого, значением ОСВ Rо = 0,6 %, значительным варьированием содержания Н2 в керогене. Конец ГФН определяется по Rо = 1,35 %, генерация жирного газа в основном завершается при Rо = 2 %, а метана – при Rо = 3,5 %. По полулогарифмическому графику изменения ОСВ с глубиной в отдельных случаях можно судить о мощности эродированных отложений.
 
5.2. Доманикиты
 
Наиболее характерными нефтематеринскими породами большинством исследователей считаются так называемые доманиковые фации, или доманикиты – высокобитуминозные кремнисто-глинисто-карбонатные толщи морского существенно биогенного автохтонного генезиса. Эти отложения являются основными нефтематеринскими свитами практически во всех нефтегазоносных бассейнах мира, прекрасными региональными покрышками для залежей УВ. В последние годы все чаще эти отложения рассматриваются как нефтегазоносные и даже газоносные.
С доманикитовыми толщами также связаны руды, часто богатые, многих металлов. Наиболее крупные месторождения меди, приуроченные к осадочным образованиям этого типа, известны в ФРГ и Польше, месторождения радиоактивных и редких элементов – в разных регионах мира.
Доманикиты – весьма специфическая остро индивидуальная геологическая формация, отвечающая эпохам максимальных трансгрессий, свидетельствующая о существовании особых условий в седиментационных бассейнах прошлого, отличающаяся от многих осадочных образований спецификой геохимической характеристики, особым составом населявшей палеобассейны биоты, характерными набором и взаимоотношениями литологических типов пород.
Возрастной диапазон доманикитов с промышленной нефтегазоносностью достаточно велик: от верхнего девона (сланцы Огайо и их аналоги в США, доманик Русской платформы) до верхнего миоцена (сланцы Монтерей и Мак-Лур). В США описано более 30 месторождений, связанных с доманикитами. Яркий пример доманикитов в России – баженовская свита Западной Сибири. Высокодебитные фонтаны нефти (до 100 т/с) получены в Предкавказье из глинистой баталпашинской свиты олигоцена на Журавской площади, а также из существенно кремнистой пиленгской свиты миоцена на Сахалине. Однако, судя по первым публикациям, пиленгская свита, хотя во многом и близка к баженовской свите по литологии и условиям образования, не является полностью ее формационным аналогом.
Углеводороды в доманикитах представлены почти исключительно нефтью. Газовые залежи известны только в девонских сланцах Огайо. В Западной Сибири залежи нефти и интенсивные нефтепроявления установлены только в баженовской свите на 31 площади. В ее стратиграфических аналогах – мулымьинской, тутлеймской и яновстанской свитах – какие-либо нефтепроявления пока не обнаружены.
Большинство исследователей связывают образование здесь залежей нефти с высоким содержанием в свите органического сапропелевого вещества (до 25 %), способностью пород расслаиваться и образовывать коллекторскую емкость под напором генерируемых углеводородов.
Но имеются и другие точки зрения. Ряд исследователей считают, что трещиноватость баженовской свиты и формирование в ней углеводородных залежей обусловлены главным образом разрывными нарушениями. Т. Т .Клубова и Л. П. Климушина (1980 г.) доказывают, что коллекторская емкость возникает в различно текстурированных участках породы в зонах тектонических напряжений. Г. М. Гаруца и Е. А. Гайдебурова (1978 г.) признают основной причиной расслоения пород баженовской свиты горизонтальные сдвиги блоков фундамента. Большое значение тангенциальным силам придают А. А. Трофимук и Ю. Н. Карогодин (1981 г.), считающие, что зоны коллекторов в баженовской свите – это зоны повышенных напряжений в прошлом, а в настоящем относительно ослабленные зоны разгрузки в мозаично-неравномерном поле тангенциальных напряжений.
Баженовская свита Западной Сибири, по данным на 1984 г. была испытана в 297 скважинах, пробуренных на 86 площадях глубокого бурения. Из этого числа фонтанирующие или хотя бы переливающие скважины – на 7 площадях (8 % от числа опоискованных площадей), скважины с промышленным дебитом при различных (иногда очень значительных) понижениях динамического уровня – на 24 площадях (28 %), скважины с непромышленным притоками (менее 1 т/с) и нефтепроявлениями – на 11 площадях (13 %). На 44 площадях (51 %) во всех опробованных скважинах каких-либо притоков или проявлений получено не было.
Статистика по опробованию скважин следующая. Из 297 скважин фонтанировали или переливали 67 (23 %), промышленные притоки и нефтепроявления – в 29 (10 %), «сухими» оказались 126 (42 %). При этом следует учесть, что 152 скважины (51 %) из общего числа пробурены на Салымском месторождении. На этой площади фонтанирующих и переливающих скважин – 61 (40 %), скважин с промышленными притоками на динамических уровнях – 42 (28 %), с непромышленными притоками и нефтепроявлениями – 15 (10 %), «сухих – 34 (22 %).
В работе Ю. В. Желтова и др. (1984 г.), основанной на данных эксплуатационного бурения на опытном участке Салымского месторождения, указывается, что промышленно-продуктивных скважин – 40–50 % при уровне промышленного дебита одной скважины 5–15 т/с. Средний ожидаемый начальный дебит эксплуатационных скважин – 26,8 т/с.
Для сравнения на месторождении Биг Сендл (М. Хюбберт, Д. Виллис, 1956 г.) для добычи газа из сланцев Огайо было пробурено 2414 скважин, из которых только 207 (около 6 %) имели промышленные начальные дебиты. После проведения приемов интенсификации притока (в данном случае торпедирования) в подавляющем большинстве скважин получили начальные дебиты газа промышленного масштаба. И все же 323 скважины (10 % их общего числа) после интенсификации остались «сухими».
Весьма характерной для углеводородных залежей в баженовской свите и в других доманикитах является исключительно высокая степень неоднородности самой толщи и коллекторов в ней как по разрезу, так и по площади. Это приводит к тому, что высокодебитные скважины иногда располагаются всего лишь в 400–800 м от «сухой». Связано это явление с прерывистым, линзовидным характером коллекторских зон, возникающих только в участках вполне определенного строения. Ими служат интервалы разреза, образованные тончайшими микропереслаиваниями кремнистых, глинистых и карбонатных прослоев с ОВ. Именно в таких участках за счет ослабления межслоевых связей при нагреве пород и катагенезе их органической и минеральной компонент возникают листоватые коллекторы, способные накапливать нефть в значительных количествах.
Образование микротонкослоистых пород обусловлено преимущественно биогенным автохтонным характером седиментации. По представлениям сибирских исследователей, накопление ОВ на дне бассейна происходит в результате биологических циклов прежде всего фито- и зоопланктона; смены поколений, сезонной гибели, элиминации вследствие кратковременных колебаний факторов среды, например изменения температуры в периоды смены затишья штормовыми волнениями и др. Крайне слабое минеральное разбавление осадка за счет приноса с континента способствовало накоплению тонкомикрослоистых пород, впоследствии превратившихся в линзы коллекторов. Наиболее распространены тонкомикрослоистые породы баженовской свиты в разрезах салымского типа, реже – нижневартовского. Именно с ними связаны площади, на которых получены из баженовской свиты фонтанные притоки нефти (Салымская, Северо-Островская).
Гидродинамические расчеты Ю. В. Желтова и др. (1984 г.) для участка опытно-промышленной эксплуатации на Салымском месторождении показали, что протяженность нефтеносных линз может достигать 1–1,5 км, а их наиболее вероятная толщина 2–5 м. Они же указывают, что характерные размеры линз и закономерность их размещения пока не выявлены.
Некоторые исследователи придают большое значение матричной пористости для процесса формирования коллекторных емкостей баженовских пород и особенно вторичной пористости, возникающей за счет преобразования части рассеянного ОВ в подвижные углеводороды и эмиграции их из материнской породы (Т. В. Дорофеева, 1983 г.). Не отрицая роли матричной пористости (величина которой не превышает 5–8 %, составляя обычно 2–4 %) в подпитывании трещиноватых зон при их эксплуатации, сибирские геологи отводят главную роль в формировании емкостного пространства субгоризонтальной трещиноватости пород. Наиболее пористы среди баженовских пород прослои радиоляритов, так как раковины радиолярий часто выщелочены.
Традиционные методы промыслово-геофизических исследо-ваний в скважинах практически неприменимы для определения физических свойств и нефтенасыщенности отдельных интервалов баженовской свиты. Керна из продуктивных скважин выносится очень мало, породы быстро превращаются в мелкий шлам. Потому достоверные сведения о расположении нефтенасыщенных интервалов, их физических свойствах, мощности, величинах дебитов конкретных пластов до сих пор отсутствуют даже для наиболее изученного Салымского месторождения, где уже осуществляется пробная эксплуатация и добыто значительное количество нефти. Поэтому нет ясного представления о положении в разрезе продуктивных интервалов.
В целом для месторождения фактические притоки нефти при вскрытии верхней части свиты получены в 6 скважинах (24 % всех фактических притоков), средней – в 7 (28 %), нижней – в 12 (48 %). В целом все притоки и нефтепроявления распределены в разрезе так: верхняя часть свиты – 20 проявлений (34 %), средняя – 15 (26 %), нижняя – 23 (40 %). «Совокупность данных позволяет нам считать, что продуктивные интервалы распределены по всему разрезу свиты, но приурочены они к разным площадям и даже в разных скважинах к различным ее частям. Это вполне согласуется с большой вертикальной неоднородностью пород баженовской свиты» (Брадучан и др., 1986, с. 92).
Нефти из баженовской свиты Салымского месторождения специфичны, хотя генетически относятся к тому же классу, что и остальные юрско-меловые нефти. Отмечено очень большое их разнообразие по физическим свойствам, групповому составу, на молекулярном уровне и т. д. Действительно, на одной площади (около 30×40 км2) при очень близких глубинах залегания (2700–2850 м) нефти в баженовской свите имеют плотность от 0,767 до 0,879 г/см3, молекулярный вес от 137 до 379, выход легких фракций от 0 до 57 %, содержание смол от 0,44 до 8,74 %, серы от 0,08 до 0,48 %, асфальтенов от 0,16 до 0,73 %, парафина от 2,88 до 7,43 %. Содержание СО2 в попутном газе изменяется от 0,2 до 11,6 %.
Отмечается, что в попутном газе высокодебитных скважин больше СО2 и практически нет N2, который отмечен в попутном газе из малодебитных скважин. Тем не менее нефти из всех скважин, по его мнению, являются вариациями одной исходной нефти.
Подавляющее большинство исследователей считают нефть в баженовской свите первичной, генетически связанной с рассеянным ОВ самой свиты. Справедливость такого заключения обоснована не только высокой степенью аналогии характеристик баженовских нефтей и извлеченных из пород свиты битумоидов. На это указывает и отсутствие характерного для баженовской свиты аномально высокого пластового давления (АВПД) в нижележащих слоях и резкое отличие баженовских нефтей от нефтей подстилающих свит. Вопрос, почему в нефтях ряда районов встречаются более древние, чем вмещающие отложения, палинокомплексы, требует специального изучения.
Изменение состава нефтей на разных участках Салымского месторождения можно объяснить резкой дифференциацией пластовых температур и давлений, а также возможностью сорбции наиболее тяжелых компонентов нефти при ее миграции между линзами листоватых коллекторов.
В целом для доманикитов характерен очень большой разброс начальных дебитов и начальных пластовых давлений даже в смежных скважинах. Количество «сухих» скважин в контуре продуктивности может составлять 10–40 %. Применение методов интенсификации переводит часть «сухих» скважин в категорию промышленных, но полностью их не ликвидирует. В то же время дебит отдельных скважин превышает несколько сот тонн/сутки. Залежи в доманикитах отличаются отсутствием законтурных и подошвенных вод. Еще ни в одной скважине Салымского месторождения не получено притока пластовых вод. Аналогичная картина наблюдается и в других провинциях мира.
Скважины, дренирующие залежи в доманикитах, отличаются необычно большим долголетием. М. Хюбберт и Д. Виллис (1956 г.) доказывают, что на месторождении Флоренс одна из скважин дала в 1896 г. 3616 м3 нефти, а через 29 лет – все еще промышленную добычу 928 м3. Это месторождение эксплуатировалось с 1880 до 1952 г., т.е. более 70 лет.
Приведенные данные подтверждают вывод о линзообразном характере коллекторов и, следовательно, самих залежей, о плохой сообщаемости некоторых линз, которые вовлекаются в область дренирования скважинами только после падения давления в соседних линзах на величину, достаточную для того, чтобы обеспечить прорыв флюида через породные перемычки, разделяющие нефтеносные линзы, а также возможность длительного подпитывания дренирующих скважин из пор матрицы, отдающих вследствие очень мелких размеров межпоровых каналов флюид крайне медленно.
Поэтому можно сделать вывод, что срок промышленной эксплуатации нефтяных залежей в доманикитах будет значительно более длительным, а коэффициент извлечения – более высоким, чем для месторождений с традиционными коллекторами. Особенность строения залежей в доманикитах указывает на необходимость крупных геофизических исследований и глубокого бурения при их разведке, несмотря на то, что часть эксплуатационных скважин может оказаться «сухой», а разработка таких залежей, где заводнение и другие методы поддержания пластовой энергии будут малоэффективными, потребует разработки особой, принципиально новой технологии.
 
5.3. О природе нефтегазоносности кремнистых толщ
 
В последние годы доказана важная роль кремнистых пород как нефтегазоматеринских отложений. Кремнистые породы – силициты – достаточно широко распространены в осадочной оболочке. Их основной составляющей является аутигенный (свободный) кремнезем в виде различных минералов – опала, кристобалита, кварца, халцедона. Они имеют различное происхождение – биогенное, хемогенное, вулканическое. Подавляющая часть кремнистых пород фанерозоя по способу осаждения биогенна, источник же кремнезема, как правило, полигенный: эндогенный, в том числе вулканогенный, терригенный и главным образом динамичный резервуар океана. Чистые силициты обычно не образуют мощные пласты, а слагают конкреционные прослои и слои небольшой мощности. В ассоциации с различными осадочными породами силициты встречаются повсеместно, образуя глинисто-кремнистые, туфогенно-кремнистые, карбонатно-кремнистые и более сложные комплексы.
Нефтеносность кремнистых пород известна еще с XIX века. Это небольшие месторождения в США (Калифорния, Силиконовая гора, Предаппалачский прогиб), часто не связанные с антиклинальными ловушками. К концу 1960-х годов мелкие залежи нефти в кремнистых толщах были открыты в разных регионах – в Японии, на Кубе, в Габоне, Тимано-Печорской провинции, Среднем Поволжье и т. д. В последние десятилетия на шельфе Калифорнии открыт ряд месторождений, в том числе крупнейшее Пойнт-Аргуэлло, связанные с глинисто-кремнистыми породами формации Монтерей (N1). В 1982-1984 гг. в США в Уашитском поясе надвигов в Оклахоме открыты месторождения Мед, Кингстон, юго-западный Мойрес и др., связанные с новакулитами Арканзасса (S-D) и кремнистыми сланцами Биг-Форн (О).
Существует ряд классификаций кремнистых пород (Г. И. Бушинский, У. Г. Дистанов, И. В. Хворова и др.). По содержанию SiO2 выделяют силициты (SiO2 >70%), глинистые силициты (50–70 % SiO2), сильноглинистые силициты (30–50 % SiO2), кремнистые аргиллиты, алевролиты, туфы (10–30 % SiO2).
Из осадочных пород фанерозоя и современных осадков наиболее высокими концентрациями ОВ выделяются именно кремнистые породы – фтаниты, диатомиты, глинисто-диатомовые илы, самые низкие значения также характерны для кремнистых пород и осадков - радиоляритов и радиоляриевых илов, т. е. далеко не все биогенно-кремнистые породы обогащены ОВ.
Залежи нефти, газа и твердых нафтидов приурочены к разным типам силицитов широкого возрастного диапазона (от ордовика до неогена) и к различным тектоническим структурам.
Объектом изучения являются кремнистые углеродсодержащие породы – к ним относят силициты с содержанием ОВ от кларковых для глинистых пород (0,8 %) и выше – диатомиты, глинистые и туфодиатомиты, опоки, опоковидные силициты в опал-кристобалитовой группе силицитов: халцедонолиты, фтаниты, кремнистые аргиллиты и кремнистые сланцы в группе кварц-халцедонового состава. Рассматриваемые породы в разнообразных сочетаниях образуют мощные (иногда до 2–3 км) толщи, часто ритмичного строения. Мощность ритмов от нескольких миллиметров до 8–10 см, что обусловлено чередованием прослоев пород с разным содержанием SiO2: силицитов, глинистых сланцев, кремнистых аргиллитов, реже углеродистых и безуглеродистых сланцев. Такие ритмичные ассоциации кремнистых пород называют чертламенитами.
Эти толщи широко развиты в кайнозойских бассейнах Тихоокеанской активной океанической окраины: пиленгская свита Восточного Сахалина, ветловая свита Восточной Камчатки. Еще более четко ритмичность проявлена в мезозойских и палеозойских углеродсодержащих кремнистых толщах (эльдовакская свита Сихотэ-Алиня, фтаниты силура Южного Урала и ордовика Невады).
В силицитовых толщах ритмичность проявляется не всегда. Иногда обнаруживается лишь нечеткая грубая слоистость, внутри слоев отдельные литотипы имеют расплывчатые очертания, кремнистый и глинистый материалы распространены «пятнами», терригенный материал алевритовой размерности – «гнездами», также неравномерно распределение по слоям ОВ. Подобное строение имеют кремнисто-глинистые толщи неогена Западной Камчатки, палеогена Кроноцкого района Восточной Камчатки, девонские кремнистые сланцы Хангерсвилл в Западной Вирджинии и Пенсильвании.
На примере кремнистых толщ Сахалина, Западной Камчатки, Чукотки, Предкарпатья, юго-западного Урала и других были изучены нефтематеринские свойства различных силицитов. Источником SiO2 и ОВ как в кайнозойских, так, видимо, и в мезозойских углеродсодержащих силицитах были водоросли с кремневой функцией, главным образом диатомовые, обеспечивающие 90 % современного кремненакопления и 50 % накопления ОВ. Эти водоросли отличаются высоким содержанием липидов (до 35 %). Редкие литотипы силицитов характеризуются повышенными содержаниями ОВ – до n %, а самое главное – высокой битумизацией его уже на низких уровнях катагенеза. Установлено, что новообразование и перемещение битуминозных компонентов в кремнистых толщах начинаются в среднем протокатагенезе и преобразование ОВ связано с перестройкой структуры SiO2. Эмиграция жидких компонентов в ПК и приуроченность ее к определенному уровню преобразования SiO2 были отмечены и для силицитов формации Монтерей (Williams, 1984).
Не только кайнозойские, но и фанерозойские биогенные силициты рассматриваются как толщи с повышенным нефтематеринским потенциалом, реализация которых происходит в широком температурном и соответственно глубинном диапазонах, при этом коллекторами нефти и газа выступают те же углеродсодержащие силициты, как правило, пелитовой размерности, т. е. породы, обычно относимые к нефтематеринским и флюидоупорам. Таким образом, кремнистые углеродсодержащие толщи представляют собой автономную систему, объединяющую нефтегазопроизводящую толщу и нетрадиционный коллектор, и являются сингенетично-нефтеносными.
Особенность силицитовых толщ и залежей в них состоит в том, что нефть находится обычно в породах с высокой пористостью и очень низкой проницаемостью, зачастую катагенетически незрелых; для залежей отмечаются слабая связь со структурным планом, отсутствие водонапорного режима. Продуктивные горизонты часто невыдержанны, пластовые давления в соседних скважинах и одинаковых глубинах нередко резко отличаются. В процессе разработки меняет плотность нефти. Отмечается также необычная продолжительность жизни скважин в подобных толщах.
Примеры нефтематеринских кремнистых толщ. Пиленгская свита нижнего неогена Восточного Сахалина – ритмичное переслаивание опоковидных сланцев, кремнистых аргиллитов и халцедонолитов. Содержание Сорг в целом несколько повышенное – 0,3–3 %, в среднем примерно 1 %. По комплексу геохимических параметров толща является нефтегазоносной. В 1970-х годах в ней открыто Окружное месторождение. Нефтесодержащие породы – халцедонолиты. Литотипы различаются по содержанию SiO2, физическим свойствам и другим характеристикам. Наиболее распространены опоковидные силициты – светло-серые породы, выбеливающиеся, похожие на опоки, но плотнее и крепче их. Плотность – 1,8–2,4 г/см3, SiO2 – 60–75 % (опал-кристобалит и реже кварц-халцедон).
На электронном микроскопе установлена агрегатно-глобулярная структура опоковидных силицитов. Глобулы (размером 0,5–3 мкм) почти правильной шаровой формы, и образуемые ими агрегаты (глобулиты), формируют жесткий каркас породы. В строении матрицы участвуют также остатки диатомовых водорослей с характерной ситовидной или ячеистой структурой. Открытая пористость матрицы 8–25 %. Матрица практически непроницаема. Трещинная пористость – до n • 100 мД, в среднем – 150 мД, раскрытость трещин – от 3 до 100 мкм. Халцедонолиты – более чистые силициты, 75–86 % SiO2. В них имеются раскристаллизованные участки, сложенные халцедоном. В электронном микроскопе прослеживается агрегатно-кристалломорфная микроструктура в сочетании с глобулярной. Плотность выше, пористость небольшая (5–10 %), очевидно, за счет наиболее плотной упаковки глобул. Средняя трещинная проницаемость – 80 мД, раскрытость трещин меньше – 0,5–30 мкм, но частота трещин по сравнению с опоковидными силицитами увеличивается.
Кремнистые аргиллиты – глобулярно-пластинчатые микроструктуры, пластины глинистого минерала располагаются между глобулами, глобуллятами, пустотное пространство обычно сокращается. Общая пористость – 5–15 %, трещиноватая проницаемость близка к халцедонолитам.
Итак, для всех трех типов кремнистых пород характерны вполне удовлетворительные фильтрационно-емкостные свойства. Емкостные свойства определяются мелкими, в основном, субкапиллярными порами между глобулами и глобулятами силицитов и пластинками глинистых минералов, причем более 60 % – межглобулярные пустоты размером 1–3 мкм, кроме того, имеют место биоморфные пустоты в матрице породы – отдельные обломки раковин, спикулы губок и раковины радиолярий, которые сохраняются вплоть до градации МК2. Фильтрационные же свойства обусловлены трещинами разных ориентировки и геометрии. Помимо трещин, параллельных и субпараллельных слоистости, преобладающих в отдельных литотипах, четко прослеживаются тончайшие трещины, в целом перпендикулярные напластованию, обеспечивающие сообщение более или менее пористых разностей и фильтрационные свойства толщи в целом. Таким образом, коллектор пиленгской свиты – трещинно-поровый, а именно, трещинно-межглобулярный (Данченко, 1983).
Коллектор такого типа формируется в кремнистых толщах с момента возникновения глобулярной структуры пород, связанной с переходом аморфного SiO2 (опал-А) в кристобалит-тридимитовый (опал-КТ), происходящим на градации ПК2, и появлением кварц-халцедоновых модификаций SiO2 на градациях ПК3-МК1.
Видимо, тот же коллектор в формации Монтерей (месторождения Элк-Хиллс, Сансет, Оркатт, Санта-Мария-Велли), где нефтеносны трещинные кремнистые сланцы и светлые фарфоровидные порцелланиты на глубине до 1000 м, реже 1500 м (градации катагенеаз ПК3, ПК3-МК1).
В Калифорнии нефть встречается также и в диатомитах (биогенный опал-А), пористость 50–60 %, но проницаемость ничтожна. Относительно преобразованные нефтематеринские кремнистые породы (МК1-3) – кремнистые сланцы Хантерсвилл (D3) – важный газоносный комплекс Западной Вирджинии и Пенсильвании.
Наиболее преобразованные кремнистые породы – фтаниты и фтанитоиды – темные кремнистые силициты с 80-95% SiO2, кристалломорфной структурой, 1–1,5 % ОВ (средний мезокатагенез).
Итак, биогенные кремнистые углеродсодержащие толщи диагенетично-нефтегазоносны на разных этапах их поступательной эволюции вплоть до позднего МК.
На первом этапе (ПК1-2) кремнистые породы представлены диатомитами, туфо- и глинистыми диатомитами, основной породообразующий минерал – опал-А, коллектор биоморфный с очень высокой пористостью, содержат залежи тяжелой нефти и «сланцевого» масла, проницаемость ничтожна, отдача только за счет вторичных методов обработки коллекторов.
Второй этап – ПК3-МК1, интенсивное новообразование жидких углеводородов, основной тип пород – порцелланиты, перекристаллизованные опоки, опоковидные силициты, минералы – опал-кристобалит, меньше кварц, коллектор – трещинно-межглобулярный.
Третий этап – МК1-3, породы – халцедонолиты, кремнистые аргиллиты, силициты, минерал – кварц-халцедон, незначительно опал-кристобалит, коллектор – трещинный. Формируются и нефть, и газ.
Четвертый этап – МК3-5, породы – фтаниты, кремнистые сланцы, кварциты. Емкостные свойства обусловлены трещинами; генерируются углеводородные и кислые газы, возможны залежи твердых нафтидов.
Процессы преобразования SiO2 и ОВ неразрывно взаимосвязаны, последний не только генерирует углеводороды, но и способствует формированию коллекторов.
       Раздел 6. СОСТАВ, КЛАССИФИКАЦИИ,  ГЕНЕЗИС И ГЕОХИМИЧЕСКИЕ  ПРЕОБРАЗОВАНИЯ НАФТИДОВ
 
6.1. Физико-химические свойства нефтей
 
Нефть – вязкая жидкость темно-коричневого, чаще черного цвета, иногда почти бесцветная, жирная на ощупь, состоящая из смеси различных углеводородных соединений. Нефти разнообразны по консистенции – от жидких до густых, смолообразных.
                Напомним, что нефти состоят в основном из углеводородов, кроме того, в них содержатся сернистые, кислородные и другие соединения. В состав нефтей входят три группы углеводородов: метановые (парафиновые, алканы), нафтеновые (цикланы, полиметилены), ароматические. Кратко рассмотрим их главные характеристики.
Температура кипения. Чем больше атомов углерода входит в состав молекул углеводородных соединений нефти, тем выше их температура кипения (табл. 11). Одновременно она зависит и от его строения: чем больше циклов в молекуле углеводородов и особенно ароматических, тем он при одном и том же числе атомов углерода в среднем кипит при более высокой температуре; играет роль и строение боковых цепей углеводородов, но в конечном счете доминирующее значение имеет количество атомов углерода в его молекулах.      Углеводородов, кипящих приблизительно до 0 ºС, – всего 4, это газы.
 
Таблица 11. Температура кипения углеводородов (ºС)
 
Количество
атомов С
в молекуле
 
Метановые
Нафтеновые
Ароматические
с одним
циклом
с двумя
циклами
с одним
циклом
с двумя
циклами
С1
 -161       
С2
    -89               
С4
 -12¸- 0,5
С5
 9¸36                       
49
С6
     50¸69                
72¸81
80
С9
 122¸151        
133¸157
166¸169
152¸176
С10
 137¸174
161¸180
185¸194
167¸205
217
С13
 178¸216        
193¸229
201¸263
252¸267
                Из нефтей путем разгонки (с последующей очисткой или иной дальнейшей переработкой) получают большое количество горючих продуктов: бензин, реактивное и дизельное топливо, керосины, смазочные масла и т. п. Фракционный состав нефтей в зависимости от температуры кипения следующий: 1) петролейный эфир – выкипает при 60 ºС; 2) бензиновая – до 200 ºС; 3) керосиновая – от 200 до 300 ºС; 4) газойлевая – от 300 до 400 ºС; 5) смазочных масел – от 400 до 500 ºС; 6) асфальтовая – свыше 500 ºС.
Теплота сгорания – количество теплоты, выделяемое при сгорании 1 кг топлива. Зависит от состава нефти.
                Температура плавления углеводородов и нефтей. У метановых углеводородов нормального строения с повышением количества атомов углерода в молекуле, заметно возрастает температура плавления. Так, температура плавления С5Н12-130 ºС, С10Н22-30 ºС, С20Н42 – + 37 ºС, С30Н62 – + 65 ºС. Эти углеводороды встречаются во многих нефтях и, начиная приблизительно с С22Н46, входят в товарный твердый белый парафин. Кроме парафина, в нефтях часто встречается высокозастывающее воскообразное вещество – церезин. Вещество это, видимо, состоит из метановых углеводородов изомерного строения, а также из нафтеновых и ароматических углеводородов с относительно невысоким содержанием циклов.
Содержание высокозастывающих углеводородов в отдельных нефтях очень резко различается. В некоторых оно достигает 15–20 %; чем их больше и чем выше их температура застывания, тем и нефть застывает при более высокой температуре. Следует, однако, иметь в виду, что температура застывания (потеря текучести) нефтей меняется при изменении условий. Так, например, нефти Урало-Волжского нефтегазоносного бассейна после длительного хранения имеют температуру застывания около 0 ºС, а после предварительного их прогрева до 50–60 ºС в течение часа она на несколько градусов выше.
Плотность нефти в зависимости от химического состава и количества растворенного газа изменяется от 0,7 до 1 г/см3. Она возрастает с увеличением содержания смолисто-асфальтеновых соединений. Плотность нефти и отдельных ее фракций зависит от их состава. Обычно высококипящие широкие фракции из одной и той же нефти обладают высокой плотностью. Однако плотности фракций различных нефтей, кипящих в одном и том же температурном интервале, могут весьма заметно отличаться. Объясняется это тем, что при одинаковом содержании атомов углерода в молекулах углеводородов плотность их тем больше, чем больше в молекуле содержится циклов и особенно ароматических.
По плотности нефти разделяются на: легкие – до 0,810 г/см3; средние – 0,822–0,870 г/см3; тяжелые – 0,870–,90 г/см3; очень тяжелые – более 0,900 г/см3.
Одно из важнейших свойств нефти – способность растворять углеводородные газы. Поэтому в пластовых условиях плотность нефти ниже, чем в стандартных. Большая часть нефтей характеризуется плотностью в пластовых условиях 0,741–0,844 г/см3, в то время как плотность нефтей разгазированных составляет 0,835–0,884 г/см3. Среднее содержание газа – 25–86 м33.
                При оценке плотности нефти и ее фракций используется символ d420, который обозначает, что сравнивается плотность изучаемого продукта при 20 ºС с плотностью воды при 4 ºС. Плотность бензиновых фракций, отобранных из различных нефтей до 150 ºС, колеблется в пределах d420 = 0,695–0,745; для керосиновых фракций, отобранные в пределе 150–300 ºС, d420 = 0,795–0,850; для масляные фракции с вязкостью около 50 сСт при 50 ºС d420 = 0,870–0,970. Смолистые вещества, особенно асфальтены, имеют d420 около 1,14.
                Плотность углеводородов заметно изменяется с температурой. При одном и том количестве атомов углерода в молекулах она наиболее резко меняется у ароматических углеводородов, наименее – у метановых. Так, у бензола на 1 ºС плотность меняется на 0,0010636, у циклогексана – на 0,0008889, у н-гексана – на 0,0008497. Эта величина называется коэффициентом термического расширения. По мере увеличения молекулярного веса углеводородов в каждом ряду он заметно снижается, составляя для различных нефтей от 0,0006 до 0,0009. В целом, для пластовых нефтей он равен 0,0008.
                Изменение плотности нефтей в зависимости от давления (коэффициент сжимаемости) в среднем может быть оценено в 0,0009 на 1 атм. Однако чем больше в нефти бензиновых фракций, а особенно газа в растворенном состоянии, и чем выше температура, тем этот коэффициент выше.
Вязкость – способность оказывать сопротивление при перемещении одной части флюида относительно другой. Единица вязкости – Стокс. Для практических целей принят сантиСтокс (1 сСт –вязкость воды при 20 ºС).
                На вязкость углеводородов очень резко влияет количество циклов, участвующих в строении молекул. Чем в молекуле больше циклов (не важно ароматических или нафтеновых), тем выше вязкость углеводородов. Вязкость нефти будет тем меньше, чем больше содержание легких фракций (бензиновых), а в пластовых условиях – газовых углеводородов. Максимальной вязкостью из компонентов нефти характеризуются смолистые вещества. При одновременном содержании в нефти значительных количеств смолистых веществ и церезинов наблюдается значительное повышение вязкости нефти при низких температурах, однако, если эту нефть подогреть до 30 ºС, она уже не обнаруживает такой аномалии.
                В результате того, что в пластовых условиях в нефти растворен газ, вязкость нефтей в пласте обычно значительно ниже, чем на дневной поверхности у товарных нефтей, полученных из тех же залежей. Так, туймазинская девонская нефть, которая в пластовых условиях содержит 68 объемов газа на 1 объем нефти, имеет при 30 ºС вязкость около 2,2 сСт, на поверхности же после разгазирования при той же температуре – 7 сСт.
                Особенно большой вязкостью обладают нефти, не содержащие бензинов. Например, вязкость Ярегской нефти Ухтинского района 23 сСт при 100 ºС, потому обычно отдача их очень низка, иногда всего несколько процентов. Это связано и с ничтожным количеством растворенного в них газа. В целом зависимость вязкости углеводородов и нефтей от температуры линейная.
                Растворимость газов в жидких углеводородах и нефтях. Вязкость нефти и ее плотность в пластовых условиях зависят в первую очередь от количества растворенного в ней газа. Жидкие углеводороды не в равной степени способны растворять газовые углеводороды. При одинаковом количестве атомов углерода в молекуле жидкого углеводорода и при одном и том же давлении лучше всего растворяют газы метановые углеводороды, затем нафтеновые и хуже всего ароматические. Чем больше бензина нефти содержат и чем они богаче метановыми и беднее ароматическими и особенно полициклическими углеводородами, тем большее количество газа они способны растворить. Чем меньше плотность нефти, тем она способнее растворить больше газа при том же давлении.
                Чем выше молекулярный вес газового углеводорода, тем лучше он растворим в жидких углеводородах и нефтях. При высоких давлениях, при которых пропан находится в жидком состоянии, он способен растворять жидкие углеводороды в неограниченном количестве, но весьма ограниченно смолистые вещества. Бутаны в жидком состоянии растворяют смолы, за исключением наиболее тяжелых и асфальтенов; этими свойствами пропана и бутана можно воспользоваться для резкого увеличения нефтеотдачи.
                Поверхностное натяжение углеводородов. В поверхностных слоях на границе двух соприкасающихся сред сосредоточивается избыток энергии. Удельная поверхностная энергия рассчитывается на единицу площади поверхностного слоя. В однокомпонентной системе, состоящей из жидкости, которая находится в равновесии с ее насыщенным паром, она совпадает по величине с поверхностным натяжением.
                У метановых углеводородов поверхностное натяжение на границе с собственным паром зависит от их молекулярного веса. Чем выше температура кипения метанового углеводорода и его плотность, тем больше его поверхностное натяжение. При том же содержании атомов углерода в молекуле для ароматических углеводородов оно заметно больше, чем у метановых.
                Оптические свойства. Нефть является оптически активной и способна вращать плоскость поляризованного луча света, люминисцировать, преломлять проходящие лучи. Основными оптически активными компонентами нефти являются полициклические циклоалканы – хемофоссилии. Образование оптически активных веществ характерно для живого ОВ, поэтому оптическая активность нефти часто приводится в качестве доказательства органического источника нефтяных углеводородов.
                Показатель преломления нефти зависит от относительного содержания углерода и водорода в гомологических рядах и растет с увеличением числа атомов углерода. У метановых углеводородов показатель преломления варьирует от 1,3575 до 1,4119. Ароматические углеводороды имеют немного более высокие показатели преломления (у бензола n = 1,5011).
Химический состав нефтей.       Основные химические элементы в составе нефти – углерод (83–87 %) и водород (11,5–14,5 %). В гетеросоединениях нефтей присутствуют: сера (в среднем в нефтях – около 0,01–0,1 %, до 8 % в сернистых и высокосернистых нефтях), азот – 0,04–0,6 % (до 1,7 %), кислород – 0,2–7 %, фосфор – до 0,1 %. Суммарное содержание остальных неуглеводородных элементов в нефтях обычно менее 1 %.
Углеводородный состав нефтей. Различают групповой состав бензиновых фракций нефтей и конденсата и структурно-групповой (кольцевой) состав фракций, вскипающих при температуре выше 250 ºС.
                Групповой состав бензиновых фракций ранее определялся методом максимальных анилиновых точек, основанным на различной растворимости в анилине метановых, нафтеновых и ароматических углеводородов. В настоящее время наиболее точным и информативным является метод газожидкостной хроматографии (ГЖХ) фракций с началом кипения 122, 122-150 и 150-200 ºС (Корчагина, Четверикова, 1976).
                Наиболее простой метод определения структурно-группового состава – это «метод n–d–M», с помощью которого по фракциям устанавливается плотность d, коэффициент преломления n, молекулярная масса M, и рассчитывается распределение атомов С в молекулах ароматических, нафтеновых и парафиновых углеводородов (СА, СН, СП) и содержание колец в усредненной молекуле каждой фракции.
                Для детального изучения группового состава нефтяных фракций используются методы адсорбционной хроматографии на силикагеле, окиси алюминия, цеолитах, гельпроникающей фильтрации, термодиффузии, препаративной ГЖХ и некоторые другие. Этими методами выделяют нормальные и разветвленные алканы, ароматические углеводороды (моно-, би- и полициклические), нафтеновые с различным числом колец (Справочник по геологии…, 1984).
                Основные углеводородные соединения нефтей рассмотрены в разд. 2. Кроме углеводородных в нефтях присутствуют классы соединений, в состав которых входят гетероэлементы. Преимущественно они относятся к фракции смолисто-асфальтеновых веществ. В тяжелых высокосмолистых нефтях их содержание достигает 40 %, правда, такие нефти уже близки по составу к природным асфальтам. Смолисто-асфальтеновые соединения состоят из С, Н (на долю которых приходится 80–95 % молекул) и О. В них почти постоянно присутствуют также S, N и металлы. Это неуглеводородные битуминозные вещества, включающие все элементы их группового состава, кроме масляной фракции.
                Асфальтены - темные аморфные порошки с плотностью более 1 г/см3, молекулярной массой от 1000 до 10 000. Их содержание в нефти обычно менее 1 %. Асфальтены нерастворимы в петролейном эфире и осаждаются им из раствора в бензоле и хлороформе. Под названием карбенов иногда выделяют высшие фракции асфальтенов, отличающиеся пониженной растворимостью (не растворяются в бензоле и в ССl4).
                Смолы – полужидкие темно-коричневые или черные вещества с плотностью приблизительно 1 г/см3, молекулярной массой от 500 до 2000. Различают кислые и нейтральные (силикагелевые) смолы. В зависимости от применяемого для десорбции растворителя различают смолы бензольные, спирто-бензольные и др.
                Среди гетеросоединений нефтей выделяются: сернистые, кислородные, азотистые, соединения металлов.
                В нефтях идентифицировано около 250 индивидуальных сернистых соединений, которые представлены меркаптанами, сульфидами, дисульфидами, тиофенами, бензотиофенами и др. Высокосернистые нефти могут залегать в отложениях широкого стратиграфического и глубинного диапазона – от плиоцена до девона на глубинах от нескольких сот метров до 3,5 км.
                Л. А. Анисимов по литолого-фациальным признакам выделяет три типа отложений, содержащих высокосернистые нефти: сульфатно-карбонатные комплексы платформ (Восточно-Европейская, Северо-Американская и др.), терригенные отложения (бобриковский горизонт Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, меловые отложения района Персидского залива), терригенные комплексы преимущественно континентального генезиса (Западно-Канадский бассейн, Венесуэла).
                Азотистые соединения нефти принадлежат к разным классам: соединения основного характера относятся к ряду пиридина, хинолина, изохинолина и их производных, компоненты с пиррольными циклами входят в группы пиррола, индола, карбазола и бензокарбазола. К азотистым соединениям относятся порфирины. Их количество в нефтях оычно не превышает 0,1%. Из гетероэлементов, помимо азота, в состав порфиринов входят кислород и металлы – ванадий или никель. В сернистых нефтях преобладают ванадиевые порфирины, в малосернистых – преимущественно никелевые.
                Кислородные соединения в нефтях представлены органическими кислотами, фенолами (ароматическими спиртами), кетонами и эфирами а также лактонами, ангидридами и гетероциклическими фурановыми производными. Наиболее распространенными являются кислоты и фенолы, которые обладают кислыми свойствами и могут быть экстрагированы из нефти щелочью.
Изотопный состав углерода в нефтях. В нефтях изучаются изотопы углерода, водорода, азота и серы. Наиболее изученными в настоящее время являются изотопные вариации углерода.
Изотопный состав выражается через приращение содержания изотопа (d13С, ‰) и вычисляется по формуле:
 
 d13С = [13С/12С образца/13С/ 12С эталона - 1] · 1000.
 
Положительные значения d13С свидетельствуют о бóльшем содержании изотопа 13С в анализируемом образце по сравнению с эталоном, а отрицательное – о меньшем.
                Для нефтей и конденсатов d13С составляет от -23 до -34 ‰. В нефтях разных стратиграфических диапазонов значения d13С варьируют от 1,4 ‰ (для древних палеозойских) до 7 ‰ (для молодах мезозойско-кайнозойских). По данным С. П. Максимова, Р. Г. Панкиной, Е. Н. Шкутник (1980 г.), самый легкий изотопный состав имеют нефти из протерозойских отложений.
Разные фракции нефти характеризуются своим изотопным составом. От парафиновых углеводородов к ароматическим и далее к смолам содержание 13С увеличивается.
 
6.2. Геохимические преобразования нефтей
 
Геохимические преобразования нефтей происходят на двух основных стадиях: катагенеза (термолиз и термокатализ) и гипергенеза (окисление, микробиальные преобразования).
С геологической точки зрения на состав нефти влияют глубина залегания залежи, возраст нефти, гидрогеологические условия, вещественно-структурные и текстурные особенности вмещающих пород.
Термокаталитическое преобразование нефтей происходит в катагенезе и обусловлено действием температуры и давления. Для зоны катагенеза характерно господство восстановительных геохимических условий, потому этот путь преобразования нефти можно назвать преимущественно восстановительным. Основная масса нефти приобретает более восстановительный характер, а выделяющиеся из нее и остающиеся в породах некоторые компоненты – более окисленный. Основными процессами являются перераспределение (диспропорционирование) водорода и потеря нефтью гетероэлементов (декарбоксилирование, дезаминирование). Эти процессы усиливаются с ростом температуры, ускоряются в результате каталитического воздействия алюмосиликатов (главным образом глинистых минералов).
 
Приведем в качестве примеров реакцию диспропорционирования водорода для циклогексана:
 
4C6H12 = 3C6H14 + C6H6 + 0,9ккал;
 
реакцию декарбоксилирования бензойной кислоты:
 
C6H5COOH = C6H6 + CO2 + 11,2ккал.
 
Диспропорционирование приводит к уменьшению удельного веса нефти, снижению содержания смол, возрастанию количества легких фракций и увеличению роли метановых углеводородов, возникновению одновременно как менее высокомолекулярных, более насыщенных метановых и нафтеновых углеводородов, так и более высокомолекулярных, менее насыщенных ароматических. При температуре около 200 ºС накапливаются преимущественно метан и полициклические углеводороды.
При возрастании температур в недрах усиливаются процессы газообразования за счет возникающего метана и перехода части легких компонентов нефти в газообразное состояние. При достижении определенного предела давления (около 200 атм) нефть переходит в однофазное состояние, в ряде случаев образуются конденсатные залежи (Вассоевич, 1986). Конечным результатом фракционирования нефти теоретически считается образование метана и твердых минералов углерода.
Окисление нефти – процесс противоположный термокаталитическому. Оно может происходить за счет как свободного кислорода (аэробное окисление) – химическое и биохимическое, так и связанного кислорода сульфатов и некоторых других соединений (анаэробное бактериальное).
Аэробное окисление возможно лишь в условиях близкого расположения залежи к поверхности при контакте с водами, обогащенными кислородом. В этом случае окисление относится к гипергенным процессам.
Анаэробное окисление протекает при наличии веществ, содержащих кислород, и бактерий, окисляющих углеводороды. Такой тип процесса называется биодеградацией (биохимическое окисление). По сути биодеградация нефти – это селективное потребление определенных типов углеводородов микроорганизмами. Условия, при которых существуют бактерии, – это температура не более 80-90 ºС и минерализация пластовых вод не более 200 г/л.
При микробиологических процессах, как аэробных, так и анаэробных, в первую очередь окисляются метановые углеводороды. Они же в присутствии кислорода легче подвержены химическому окислению, чем нафтеновые и ароматические. Нафтеновые углеводороды при окислении преобразуются в кислоты, ароматические распадаются на кислые (кислородсодержащие) соединения, смолистые вещества, асфальтены. Процентное возрастание смол и асфальтенов является следствием их абсолютного увеличения в результате полимеризации продуктов окисления, а также повышения растворимости смолисто-асфальтеновых компонентов благодаря обогащению нефти близкими по химической структуре соединениями.
Результатом полной биодеградации являются нефти повышенной вязкости, широко распространенные на поверхности раздела нефть – вода.
К другим процессам вторичных изменений нефтей можно отнести ее осернение и физическое фракционирование.
 
6.3. Классификация нефтей
 
Не существует единой классификации нефтей, которая бы учитывала все многообразие их свойств и была бы одновременно приемлема для химии, геохимии нефти и технологии ее переработки. Первая работа Г. Гефера, посвященная вопросам классификации нефтей, вышла в 1908 г. С тех пор предложено много вариантов химических, генетических и технологических классификаций.
Официальной технологической классификацией в нашей стране является ГОСТ 912-66, характеризующий нефти по их производственно-товарным признакам.
По технологической классификации нефти разделяются на три класса по содержанию серы: I – малосернистые (не более 0,5 %); II – сернистые (0,51–2 %); III – высокосернистые (более 2 %).
По содержанию фракций, перегоняющихся до 350 ºС нефти разделяются на три типа: Т1 – не менее 45 %; Т2 – 30–44,9 %; Т3 – менее 30 %.
По потенциальному содержанию масел выделяются четыре группы: М1 – не менее 25 % в расчете на нефть; М2 – 15–25 % в расчете на нефть и не менее 45 % в расчете на мазут; М3 – 15–25 % в расчете на нефть и 30–45 % в расчете на мазут; М4 – менее 15 % в расчете на нефть.
Все нефти делятся по качеству масел, оцениваемому индексом вязкости (относительная величина вязкости испытуемого масла к эталонному) на две группы: И1 – более 86; И2 – 40-85.
По содержанию парафина нефти делятся на: П1 – малопарафиновые (не более 1,5 %); П2 – парафиновые (1,51–6 %); П3 – высокопарафиновые (более 6 %).
Таким образом, для любой промышленной нефти можно составить свой шифр. Например, для нефти п-ова Мангышлак (Желтыбайское месторождение) индекс нефти следующий: IТ2М3И1П3. Подчеркнем, что предложенная схема классификации – технологическая. По приведенным свойствам определяются рациональные пути ее переработки.
В настоящее время широко используется химическая классификация нефтей, предложенная Ал. А .Петровым (Петров, 1984) на основе распределения в них реликтовых углеводородов – алканов нормального и изопреноидного строения. Она использует данные ГЖХ по распределению важнейших реликтовых алканов и масс-спектрометрические – по количественному распределению насыщенных молекул в соответствии с числом циклов в молекуле. Ал. А. Петров выделил четыре типа нефтей: А1, А2, Б2, Б1.
Нефти типа А1 относятся к метановым, А2 – к метано-нафтеновым, Б1 и Б2 – к нафтеновым. Нефти типа А содержат нормальные алканы, в нефтях типа Б они отсутствуют. Нефти типов А2 и Б2 обладают относительно высокой концентрацией изопреноидных алканов. Наиболее важным свойством нефти типа А является ярко выраженная гомологичность углеводородного состава. Экспериментально была показана возможность постадийного изменения нефтей (биодеградация) по следующей схеме: А1 ® А2 ® Б2 ® Б1. Все типы нефтей встречаются в отложениях различного возраста и нередко в пределах одного, обычно многопластового месторождения.
 
6.4. Геохимические типы нефтей
 
Несмотря на многообразие природных факторов, влияющих на состав нефти, их основные геохимические характеристики формируются в ГФН и связаны с типом исходного нефтематеринского ОВ. Генетические особенности исходного ОВ наиболее ярко проявляются в первичных неизмененных нефтях и сохраняются на протяжении всей геохимической истории нефти. На этом постулате основан ряд геохимических классификаций, одна из которых предложена С. Г. Не-ручевым с соавторами (Справочник по геохимии…, 1998). В соответствии с этой классификацией по качественному и количественному составам все многообразие нефтей дифференцируется на три основных фациально-генетических типа – А, Б, В (табл. 12).
 
Таблица 12. Некоторые генетические параметры состава нефти ГЗН
 
Параметр
Генетический тип нефти
 
А
Б
В
Пристан/фитан
£1
1–2
2–4 и более
Σцг/Σцп
<1
1–2
2–4 и более
эб/åкс
0,25–0,75
0,15–0,25
0,03–0,15
Кизо
0,4–0,9
0,3–0,7
0,2–0,3
КмС6
0,5–0,7
0,3–0,5
0,2–0,3
Максимум н-алканов
С15–С19
С15–С22
или (С15–С19)+(С22–С29)
С22–С29
Коэффициент нечетности н-алканов
 
<1
 
1
 
>1
Сера, % на нефть
³0,5
0,2–0,5
£0,2
Сера/азот
3-15 и более
0,8–3
<1
Парафин, % на нефть
£5
5–7
До 10–20 и более
Порфирины,
мг/100 г нефти
 
40–200
 
0–35
Отсутствуют
или следы
d13С, %
– 28 ÷ – 35
–25 ÷ – 30
-24 ÷ – 28
 
Примечание. åцг/åцп – отношение суммы циклогексанов к сумме циклопентанов; эб/åкс – отношение этиленбензола к сумме ксилолов; Кизо - коэффициент изопреноидности; КмС6 – коэффициент метаморфизма (КмС6 = н-С6/ (изо-С6 + цикланы С6).
 
Тип А составляют нефти, источником которых послужило морское ОВ (сапропелевое ОВ, восстановительные условия). Нефти сернистые, характеризуются высоким содержанием полицикланов и изоалканов, преобладанием фитана над пристаном, смолистые, с низким содержанием парафина (менее 5 %). Максимум н-алканов приходится на С1519, четные изомеры преобладают над нечетными. Для нефтей этого типа свойственны высокие содержания порфиринов, среди которых доминируют ванадиевые комплексы. В составе легких углеводородов циклопентановые преобладают над циклогексановыми, отмечаются сравнительно высокие значения отношения этиленбензола к сумме ксилолов и коэффициента метаморфизма. 
Тип нефтей В генетически связан с исходным ОВ существенно гумусовой природы (лагунно-морское и озерно-континентальное). Отличительной его чертой является высокая парафинистость, содержание длинноцепочечных алканов составляет до 20–30 % и более с максимумом на С23, С25, С27; нечетные алканы преобладают над четными. Нефти малосернистые, малосмолистые, обеднены полициклическими соединениями, порфирины практически отсутствуют. В составе легких углеводородов понижено количество алканов, повышена доля цикланов, среди которых преобладают циклогексаны.
Тип нефтей Б генетически связан с гумусо-сапропелевым ОВ умеренно-восстановительных условий. Нефти так же как и исходное ОВ имеют смешанный состав. Наиболее отличительной чертой таких нефтей является бимодальное распределение н-алканов. Интенсивность пиков определяется вкладом гумусовой и сапропелевой составляющих. Это нефти малой и средней сернистости, средней смолистости.
Общими для первичных нефтей всех типов являются: максимальные концентрации унаследованных соединений; низкое содержание легких углеводородов; преобладание среди изопреноидных алканов реликтовых углеводородов пристана и фитана (50 % и более на сумму изопреноидов).
 
6.5. Природные битумы
 
В настоящее время термин «битум» применяется в следующих принципиально различных пониманиях:
1) понятие генетическое, включающее каустобиолиты нефтяного ряда. Обязательной чертой является эпигенетичность по отношению к вмещающей породе (миграционная природа скопления);
2) понятие аналитическое (битумоиды), охватывающее природные ОВ, извлекаемые из пород или осадков органическими растворителями. Обязательным признаком является растворимость;
3) понятие техническое, включающее природные асфальты, продукты переработки нефти и т.д. Определяющими являются технические свойства. В. А. Успенским предложено в качестве общего для всех категорий битумов наименование «битуминозные вещества».
В настоящей главе рассматриваются природные битумы в генетическом аспекте как большая группа природных органических веществ, образующих с нефтью непрерывные ряды, в которых наблюдаются переходы от жидких и вязких веществ к твердым.
Природные битумы классифицируются по содержанию масел и некоторым физическим свойствам (табл. 13). Выделяются следующие классы: мальты, асфальты, асфальтиты, кериты, антраксолиты, озокериты. Выделяются еще так называемые оксикериты, представляющие собой продукт выветривания асфальтовых битумов на выходах пластов или жил асфальтов, асфальтитов и керитов, а также гуминокериты – продукт выветривания оксикеритов, элатериты – продукт особого рода превращения алифатического углеводородного материала и альгариты – продукт современной бактериальной переработки парафиновых углеводородов.
 
Таблица 13. Классификация природных битумов по физико-химическим свойствам
 
Класс
Консистенция
Плотность, г/см3
Т плавления, ºС
Растворимость в хлороформе
Содержание масел, %
Мальты
От вязкой до твердой
0,965–1,03
35–40
Полная
40–65
Асфальты
Вязкая, полутвердая и твердая
1,0–1,1
От 20–30 до 80–100
Полная
25–40
Асфальтиты
Твердая
1,05–1,2
100–300
Полная
До 25
Кериты
Твердая
1,0–1,25
Не плавятся без разложения
Частичная
до нерастворимого
Антраксолиты
Очень твердая
1,3–2,0
Не плавятся
Не растворяются
Озокериты
От мягкой, пластичной до твердой
0,85–0,97
(чаще 0,91–0,95)
 
50–80
 
Полная
 
20–85
 
При описании битумов широко используется термины «киры» и «закирование». «Киры» – продукты субаэрального изменения излившейся нефти. В зависимости от степени выветрелости они обладают различной консистенцией – от вязкой до твердой и относятся к классам битумов: мальты – асфальты - асфальтиты – оксикериты – гуминокериты. «Закирование» – процесс образования киров.
Битумы являются природными дериватами нефти, следовательно, их происхождение должно быть связано с определенными процессами изменения физико-химических свойств нефти. В. А. Успенским (1970) выделены следующие процессы, ведущие к битумообразованию: 1) в залежи, в условиях нарастания активности гипергенных воздействий; 2) в закированиях при изменении нефти на поверхности; 3) в жильных скоплениях, выполняющих каналы миграции нефти; 4) в результате сорбционных явлений; 5) под воздействием факторов катагенеза (метаморфизм нефтей).
Схематично взаимосвязь этих процессов представляется в виде следующей схемы (Успенский, 1970).
 
          Гипергенные изменения         Образование
                  нефти в залежи                закирований
Ý                                      Ý
Миграция по трещинам    Ü     НЕФТЬ      Þ    Фильтрация
ß                                      ß
        Образование жильных       Изменение под действием
                      битумов                      факторов катагенеза
 
                Классы битумов, выделяемые по физико-химическим параметрам, могут иметь различный генезис (например, асфальты жильные, асфальты закирований и т.д.).
Итак, выделяются два основных направления в генезисе битумов: первое связано с гипергенными изменениями (в залежи или на поверхности) и второе – с катагенетическими преобразованиями нефтяных углеводородов.
Наиболее изученными являются гипергенные процессы. Образование битумов при гипергенезе залежи или на поверхности является следствием окисления нефтяных углеводородов. На гипергенном этапе развития залежи происходит, во-первых, общий подъем участка земной коры, во-вторых, развиваются процессы эрозии поверхности. В результате уменьшается мощность кровли, изолирующей залежь от поверхности, возникают условия для развития активного водообмена. В толще коллектора устанавливается гипергенный водообмен, снижается температура, появляются сульфаты и микроорганизмы. Начинается процесс гипергенного разрушения залежи. Начальный этап гипергенных изменений в залежи характеризуется анаэробной обстановкой. По мере приближения к поверхности залежь достигает зоны, характеризующейся присутствием в водах свободного кислорода. Этот этап начинается обычно на очень небольших глубинах и завершается на земной поверхности в зоне прямой эрозии.
При рассмотрении процессов геохимического преобразования нефти уже говорилось об избирательном потреблении микроорганизмами углеводородов. В конечном итоге нефть преобразуется в тяжелую, высокосмолистую, сложенную преимущественно циклическими углеводородами.
По мнению ряда исследователей, процессы образования битумов в отличие от процессов образования нефтей, газоконденсатов и даже углеводородных газов обычно однонаправлены. Однако иногда геологические процессы вызывают такие изменения термобарических условий, которые могут повлиять на направление преобразования природных битумов. Так, наблюдаемые в настоящее время нефтепроявления в Мертвом море некоторые исследователи объясняют изменением ранее возникших битумов при нисходящих тектонических движениях в области высоких температур.
По запасу ресурсов природные битумы сопоставимы с нефтью. Почти в каждом нефтеносном регионе помимо основных нефтесодержащих имеются битумсодержащие горизонты. В течение ряда десятилетий разведка нефти шла по следам ее естественных выходов. Из 2,5 тысяч месторождений, эксплуатирующихся в США, около 300 обладали выходами нефти и газа. В каждом из старых нефтеносных районов существуют следы битумопроявлений и закирований, являющихся следствием многолетней естественной разгрузки залежей.
Почти в каждой газоконденсатной залежи всегда содержится заметное количество битумов. Самые крупные в мире скопления нафтидов – скопления природных битумов (например, Атабасское и Ориноко).
 
6.6. Основные типы природных газов и их классификация
 
Природные газы встречаются во всех геосферах Земли, они разнообразны по химическому составу, физическим свойствам и формам нахождения.
                Первоначальные представления о составе природных газов были обобщены В. И. Вернадским в 1912 г. Его классификация была основана на разделении газов по следующим признакам: морфологии, т.е. формы их нахождения в земной коре; химическому составу; истории. По морфологии природные газы были разделены на: содержащиеся в горных породах; свободные (атмосфера); газовые струи – вулканические, тектонические, поверхностные; газовые испарения; жидкие растворы газов (газы гидросферы); твердые растворы газов (газы, адсорбированные горными породами и минералами). По истории природные газы были подразделены на: газы земной поверхности;
связанные с высокой температурой; проникающие в земную кору (тектонические газы).
                К настоящему времени в отечественной литературе приводится более 20 классификаций газов, в основе которых лежат различия в генезисе, химическом составе, формы их нахождения и т.д.
Генетические классификации газов имеют преимущественно теоретическое значение. Это связано с тем, что газы различного происхождения образуют разнообразные смеси, в которых определить генезис отдельных компонентов не всегда возможно. Параллельно с процессами образования газов могут идти и процессы их разрушения, в результате которых могут появляться не газообразные продукты. Так, при действии кислорода на сероводород образуются твердая свободная сера и вода.
В. А. Соколовым (Соколов, 1956) предложена классификация природных газов, отражающая условия нахождения газов, их состав, способы формирования (табл. 14).
 
6.7. Газы нефтяных и газовых месторождений
 
По форме нахождения горючие газы месторождений можно разделить на свободные и попутные (растворенные). Условно принимается, что природный газ является свободным, если при дебите более 10 000 м3/сут соотношение объемов газа и жидкости более 1000. Попутный (растворенный) газ характеризуется отношением объемов газовой фазы и жидкости менее 1000.
Свободные УВ газы могут находиться: 1) в чисто газовых залежах, причем в одних случаях газовые залежи перемежаются с нефтяными и газонефтяными в пределах одной нефтегазоносной зоны, в других – концентрируются в отдельные газоносные зоны; 2) в свободном состоянии в газовых шапках над нефтяными залежами.
Растворенные газы могут находиться в нефтях и подземных водах. Содержание тяжелых углеводородов в попутных газах 20–40%, иногда до 80 %. Среди гомологов метана преобладает этан (6–20 %). В отличие от свободных в растворенных газах больше гомологов метана и меньше азота.
Провести резкую грань между свободными и растворенными газами сложно. Между газовой шапкой газонефтяной залежи и растворенными в нефти газами и газами, растворенными в омывающих залежь подземных водах, существуют подвижные фазовые равновесия
Таблица 14. Классификация природных газов (В.А.Соколов, 1971)
 
 
Тип газа по условиям нахождения
Химический состав
 
Происхождение газа
Основные компоненты
Важнейшие примеси
1
2
3
4
Газы атмосферы
N2, O2
Ar, CO2, Ne, Kr, Xe, H2, O3
Смесь газов химического, би-охимического и радиогенного происхождения (Xe, Ar)
Газы океанов и морей
CO2, N2
NH3, H2S, O2, Ar
CH3, H2, N2, O2 и частично CO2 биохимического проис-хождения, часть СО2 и N2 образуется химическим путем, а Ar – радиогенным. В верхние слои океанов и морей CO2, N2, O2 поступают из атмосферы
Газы земной поверхности:
Почвы и подпочвы
 
 
CO2, N2, O2
 
 
Ar, CH4, N2O, H2, благородные газы из атмосферы
 
 
CO2, CH4, N2O, H2 преимущественно биохимического происхождения, они примешаны к атмосферному воздуху
Болотные и торфяные
CH4, CO2, N2
Ar, H2, CO, NH3, N2O, H2S, благородные газы из атмосферы
СН4, CO2, H2, NH3, N2O, H2Sпреимущественно биохимического происхождения
Морских субаквальных осадков
CO2, CH4, N2
H2, NH3, H2S, Ar
Все газы, кроме благородных, преимущественно биохимического происхождения
Газы осадочных пород месторождений:
Нефтяных
 
 
 
CH4, тяжелые УВ (TY), N2
 
 
 
H2S, He, Ar, H2, TY
Все газы, кроме благородных, главным образом химического происхождения. Имеется примесь газов биохимического происхождения (частично H2Sи др.). На значительных глубинах при повышенной температуре нормальная деятельность микроорганизмов прекращается, и биохимические газы отсутствуют
Газовых
CH4, TY
H2S, He, Ar, CO2, N
Каменноугольных рассеянных
CO2, CH4, TY
CO2, N2, H2, TY, Ar, H2S
Газы метаморфических пород
CO2, N2, H2
CH4, H2S, He, Ar
Газы, кроме благородных, химического происхождения
Газы магматических пород
CO2, H2
H2, H2S, He, Ar. На больших глубинах SO2, HCl, HF
Газы, кроме благородных, хи-мического происхождения
 
Окончание табл. 14.
 
1
2
3
4
Вулканические газы:
Высокотемпературные (из лавовых озер и др.)
 
 
CO2, H2, SO2, HCl, HF
 
 
N2, CO, NH3, He, Ar
В той или иной степени измененные газы, поступающие из верхней мантии с примесью газов из вышерасположенных оболочек. Все газы, кроме благородных, биохимического происхождения
Фумарольные (100–300 0С)
CO2, H2, H2S, SO2, CO2
N2, CO, NH3, He, Ar
Термальных источников
 
N2, CO, NH3, He, Ar
Газы космоса
H2, He
CO, радикалы CH, CH2OH и др., ионизиро-ванные атомы элементов Ne, N2, Ar
Образовались в результате радиационно-химических, хи-мических и ядерных реакций
 
Иногда точно нельзя установить, получен ли газ из нефтяной шапки или он выделился из нефтяной залежи, была ли газовая шапка у нефтяного месторождения или она образовалась при вскрытии пласта.
Химический состав газов. Природные горючие газы представляют собой многокомпонентные системы и состоят из предельных углеводородов – метана (CH4), этана (C2H6), пропана (C3H8), бутанa (C4H10), а также могут содержать более тяжелые гомологи метана – пентан (С5Н12) и гексан (С6Н14). В горючих газах месторождений могут присутствовать пары жидких углеводородов, более тяжелые, чем С6Н14. Однако их примесь незначительна. Кроме того, в них содержатся: CO2, N2, H2S, инертные (редкие) газы, ртуть.
                Обычно принято называть гомологи метана, начиная с С2Н6, тяжелыми. Содержание тяжелых углеводородов в газах обусловливается как первичными причинами – составом исходного ОВ и степенью его катагенеза, так и вторичными, в частности миграцией.
                По углеводородному составу газы делятся на: «сухие» (С2 + тяжелые гомологи 3–15 %) и «жирные» (С2 + тяжелые гомологи 20–60 %). Для характеристики состава газов применяется «коэффициент сухости», т. е. отношение процентного содержания метана к сумме его гомологов (СН4/(С2Н6+высшие)), который является также показателем направления миграции газов. Метан обладает наибольшей подвижностью среди газообразных углеводородов, с ростом молекулярной массы скорость миграции уменьшается. Поэтому теоретически газы, прошедшие большое расстояние от источника миграции, должны быть относительно обогащены низкомолекулярными компонентами. Кроме того, метан обладает низкой сорбционной способностью и наименьшей растворимостью в воде среди газообразных углеводородов.
                Кроме углеводородных соединений в горючих газах в виде примесей встречаются углекислый газ, азот, сероводород, гелий, аргон.
Содержание углекислого газа варьирует от 0,4 до 4 %, иногда до 50 % СО2. (месторождение Брейди-Аут, США – 86,6 %, Южно-Семиводское месторождение в Шаимском районе Западной Сибири – 73,1%). Наибольшим количеством СО2 характеризуются газы, растворенные в молодых нефтях.
                Среднее содержание азота – 0,4–12,5 %. В месторождениях бывшего СССР оно составляет в растворенных газах от 1 % (молодые отложения) до 12–20 % (породы девона и карбона).
                H2S-содержащие газы – важнейший источник получения элементарной серы. H2S образуется в глубокозалегающих карбонатно-эвапоритовых отложениях в присутствии углеводородов. Газы месторождения Эмори (Техас, США) характеризуется содержанием H2S 42,4 % (добывается 40 т S на 100 тыс. м3 газа). В России сера извлекается из газов Оренбургского и Астраханского месторождений.
                Из инертных газов самое высокое содержание характерно для гелия. Почти 80 % газовых залежей содержат 0,01–0,2 % гелия. Его максимальные концентрации (до 10 %) и фоновые значения (0,06–0,15 %) фиксируются на древних платформах.
                Содержание аргона меняется от 0,001 до 1 % при фоновом 0,01–0,03 %. Наибольшее его содержание его – в газах протерозойских платформ. Максимальная концентрация Ar и He, как правило, характерна для одних и тех же месторождениях.
                Ртуть. На газовом месторождение Слохтерен (Нидерланды) содержание ртути составляет 1,8 . 10-4 г/м3, а ее запасы оцениваются в 340 т. Установлено кондиционное содержание ртути и на других месторождениях в Нидерландах и ФРГ.
                Изотопный состав углерода газов. Значение d13С для газовых углеводородов из отложений различного возраста варьирует от –2,92 до –87,0. Значительные пределы колебания d13С  метана обычно связывают с генезисом газа: метан глубинного происхождения обогащен изотопом 13С; генерируемый в результате микробиальной деятельности – обладает более легким изотопным составом; сопутствующий газовым углям – также обогащен изотопом 13С и по изотопному составу близок к метану термокаталитической зоны.
                По данным ряда авторов, для газов биохимического генезиса содержание 13С изменяется от -6,0 до -9,5 ‰. Переход от биохимической зоны к термокаталитической осуществляется постепенно. В этой зоне генерируется метан в результате уже затухающих биохимических процессов и термокаталитических преобразований. В результате генерируется 13С от -5,5 до -6,5 ‰. В термокаталитической зоне значения 13С составляют от -3 до -4,5 ‰, в глубинных термокаталитических зонах (глубины 6–7 км) углерод несколько облегчается, 13С меняется от -4,0 до 5,0 ‰. Это, по-видимому, связано с термическим разложением углеводородов, при котором образуется метан с облегченным углеродом.
 
6.8. Физико-химические свойства газов
 
Температура кипения углеводородных газов приблизительно до 0 ºС. Таких углеводородов всего 4.
Вязкость газов с повышением температуры возрастает (табл. 15). Связано это с тем, что вязкость газа увеличивается при ускорении движения молекул, вызванном ростом температуры. В отличие от жидкостей более высокомолекулярные углеводороды в газовом состоянии имеют меньшую вязкость. При одинаковых условиях большей вязкостью обладают разветвленные углеводороды.
 
Таблица 15. Зависимость вязкости газов от температуры
 
Т, ºC
Вязкость, сПз
CH4
C2H6
C4H10
C5H12
-181,6
0.035
      -78,5
0.076
0.063
          0
0.102
0.084
        17
0.108
0.083
      100
0.135
0.108
0.087
 
 
 
 
 
                Плотность газов зависит от входящих в него компонентов: плотность метана по воздуху – 0,554, этана – 1,038, пропана – 1,522, бутанов – 2,006. Поэтому плотность попутного газа обычно значительно больше, чем у газа газовых месторождений.
               
Растворимость газов при небольших давлениях (до 5 МПа) подчиняется закону Генри: количество растворенного газа прямо пропорционально давлению и коэффициенту растворимости. При более высоких давлениях и неоднородном составе газов эта зависимость усложняется. Растворимость газов зависит от температуры воды (до 100 ºС – обратная, после 100 ºС – прямая), химического состава газов (например, при 20 ºС СО2 растворяется в 27 раз лучше, чем СН4, и в 58 раз лучше, чем азот).      
Растворимость метана в природных водах и рассолах колеблется в зависимости от минерализации, в целом снижаясь с увеличением минерализации.
Чем выше молекулярный вес газового углеводорода, тем лучше он растворим в жидких углеводородах и нефти. Содержание растворенного в нефти газа оценивается величиной газового фактора (ГФ) – количеством газа, выделившегося из 1 т нефти при атмосферных условиях. ГФ колеблется для разных районов и глубин от 508 до 1000–1200 м3/т. При ГФ = 550–600 м3/т пласт содержит нефть, при ГФ = 1000–1200 м3/т – газоконденсат.
Сорбция газов происходит в атмосфере (аэрозолями), гидросфере (органическими и минеральными взвесями, живым веществом) и литосфере (минеральным и ОВ).
                Диффузия газа возможна практически в любой среде. Происходит диффузия одного газа в другом (атмосфера, газовая залежь), диффузия газа в твердом веществе. Именно явлением диффузии объясняется многообразие форм существования газов в оболочках Земли.
Коэффициенты диффузии индивидуальных газов зависят от свойств диффундируемого газа, свойств среды, через которую происходит диффузия и термодинамических условий. С увеличением молекулярной массы газов коэффициенты диффузии снижаются, с ростом температуры – повышаются.
                Коэффициенты диффузии в воде для газов меняются от 1,3 до 2,2 см2/с. Наибольшим коэффициентом диффузии характеризуется метан. В породах эти коэффициенты еще меньше, так как процесс диффузии осложняется сорбцией газов.
                Зная коэффициенты диффузии и сорбции, можно рассчитать величину диффузионного потока, идущего от скопления газа через вмещающие породы. Расчеты В. А. Соколова (1956) показали, что потребуются миллионы лет, чтобы установить стационарный диффузионный поток через 1 км толщи осадочных пород.
                Фильтрация газов, т. е. движение газов через пористую среду под влиянием перепада давления, имеет место только в литосфере. В естественных условиях фильтрация очень сложна, так как приходится иметь дело с двух- и многофазными жидкостями. Часто наблюдаются ретроградные явления: сжатые газы несут в себе жидкие углеводороды, которые выделяются при снижении давления в конденсаты.
 
6.9. Газогидраты
 
При определенных условиях – низкие температуры и повышенное давление – газы и вода образуют газогидраты. Они представляют собой твердые скопления (клатраты), в которых молекулы газа заполняют пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью водородной связи. Их общая формула М·H2O, где М – молекула газа-гидратообразователя. Сама по себе кристаллическая решетка этого типа, если она не заполнена определенным минимальным количеством газа, термодинамически метастабильна, т. е. в чистом виде (без газа) существовать не может. Этим она принципиально отличается от кристаллической решетки льда. По внешнему виду газогидраты напоминают снег или рыхлый лед.
Природные газы обычно образуют смешанные гидраты, в которых большие полости заняты пропаном и бутаном, а малые – метаном, этаном, углекислотой и другими газами.
Большинство компонентов природного газа способно образовывать гидраты. Наиболее легко переходят в гидрат сероводород и пропан, наиболее трудно – азот, аргон. Водород, гелий, бутан и более тяжелые гомологи метана не образуют гидраты и могут только захватываться гидратной решеткой как примеси. Таким образом, при процессах гидратообразования происходит фракционирование состава природного газа: гомологи метана и сероводород накапливаются в гидрате, а оставшаяся газовая фаза обогащается азотом, аргоном и гелием.
При образовании гидратов один объем воды может связывать от 70 до 300 объемов газа. Соответственно и плотность газогидратов меняется в широком диапазоне – от 0,8 до 1,8 г/см3.
В виде отдельных кристаллов и стяжений в породах газогидраты подняты при донном пробоотборе на Черном, Каспийском, Охотском, Японском и многих других морях (Гинсбург, Соловьев, 1994). Основной их визуальный признак – льдистые стяжения, которые быстро разлагаются при повышении температуры с выделением горючего газа.
В качестве примера газогидратного месторождения часто приводится сеноманская залежь Мессояхского месторождения. Однако факт присутствия в ней газогидратов достоверно не подтвержден.
При изучении данной проблемы необходимо определить те области на континентах и в Мировом океане, в которых термодинамический режим соответствует условиям образования газогидратов. Такие области получили название зон возможного газогидратообразования (ЗВГО). Для их прогноза строят геотермические профили, на которые наносят теоретически равновесные условия образования гидратов, рассчитанные для газа заданного химического состава с учетом ожидаемых давлений и минерализацией пластовых вод. Если на данной глубине температура гидратообразования выше пластовой, то гидраты могут существовать, если ниже – нет.
Выполненные расчеты показали, что в континентальных условиях площадь распространения ЗВГО в основном совпадает с площадью распространения многолетнемерзлых пород. Глубина кровли колеблется от 150 до 250 м, глубина подошвы – от 500 до 1500 м.
По данным Г.Д.Гинсбурга в антарктических шельфовых морях газогидраты могут существовать практически повсеместно, а на шельфе арктических морей – примерно на 35 % их площади. На остальной части Мирового океана термобарическая зона стабильности гидратов имеется повсюду, кроме шельфов и в некоторых случаях верхних частей материковых склонов. Максимальная глубина ЗВГО достигает 1300 м ниже дна моря. Интересно отметить, что присутствие газогидратов возможно и под дном некоторых глубоких озер, в частности Байкала и Иссык-Куля.
Очевидно, что для газогидратонакопления необходимы не только специфические термодинамические условия в недрах, но и генетические предпосылки, обеспечивающие наличие самого газа, которые, в свою очередь, зависят от активности биохимических или катагенетических процессов газообразования. В настоящее время доказано, что микробиальный метан возникает только при содержании Сорг в осадках более 0,5 % (Троцюк, 1982). Исходя из того, что в донных осадках внутренних областей Мирового океана концентрация Сорг в среднем составляет 0,22 %, есть все основания предполагать, что гидраты там не образуются.
Наиболее благоприятными для накопления газогидратов являются периферийные области Мирового океана и континентальные склоны. Мощность осадков здесь достигает 10–15 км, содержание Сорг в среднем составляет 0,8–1,0 %.
Практический интерес представляют не вообще природные газогидраты как естественная минералогическая (геохимическая) ассоциация, а только их скопления, которые могут рассматриваться в качестве промышленных залежей. В настоящее время нет ни одного изученного, а тем более эксплуатируемого газогидратного месторождения, поэтому оценить критерии их промышленной значимости не представляется возможным.
Газогидратообразование затрудняет нормальную работу газовых и особенно газоконденсатных месторождений, так как способно совершенно перекрыть движение газа по газопроводам.
 
6.10. Газоконденсаты
 
Газоконденсаты – природная система взаиморастворенных газообразных и легкокипящих жидких нефтяных углеводородов, находящихся в термодинамических условиях земных недр в газообразном или парообразном фазовом состоянии. Охлаждение и снижение давления до атмосферного приводит к выпадению из этой системы жидкой фазы – конденсата. Газовая часть газоконденсата всегда относится к категории жирных газов. Газоконденсаты занимают значительное место в природной системе ОВ – нефть – газ и выделяются в самостоятельную группу нафтидов. Газоконденсатными называются залежи, при эксплуатации которых добывается газ и конденсат.
                Под конденсатностью понимают содержание жидких углеводородов в газе в пластовых условиях (см33, г/м3). Газоконденсатный фактор (м3/г, м3/м3) – величина, обратная конденсатности.
                Различают сырой и стабильный конденсат. Сырой конденсат представляет собой углеводороды, находящиеся при стандартных условиях в жидком состоянии с растворенными в них газообразными компонентами (CH4, C2Н6, C3H8, бутаны). Конденсат, состоящий только из жидких углеводородов (от пентана и выше) при стандартных условиях – стабильный. Стабильный конденсат получают из сырого путем его дегазации.
                Конденсаты месторождений бывшего СССР весьма разнообразны. В стандартных условиях газоконденсаты представляют собой жидкости, обычно прозрачные, бесцветные или слабоокрашенные в коричневатый, иногда зеленоватый цвет. По материалам изучения более 60 месторождений плотность конденсатов варьирует от 0,677 до 0,827 г/см3, коэффициент преломления – 1,3905–1,4600, молекулярная масса – 92–158, содержание серы – 0–1,2%. Газоконденсаты характеризуются низкой температурой начала кипения (24–92 °С). В среднем они на 60–80 % выкипают до 200 ºС, но есть конденсаты (или нефтеконденсатные смеси), конец кипения которых лежит в пределах 350–500 ºС, содержащие не только парафины и силикагелевые смолы, но и асфальтены. Наличие высококипящих углеводородов в конденсате отличает их от выделяемых из попутных газов газовых бензинов, имеющих конец кипения не более 130–160 ºС.
Газоконденсаты более чем на 90 % состоят из углеводородов, нередко в них содержатся силикагелевые смолы – до 3–7 %, иногда присутствуют асфальтены в количестве 0,02–0,06 %, очень редко – до 0,3 %. В бензиновых фракциях конденсатов обычно преобладают метановые, реже метановые и нафтеновые углеводороды, которые содержатся примерно в равных количествах. Встречаются конденсаты, в которых преобладают ароматические и нафтеновые углеводороды.
С увеличением температуры и давления растворимость жидких углеводородов в газе растет, причем давление оказывает большее влияние, чем температура. При одинаковых давлениях и температурах среди углеводородов с равным числом атомов углерода в молекуле лучшей растворимостью обладают нормальные парафины, а наименьшей – ароматические. Цикланы занимают промежуточное положение. С повышением температуры и давления в недрах разница в растворимости углеводородов различных групп нивелируется.
Количество и состав смол в газоконденсатах зависит прежде всего от генетического типа конденсата и наличия в газоконденсатных залежах нефтяной оторочки. Смолистые компоненты нефтей растворяются в сухих природных газах лишь при высоком давлении.
По соотношению отдельных индивидуальных компонентов конденсаты несколько отличаются от нефтей. Конденсаты состоят из более простых нефтяных компонентов, что обусловлено растворяющей способностью газов. В нефтях преобладают циклопентановые компоненты, в конденсатах – циклогексановые. Ароматические углеводороды в нефтях обычно сосредоточены в высококипящих фракциях, в конденсатах – в низкокипящих.
До сих пор неясен вопрос о том, на какой стадии развития конденсаты отделяются от материнских нефтей: либо это происходит в самом начале, в момент эмиграции нефти из материнских отложений, либо конденсаты являются продуктом термобарических превращений нефтей – возгонки. Вместе с тем существует гипотеза образования конденсата из РОВ. По-видимому, все предположения верны, и конденсаты имеют разный генезис. Конденсаты, образовавшиеся за счет преобразования РОВ, наряду с нефтями и газами, можно считать первичными; конденсаты, являющиеся продуктами термобарических превращений, – вторичными.
                Степень насыщенности газоконденсатной залежи конденсатом определяется газоконденсатным фактором, сильно варьирующим для различных залежей. На месторождениях бывшего СССР известны газоконденсатные залежи с содержанием стабильного конденсата от 5–10 до 300-550 (Вуктыл и др.) и даже до 1000 см33 и более.
                Фазовое состояние многокомпонентной углеводородной системы определяется давлением и температурой. Принципиальное значение имеют две величины: крикоденбара – максимальное давление, при котором еще существует газовая фаза и крикодентерма – максимальная температура, при которой еще существует жидкость. В пределах узкого интервала температур между критической точкой (где свойства жидкой и паровой фаз практически одинаковы) и крикодентермом происходят процессы изотермического обратного испарения и конденсации; в области давлений между критической точкой и крикоденбаром – изобарического обратного испарения и конденсации.
Таким образом, образование газоконденсатных систем связано с фазовыми переходами углеводородов в определенных интервалах температур и давлений. По отношению к прямым процессам испарения и конденсации они являются обратными или ретроградными. Характерные особенности газоконденсатных залежей – нахождение газа и конденсата в пластовых условиях в однофазовом газообразном состоянии и подчинение их законам ретроградной конденсации.
                Газоконденсатные залежи отличаются от нефтяных однофазным парообразным состоянием флюида, а от чисто газовых – наличием обратного испарения жидкой фазы (конденсата), выделяющейся в результате снижения давления в системе. При прочих равных условиях выход конденсата зависит от давления и температуры пласта, а также от глубины залегания. При разработке газоконденсатных залежей, особенно на режиме истощения, по мере снижения давления изменяются количественная и качественная характеристики пластовой газоконденсатной смеси. В процессе разработки нефтяной залежи, как правило, плотность нефти увеличивается. При разработке газоконденсатной залежи плотность конденсата уменьшается. Падение пластового давления ниже давления начала конденсации вызывает в этой части пласта явление ретроградной конденсации, в результате чего часть высококипящих фракций конденсата выделяется из газа в жидкую фазу. Чтобы избежать потери жидкой фазы в поровом пространстве коллектора необходимо поддерживать пластовое давление выше точки обратной конденсации.
Раздел 7. КОНЦЕПЦИИ ПРОИСХОЖДЕНИЯ  НЕФТИ И ГАЗА
 
Нефть и газ входят в число главных полезных ископаемых, приуроченных к осадочным породам. Их добыча ведется возрастающими темпами более 140 лет. Уже к середине 80-х годов ХХ в. в мире было добыто около 60 млрд т нефти и 30 трлн м3 газа, открыто более 30 тысяч нефтяных и газовых месторождений. В 90-е годы годовая добыча нефти составляет около 3 млрд т, газа – около 2 трлн м3. Гигантские финансовые и материальные ресурсы расходуются на поиск и разведку нефти и газа, их транспортировку. Однако, до настоящего времени отсутствует единая точка зрения на происхождение этих ценнейших полезных ископаемых. Наряду с господствующей осадочно-миграционной теорией, рассмотренной в предыдущих разделах, продолжает развиваться гипотеза абиогенного происхождения углеводородов, сторонники которой предполагают, что нефть и углеводородные газы образуются преимущественно за счет глубинной энергии Земли. Эта проблема не является сугубо академической, ибо от выбора той или иной основы поисков нефти и газа зависит эффективность дорогостоящих геологоразведочных исследований и последующих работ по освоению открытых месторождений.
 
7.1. Неорганическая концепция происхождения нефти и газа
 
В истории геологии (как, впрочем, и в других науках) бывают периоды, когда идеи и концепции, казалось бы, давно отвергнутые, получают «вторую жизнь». Один из наиболее ярких примеров – это концепция А. Вегенера и ставшая сейчас наиболее распространенной на Западе «глобальная тектоника плит». Нечто похожее – возрождение идей, заложенных Д. И. Менделеевым и его последователями.
Именно великий русский химик Д. И. Менделеев впервые изложил в виде стройной научной концепции представления о глубинном происхождении углеводородов и доложил ее на заседании Всероссийского химического общества 13 января 1877 г. и в том же году опубликовал специальный раздел «О происхождении нефти» в работе «Нефтяная промышленность в Северо-Американском штате Пенсильвания и на Кавказе». В этих работах и в статье «Нефть» в словаре Брокгауза и Ефрона (1897 г.) уже содержатся те главные аргументы в пользу неорганического происхождения нефти, которые используются и в настоящее время: связь месторождений с глубинными разломами и газовым (грязевым) вулканизмом; наличие аномального высокого пластового давления (АВПД) в пластах, вызывающее фонтанирование нефти; присутствие в метеоритах углеродистых соединений (в том числе битумов), а в глубоких недрах Земли – сильных восстановителей, среди которых особое значение придавалось неокисленному железу в изверженных породах.
Д. И. Менделеев обрабатывал кристаллический марганцовистый чугун (с 8 % углерода) соляной кислотой и получил жидкую смесь углеводородов, по запаху, виду и реакциям идентичную природной нефти. Подобные опыты были повторены позднее Муассаном (1897 г.), К. В. Харичковым (1903, 1911 гг.) и др. Таким образом, была доказана теоретическая возможность синтеза углеводородов в глубоких недрах Земли. Схема образования жидких и газообразных углеводородов, предложенная Д. И. Менделеевым проста и универсальна, в ней отражается связь с общими законами развития земной коры. При этом, объясняя широкое распространение месторождений по земному шару, она все же ограничивает их расположение вдоль локальных зон, связанных с глубинными разломами земной коры. Концепция Д. И. Менделеева получила мощную поддержку ученых-химиков, но приоритет в решении вопроса происхождения нефти химики отдали геологам как обладателям конкретных знаний о залежах нефти и вмещающих ее горных породах.
                Новый этап в развитии неорганической теории начался в середине ХХ в. и связан с именем Н.А. Кудрявцева (Кудрявцев, 1963) и его последователей (Бескровный, 1978). Интерес к ней возродился в связи с теми трудностями, которые стала испытывать органическая концепция при объяснении размещения месторождений нефти и газа вдоль зон глубинных разломов земной коры, в бассейнах, где отсутствуют явные нефтематеринские толщи; в породах фундамента, в изверженных породах (гипербазиты Кубы и др.). К этому же ряду явлений относятся разобранные выше и получившие объяснение лишь недавно факты размещения основных объемов нефти и газа значительно выше ГФН и ГФГ и др.
                Главными основаниями неорганической (абиогенной) концепции происхождения нефти в изложении одного из учеников и последователей Н. А. Кудрявцева – Н. С. Бескровного – являются:
1. Наличие углеродистых соединений, в том числе углеводородов, во внеземном (космическом) веществе, из которого произошла аккреция Земли. Космические зонды обнаружили в атмосферах Юпитера и Титана С2Н2, С2Н4, С2Н6, С3Н8, HCN, HC3N, C2N2. Эти же и многие другие углеродистые соединения обнаружены в газопылевых облаках межзвездной среды. В разных формах присутствует углерод в метеоритах, в том числе в виде метансодержащих флюидных включений. Среднее содержание Снк в наиболее распространенных метеоритах – хондритах – оценивается в 0,04 %, в углистых хондритах достигает 5 %. В состав сложного углеродистого вещества углистых хондритов входят аминокислоты, н-алканы, пристан, фитан, иногда порфирины и даже оптически активные вещества.
                2. Химическое равновесие между летучими и прочими составляющими той или иной физико-химической системы C-H-N-S-O, указывает на возможность существования в условиях мантии Земли метана при температурах до 1300–1500 ºС и низкой летучести кислорода.
                3. Присутствие углеродистых соединений в продуктах магматизма мантийного происхождения. В продуктах дифференциации и горячей дегазации мантии: кимберлитах и их минералах (алмазах, оливинах, гранатах и др.), перидотах, толеитовых базальтах, нефелиновых сиенитах и других щелочных породах, а также в гидротермальных системах современного и древнего вулканизма содержатся такие вещества, как Н2, СО, спирты, СН4 и некоторые более сложные углеводороды.
                4. Существование явления углеводородной дегазации вещества мантии, проявляющееся как в горячих, связанных с магматизмом, так и в «холодных» амагматических условиях. Активный современный вулканизм островных дуг характеризуется углекисло-углеводородным составом продуктов дегазации. Рифты в пределах современных термальных полей отмечаются проявлением водорода и метана. “Холодной” дегазацией мантии объясняются скопления нефти в гранитах кристаллического фундамента при сверхгидростатических давлениях. Примеры холодной водородной и метано-водородной дегазации выявлены в сквозных проницаемых зонах типа сейсмоактивного глубинного сбросо-сдвига Сан-Андреас в штате Калифорния (США) и др.
                5. Нахождение нефти и газа в осадочных бассейнах, тяготеющих к глубокопогруженным (6–10 км и более) краям литосферных плит, ограниченных сейсмоактивными геодинамическими поясами на орогенном и рифтовом этапах развития. Многие нефтегазоносные бассейны имеют генетическую связь с грабенами и глубинными разломами.
                6. Существование парагенеза эндогенной средне- и низкотемпературной рудной минерализации (полиметаллы, ртуть, уран и др.) с непромышленными проявлениями углеводородов на складчатой периферии бассейнов; повышенное содержание в нефтях внутри осадочных бассейнов V, Ni, Fe, Cu, Mo, Mn, Co, Zn, Cr, Hg, As, Sb и других металлов. Данная закономерность объясняется общностью источников углеродистых веществ – предшественников нефти и металлов.
                7. Глобальная и региональная неравномерность распространения мировых ресурсов нефти и газа, отражающая очаговый или вертикально-миграционный механизм нефте- и газообразования. Основные мировые ресурсы нефти и газа содержатся в небольшом количестве бассейнов, а в пределах последних – в ряде крупных месторождений. Из 600 осадочных бассейнов, имеющихчя на Земле, 400 уже изучены глубоким бурением, из них 240 оказались непродуктивными. Из 160 промышленно нефтегазоносных бассейнов 26 содержат 89 % мировых ресурсов нефти и газа (один Арабо-Иранский – 47,5%), еще 24 – 6,28 % и остальные 110 бассейнов – только 4,72 %. Эта неравномерность проявляется и в том, что 89 % мировых ресурсов нефти сконцентрировано в 37 супергигантских (более 0,8 млрд. м3) и 300 гигантских месторождениях.
8. Распространение нефти и газа по разрезу нефтегазоносных районов до фундамента включительно (так называемая закономерность Н. А. Кудрявцева).
9. Молодой кайнозойский, скорее неоген-четвертичный, возраст залежей природного газа и постпалеозойский, преимущественно кайнозойский возраст залежей нефти древних платформ, не согласующийся со временем проявления нефтегазообразования во вмещающих нефть отложения (Словарь..., 1988, с. 462–463).
На основе своих представлений, Н. А. Кудрявцев предложил «... две принципиально сохраняющие силу для любого из таких (нефтеносных - О.С., М.Т.) районов практические установки. Во-первых, совершенно очевидна перспективность всех проницаемых горизонтов (включительно до кристаллического фундамента), залегающих ниже горизонтов с уже известными нефтепроявлениями, независимо от условий образования осадков и содержания в них органического вещества. Во-вторых, зона нефтегазонакопления (месторождения нефти и газа) размещаются в зонах глубоких разломов. Под последними понимается вся зона дробления земной коры, в которой возникли второстепенные оперяющие разломы с сопровождающими их складками в осадочном покрове, и трещины без смещения, ответвляющиеся на разных ( в том числе очень больших) глубинах от основных сбросов или сдвигов, секущих всю земную кору» (Кудрявцев, 1963, с.188).
Следует подчеркнуть, что вывод Н. А. Кудрявцева о связи месторождений нефти и газа с зонами глубинных разломов земной коры сыграл большую положительную роль при поисках месторождений углеводородов и, как отмечено выше, он широко используется в новейших вариантах осадочно-миграционной концепции происхождения нефти.
В то же время в других своих составляющих абиогенная концепция, по нашему мнению, не дает новых принципиальных подходов к поискам нефти и газа. По-видимому, можно согласится со сторонниками органического происхождения нефти в том, что все основные доводы в пользу абиогенной концепции являются косвенными и могут быть объяснены как с позиций неорганического, так и органического генезиса нефти. Несомненно, что какая-то часть углеводородных газов может иметь глубинное происхождение, однако возможность генерации крупных промышленных скоплений углеводородов (прежде всего нефти) за счет мантийных компонентов вызывает большие сомнения. По мнению большинства геологов-нефтяников, осадочно-миграционная концепция в целом дает более убедительные объяснения современным особенностям распространения нефти и газа в земной коре, их парагенезу с низкотемпературным оруденением, повышенным концентрациям в нефтях V, Ni, Fe, Cu, Mo, Mn, Co, Zn, Cr, Hg, As, Sb и других металлов, которые обычно концентрируются в богатых РОВ нефтематеринских толщах (например, типа доманикитовой фации Русской платформы).
                Однако очевидны успехи сторонников абиогенной концепции происхождения нефти (С. Н. Симаков, К. А. Аникиев и др.) в объяснении формирования АВПД как одного из элементов ореолов рассеяния – совокупности газовых, газобиогеохимических, битумных, солевых, радиационных, гидрохимических, окислительно-восстановитель-ных и других геохимических аномалий, которые представляют собой результат единого геохимического процесса дегазации Земли, и его использовании для разработки прогноза АВПД и предупреждения негативных последствий при вскрытии пластов с АВПД.
 
7.1. Общая теория нефтегазоносности недр
 
Несмотря на то, что в проблеме происхождения нефти последнее слово еще не сказано, можно утверждать, что в последние 10–15 лет достаточно определенно наметились контуры общей теории нефтегазоносности недр. Ее главные положения сводятся к следующему.
Нефть и природные углеводородные газы в подавляющей массе образуются за счет сложного многоступенчатого преобразования рассеянного органического вещества (РОВ), которое накапливалось и накапливается как составная часть осадочных горных пород в разновозрастных водных бассейнах, преимущественно морских, реже – озерных. В процессах превращения РОВ осадочных пород в жидкие и газообразные углеводороды, наряду с внутренней энергией осадка и содержащегося в нем РОВ, важную роль играет энергия глубинных недр Земли.
Более 90 % ОВ в осадочных породах составляют остатки простейших микроорганизмов типа бактерий, синезеленых и диатомовых водорослей и организмов, относящихся к фито- и зоопланктону. Существенно, что часть видов этих микроорганизмов существует на планете в неизменном виде практически с начала зарождения жизни на Земле в течение нескольких миллиардов лет. Несопоставимо меньшую роль в составе ОВ играют растительные остатки, которые лишь в последние 400 млн лет поступают в осадок вместе с речными выносами с континентальной суши и, преобразуясь в осадочном слое Земли, продуцируют преимущественно газ.
Многочисленными исследованиями доказано, что существует генетическая связь структурных фрагментов в молекулах живых организмов, в первичном РОВ осадков, в РОВ консолидированных осадочных пород и нефти. Она прослеживается по молекулярным структурам – хемофоссилиям, которые создаются растениями и животными и через РОВ осадков и пород переходят в формируемые ими углеводороды, претерпевая лишь незначительные изменения до достижения породами зон высоких температур.
Хемофоссилии в нефтях и экстрактах РОВ пород представлены широким спектром соединений, среди которых присутствуют нормальные алканы, а также специфические полициклические углеводороды – стераны и тритерпаны. Генетическое родство ОВ осадочных пород и нефти доказывается также закономерным распределением в них основных гомологических рядов углеводородов.
Следовательно, нефть и газ являются продуктами преобразования той живой части биосферы, которая населяет крупнейшие водоемы Земли – океанические, морские и отчасти озерные. Поскольку биосфера развита на Земле повсеместно, а крупные водоемы в тот или иной отрезок геологического времени покрывали всю площадь планеты, процессы накопления исходного для нефтеобразования РОВ имели широкое распространение с начала возникновения примитивных форм жизни и продолжаются в настоящее время.
Из этого следует, что и процессы нефтеобразования должны иметь глобальный и постоянный характер. Действительно, во всех осадочных бассейнах, где проводилось поисковое бурение на нефть и газ, обнаружены скопления нефти и газа – от ничтожных проявлений, фиксируемых высокоточными приборами, до гигантских газовых и нефтяных месторождений. Поскольку состав РОВ определяется во всех седиментационных бассейнах составом одних и тех же групп простейших организмов, то образующиеся из него нефти вначале близки по составу в разновозрастных и разнотипных бассейнах. Затем в зависимости от особенностей последующего развития осадочного бассейна состав нефтей может существенно меняться. При погружении сформировавшейся залежи уменьшается плотность нефти, увеличивается содержание в ней легких фракций и газа, что в дальнейшем может привести к появлению газоконденсатных залежей за счет растворения нефти газом. Напротив, при подъеме залежи к земной поверхности происходят утяжеление нефтей за счет дегазации и окисления, ее обогащение асфальтово-смолистыми компонентами.
Что касается непосредственного механизма преобразования РОВ осадочных пород в жидкие и газообразные углеводороды, формирующие в последующем залежи нефти и газа, то наиболее разработанной представляется концепция стадийности процессов нефтеобразования, сформулированная Н. Б. Вассоевичем как осадочно-миграционная теория и его последователями (С. Г. Неручевым, Б. А. Соколовым, Ю. И. Корчагиной, О. К. Баженовой, Т. К Баженовой и др.). Согласно этой концепции, в процессе погружения осадочных отложений происходят преобразования содержащегося в них ОВ под действием сначала бактерий (стадия диагенеза), а затем возрастающей температуры (стадия катагенеза). Структура ОВ при этом становится более устойчивой за счет полимеризации и поликонденсации молекул. В итоге РОВ осадка превращается в кероген. Последующий прогрев погружающихся пород обусловливает термическое разложение керогена, при котором возникают средне- и низкомолекулярные углеводороды, способные к миграции и получившие название микронефти или первичной нефти. Одновременно происходит образование жирных газов. Многочисленные исследования показали, что ОВ нефтематеринских отложений генерирует нефть в значительных количествах лишь при достижении ими глубин 2–4 км и более, где температура недр составляет 80-150 ºС.
Процессы преобразования РОВ в глубинном интервале действия этих температур Н. Б. Вассоевич называет главной фазой нефтеобразования (ГФН). В разрезе осадочного бассейна ей соответствует главная зона нефтеобразования (ГЗН), в которой осадочные породы генерируют нефть. Породы с нефтегенерационным потенциалом, еще не достигшие ГЗН, являются незрелыми (для генерации нефти) и могут продуцировать только газ.
В ГЗН нефтематеринские породы становятся зрелыми и соответственно нефтепроизводящими. Они формируют очаг нефтеобразования. Когда в процессе дальнейшего погружения эти породы достигают глубин 4–6 км и бóльших, с температурами 150-250 ºС, нефтеобразование сменяется интенсивным газообразованием. Эта зона осадочного выполнения бассейна называется главной зоной газообразования (ГЗГ) с соответствующим ей очагом газообразования, который формируют материнские породы, находящиеся в ГЗГ.
В процессе погружения преобразуются не только РОВ осадочных пород, но и уплотняются сами породы. На этом фоне происходят и обратные процессы – формирование вторичной пористости в песчаниках и разуплотнение глин за счет отжима связанной воды. Тем самым создается дополнительное пустотное пространство. Совпадение во времени процессов генерации нефти, удаления связанной воды глинистых пород и появление вторичной пористости способствует перемещению углеводородов из материнской толщи в коллектор. В глинах нефть заполняет разуплотненные зоны. Нефтегазоматеринские породы могут полностью реализовать свой генерационный потенциал, лишь достигнув глубин 3–7 км и более.
Нефтегазообразование обусловлено не только количеством и качеством (морское, наземное или смешанное) ОВ материнских пород, но и скоростью погружения этих пород и интенсивностью их прогрева. Пример крупнейших нефтегазоносных бассейнов мира свидетельствует, что их осадочный чехол мощностью 5–10 км формировался со скоростью более 80 м/млн лет, а термический градиент, как правило, превышал 3,5 °С/100 м. Подобные условия обычно сочетаются в рифтогенных прогибах. По современным представлениям, формированию подобных прогибов способствуют процессы образования мантийных диапиров, подъема земной коры над ними, ее утонения (до 25–30 км) за счет сокращения или полного исчезновения так называемого «гранитного» слоя, дробления коры и раздвигания отдельных блоков. В итоге над мантийными диапирами возникают в земной коре глубокие линейные рифтовые и часто развивающиеся из них геосинклинальные прогибы, которым в рельефе соответствуют крупные понижения (долины рек, крупные озера, моря). В этих депрессионных зонах происходит интенсивное осадконакопление. Накопившиеся толщи осадочных пород мощностью до 5–10 км и более подвергаются мощному прогреву вследствие относительно неглубокого залегания под ними нагретого до 1200 ºС мантийного диапира.
Как правило, рифтообразование сменяется плитным этапом, когда над рифтами формируются обширные синеклизы, перикратонные опускания, морские депрессии и т.д. Теперь в погружение вовлекаются не только собственно рифтогенные прогибы, но и сопредельные с ними обширные территории или акватории, развивается мощный плитный чехол.
Важнейшей особенностью осадконакопления в рассматриваемых условиях является то, что оно происходит в условиях существования и развития раскрывающихся нарушений. На рифтовом этапе к этим нарушениям относятся листрические (лопатовидные) сбросы и клинораздвиги. Раскрывающиеся нарушения образуются и в течение плитного этапа. По мнению многих исследователей, они играют чрезвычайно важную роль в процессах нефтегазообразования, поскольку являются путями поступления из верхней мантии высокопрогретых флюидных потоков. Перманентный режим таких потоков способствует более полной реализации нефтематеринского потенциала пород. В целом, благодаря раскрывающимся нарушениям, происходит обогащение осадочного чехла глубинными флюидами (водород, углекислота, метан, пары воды и др.), и эти же флюиды осуществляют тепломассоперенос, способствующий более активной «работе» очага нефте- или газогенерации.
Изучение современных рифтовых зон Мирового океана (Красное море, Калифорнийский залив, Галапагосский рифт) привело к открытию гидротермальных выходов с температурой до 250–350 ºС, состоящих из струй воды, углекислого газа, метана, сероводорода, водорода, гелия, гидроокислов и сульфидов металлов и других компонентов. Именно такие перегретые потоки обеспечивают повышенный геотермический градиент в рифтовых зонах, что благоприятствует более быстрому «созреванию» РОВ, генерации нефти и газа и, благодаря своей высокой растворяющей способности по отношению к образующимся углеводородам, способствуют их перемещению в коллекторские толщи. Подсчитано, что в 1 м3 газовой смеси (93 % метана и 7 % этана, пропана, бутана, азота и углекислоты) при 100 ºС и давлении 40 МПа растворяется до 25–35 кг нефти, а при увеличении температуры до 200 ºС и давления до 90 МПа – до 212 кг нефти.
Таким образом, нефтегазоносность осадочных бассейнов предопределяется тремя главными факторами, действующими одновременно: интенсивным осадконакоплением, наличием раскрывающихся нарушений и поднимающимся по этим нарушениям мощным высокотемпературным флюидным потоком.
Эвакуация углеводородов, образовавшихся в материнской толще, – длительный геологический процесс, занимающий, по мнению многих геологов, от 2 до 10 млн лет. Предполагают, что из очагов, расположенных на глубинах 1–3 км, миграция осуществляется в водном растворе, а с глубин 3–5 км – в виде дискретной жидкой углеводородной фазы, с бóльших глубин – в виде дискретной газовой фазы.
В нижних частях осадочных бассейнов месторождения нефти и газа формируются за счет вертикальной миграции углеводородов в газово-жидкой фазе по трещинам растяжения до пластичных толщ, способных удержать мигрирующие флюиды. В верхних частях осадочных бассейнов образование месторождений нефти и газа происходит за счет латеральной миграции в свободной фазе по проницаемым породам до ловушки.
Благодаря вертикальной миграции по нарушениям растяжения, в осадочных бассейнах проявляется определенная вертикальная зональность в размещении залежей нефти и газа. Большинство их находится в интервале глубин 1–3 км преимущественно над очагами генерации. Эта глубинная зона называется главной зоной нефтегазовых залежей.
Итак, образование нефти и газа – закономерный результат взаимодействия оболочек Земли: биосферы, гидросферы, литосферы и верхней мантии. «Повсюдность (глобальность) распространения углеводородных соединений, их устойчивость и автономность существования по отношению к внешним влияниям, огромный энергетический потенциал, особенности химического состава и динамических свойств, – все это позволяет совокупность нефтей, ее производных и углеводородного газа земной коры считать самостоятельной углеводородной оболочкой Земли, углеводородной сферой, или увосферой» (Соколов, 1986, с. 27).
 
Раздел 8. ГЕОХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
          ПОИСКОВ НЕФТИ И ГАЗА
 
8.1. Теоретические основы геохимических
методов поисков нефти и газа
 
                В отличие от других полезных ископаемых скопления нефти и газа обычно размещаются достаточно далеко от места своего образования, что дало основания некоторым исследователям оспаривать справедливость термина «месторождение» применительно к скоплению углеводородов (Бакиров и др., 1987). Это обстоятельство создает и дополнительные трудности при поисках нефти и газа. В современной России и большинстве развитых стран в основе геохимических методов поисков лежит осадочно-миграционная концепция происхождения нефти и газа.
                Геохимические методы поисков нефти и газа во многом схожи с геохимическими методами поисков других полезных ископаемых. Наряду с общими чертами, они имеют и определенные отличия, обусловленные особенностями генерации, миграции, аккумуляции и консервации нефти и газа, а также свойствами самих этих ископаемых. Геохимические методы поисков полезных ископаемых зародились в СССР как естественный результат блестящих теоретических исследований по миграции химических элементов, выполненных      В. И. Вернадским, А. Е. Ферсманом, С. С. Смирновым, Б. Б. Полыновым и др.
                В целом, геохимические методы поиска – выявление полезных ископаемых на основе изучения распределения и распространения элементов или соединений в горных породах, водах, атмосфере, растительных, животных организмов и их взаимосвязи с геологическими объектами (полезными ископаемыми). Научной основой геохимических методов поиска является учение о миграции элементов и соединений в земной коре. От формы миграции элементов зависят масштабы и форма ореолов рассеяния (механические, водные и газовые). Основу геохимических методов поиска нефти и газа составляют исследования прямых и косвенных признаков нефтегазоносности, т.е. ореолов рассеяния вокруг залежей нефти и газа. При геохимических методах поиска нефти и газа используется более 20 различных методов и их модификаций. Целью методов является выявление по тем или иным признакам пространственного расположения аномалий, превышающих фоновые геохимические значения, которые позволяют связывать эти аномалии с наличием на глубине залежи нефти или газа. Геохимические методы поиска относятся к категории прямых поисковых методов.
                Для поисков нефти и газа особое значение имеет миграция вещества в газовой фазе. В результате ее около месторождений формируются ореолы рассеяния, представленные как газами, так и продуктами их взаимодействия с вмещающими горными породами и водами. Поскольку газы стремятся занять весь свободный объем, их миграционная способность существенно превосходит таковую жидкостей и твердых тел и определяется главным образом фильтрационными и диффузионными свойствами пород. Фильтрация (эффузия) газа через горные породы подчиняется закону Дарси (количество газа, проходящее через пористую породу в единицу времени, пропорционально газопроницаемости породы, площади ее поперечного сечения и разности давлений на входе и выходе среды и обратно пропорционально длине пути и вязкости газа). Колебания вязкости различных газов в меняющихся условиях незначительны; газопроницаемость же пород может меняться в десятки тысяч раз (от 0,001 мД до n·1000 мД). Трещиноватость пород очень способствует фильтрации: в этом случае фильтрация газа происходит по сообщающимся порам и трещинам.
                При фильтрации воды вместе с ней перемещается водорастворенный газ, возможна совместная фильтрация воды и свободного газа. Путем фильтрации может осуществляться перемещение жидкой нефти.
                Помимо фильтрации, движение газов может происходить путем диффузии – самопроизвольного перемещения его молекул в сторону уменьшения концентрации данного вещества. Согласно теории диффузии, ее скорость увеличивается при повышении температуры и уменьшается при повышении давления. Под коэффициентом диффузии (D, см2/с) понимается количество вещества, проходящего в единицу времени через 1 см2 поверхности при градиенте концентраций αС/αХ = 1.
                Этот коэффициент для разных газов в одной и той же среде меняется незначительно. Увеличение плотности пород и особенно их влажности приводит к резкому снижению коэффициента диффузии. Для водонасыщенных глин он уменьшается на 1–2 порядка. Селективной диффузионной проницаемостью относительно различных газов характеризуются угли (D = n ·10-5 (n·10-6 см2/с). При этом установлено, что н-бутан обладает значительно большим коэффициентом диффузии, чем изобутан. Скорее всего, это обусловлено влиянием сорбции. Для лучших покрышек – солей – коэффициент диффузии для газов около 10-7 см2/с. Наличие терригенной примеси в солях обусловливает резкое увеличение коэффициента диффузии (до n·10-3). Интенсивность диффузии газа для одной и той же площади многократно ниже интенсивности его фильтрации (табл. 16).
 
Таблица 16. Интенсивность миграции газа (по В.А. Соколову)
 
Вид миграции
Газовый поток,
м32 за 106 лет
Фильтрация газа
Диффузия через воду
       при D=10-6
       при D=10-8
106 и более
230
7
0,07
 
Несмотря на низкие скорости диффузии, в течение сотен миллионов лет (например, для газовых месторождений, сформировавшихся в палеозое) диффузия может привести к очень значительным потерям газа даже при D = 10-6 см2/с.
                Вертикальный диффузионно-фильтрационный массоперенос углеводородов из залежей нефти и газа приводит к формированию в перекрывающих отложениях аномалий или поля аномальных концентраций углеводородов и связанных с ними компонентов. Тектонические, литологические, геотермические и гидрогеологические факторы определяют тот или иной механизм массопереноса. В частности, в тектонически активных регионах господствующим механизмом является фильтрация, поскольку здесь широко распространены разрывные нарушения и тектоническая трещиноватость.
                На пути мигрирующих из залежи углеводородов могут существовать различные барьеры, на которых резко снижается интенсивность миграции и соответственно резко же уменьшается концентрация мигрирующих компонентов. И. С. Старобинец (1977) выделяет литологические барьеры – толщи пород с особыми свойствами, определяющими задержку миграции, изменение направления главного потока углеводородов, специфическое перераспределение отдельных составляющих в системе углеводородные газы– РОВ– порода.
                Эффективное проведение геохимических исследований требует сведений о строении разреза, емкостно-фильтрационных свойствах и литологии слагающих его пород, степени их тектонической деформированности, т. е. о тех факторах, которые определяют механизм массопереноса углеводородов и тем самым влияют на особенности поисковых геохимических исследований.
                Итак, теоретическую основу геохимических поисков нефти и газа составляют осадочно-миграционная концепция происхождения нефти и учение о миграции химических элементов в земной коре. Практическое же применение этих методов сводится к изучению прямых и косвенных признаков нефтегазоносности.
 
8.2. Виды геохимических исследований на нефть и газ
 
Геохимические методы поисков нефти и газа, как уже было отмечено раньше, были разработаны и опробованы в СССР.
                В 1920 г. В. А. Соколов предложил выполнить газовую съемку для определения следов углеводородных газов в подпочвенных отложениях. Она была проведена на месторождениях Апшеронского полуострова и в Поволжье. В 1930–1932 гг. в качестве прямого нефтепоискового признака им были предложены тяжелые предельные углеводороды С24 и выше.
                В 1932 г. впервые как поисковый метод была применена радоновая съемка.
                Г. А. Могилевский (1938–1940 гг.) обосновал и разработал методику микробиологических поисков нефти, а затем предложил ее варианты: водно-бактериальную и подпочвенно-микробиальные съемки.
                С начала 1940-х годов используются гидрохимические показатели нефтегазоносности. Их применение базируется на различиях в составе вод нефтяных месторождений, с одной стороны, и природных вод, не связанных с нефтяными и газовыми залежами, – с другой. Гидрогеохимические исследования включают: изучение состава глубоких горизонтов и изучение вод верхней зоны водообмена.
                В 1940-е годы В. Н. Флоровской и В. Г. Милковым был разработан метод люминисцентно-битуминологической съемки, ориентированной на обнаружение, качественную и количественную оценки люминесцентными методами потока рассеяния жидких углеводородов и их производных, который, по их мнению, должен существовать над нефтяными залежами.
                В 1941 г. И. И. Федорова впервые осуществила в Поволжье почвенно-солеродную съемку, положив начало прямым литогеохимическим исследованиям.
                Таким образом, уже к середине 1940-х годов оформились следующие направления прямых геохимических исследований: гидрогеохимическое, газогеохимическое, литогеохимическое, биогеохимическое и битуминологическое. В 1959 г. В. А. Соколов предложил первую классификацию геохимических методов поисков нефти и газа:
                1) методы, базирующиеся на прямом определении мигрирующих компонентов нефтяной и газовой залежи – газообразных углеводородов (С14), компонентов жидкой нефти и характерных продуктов их изменения;
                2) методы, ориентированные на выявление биохимических и физико-химических признаков, возникающих под непосредственным влиянием мигрирующих компонентов газонефтяной залежи на горные породы и их свойства и на биохимические процессы;
                3) методы, основанные на фиксации и оценке неорганических солевых компонентов или ионов вод газонефтяных залежей и непосредственных продуктов химического изменения этих компонентов;
                4) методы, изучающие распределение радиоактивных, редких и рассеянных элементов, а также другие признаки, которые могут быть связаны с общей геохимической обстановкой газонефтяного месторождения.
                К настоящему времени геохимические исследования могут выполняться на различных уровнях, а в число изучаемых объектов входят атмосфера, гидросфера и литосфера.
                По целевому назначению геохимические исследования могут быть региональными, прогнозно-оценочными, поисково-оценочными и детальными. Цель региональных – оценка по геохимическим показателям перспектив нефтегазоносности крупных территорий ранга нефтегазовых провинций (бассейнов), крупных нефтегазоносных областей. Прогнозно-рекогносцировочные выполняются в границах выявленных крупных нефтегазоперспективных элементов для выделения участков с аномальными характеристиками полей концентраций для постановки поискового бурения на площадях, отнесенным к перспективным по другим показателям. Поисково-оценочные и детальные ориентированы на выявление локальных геохимических объектов.
                По используемым геохимическим показателям выделяются следующие методы:
                1. Газогеохимический – изучает качественные и количественные характеристики углеводородных (от метана до пентана) и неуглеводородных газов (N2, CO2, H2, He, Ar, H2S) в свободном состоянии, водорастворенных, сорбировавших пород. Он является наиболее распространенным среди геохимических и используется на разных этапах геохимических исследований.
                2. Битуминологический – изучает жидкие углеводороды и их производные в породах, реже в пластовых водах с помощью люминесцентно-битуминологического и химико-битуминологического анализов. Помимо них, широко используются методы инфракрасной и люминесцентной спектроскопии, петрографический и ядерные (ЯПР и ЭПР). Битуминологический метод используется на различных стадиях геохимических исследований: на региональной и прогнозно-рекогносцировочной – преимущественно массовые люминесцентно-битуминологические анализы, при поисково-оценочных и детальных работах – более детальные (и трудоемкие). При бурении параметрических и поисковых скважин применяется весь комплекс битуминологических исследований керна, шлама и бурового раствора.
                3. Биогеохимический – изучает косвенный показатель нефтегазоносности – особенности распределения микроорганизмов, которые в процессе своей жизнедеятельности окисляют и продуцируют углеводороды в почвах и пластовых водах. Среди этих микроорганизмов важнейшими являются бактерии, окисляющие метан, пропан и пентан. Обычно этот метод используется в комплексе с газогеохимическим и гидрогеохимическим методами, а также при специальных исследованиях по охране окружающей среды и оконтуриванию участков, загрязненных нефтью.
                4. Гидрогеохимический – изучает общую минерализацию и солевой состав вод, комплекс микроэлементов, водорастворенное ОВ и отдельные его составляющие, такие как нафтеновые кислоты и фенолы. Он является как прямым, так и косвенным поисковым методом и обычно используется при специальных исследованиях.
                5. Литогеохимический – относится к числу косвенных поисковых методов, изучает характер распределения отдельных химических элементов и их соединений, физико-химические показатели (Eh, pH), минеральные новообразования. Поисковыми показателями служат элементы с переменной валентностью, гидрофильные, литофильные и халькофильные. В методе важное значение имеют такие физические свойства пород, как цвет, плотность, пористость и электропроводность. Условия накопления и выноса элементов определяются кислотностью или щелочностью среды. Важное место отводится изучению процессов, которые проходят вблизи залежи, – окварцеванию, доломитизации, сидеритизации, сульфидизации, монтмориллонитизации и др., а также возможностям использования вторичных изменений при поисках нефти и газа.
                6. Изотопно-геохимические – изучают изотопные вариации углерода, водорода, азота, серы, кислорода, гелия и используются для определения источника, способа формирования и оценки геохимических преобразованиях нефти и газа.
                По уровню организации геохимические исследования в зависимости от решаемых задач включают специальные геохимические работы, геохимическое картирование, геохимические поиски и геохимический каротаж.
                Специальные геохимические исследования осуществляются как опытно-методические для изучения геохимических полей на продуктивных и заведомо «пустых» структурах, для анализа и обобщения результатов предыдущих работ.
                Геохимическое картирование выполняется в комплексе с геофизическими и геолого-съемочными работами с целью установления геохимических показателей и выделения аномальных полей над конкретными структурами, для достижения которой применяются картировочные скважины, естественные и искусственные обнажения.
                Геохимические поиски проводятся на всех стадиях поискового этапа в виде модификаций комплексных геохимических съемок (гидрогазобиохимической по водоисточникам и литогазобитуминологической по опорным или представительным горизонтам). В зависимости от своего назначения, полноты предшествующих исследований, физико-географических условий и т.д. работы могут быть площадными или выполняться по отдельным профилям в комплексе с различными видами геолого-геофизических исследований, включая бурение. Конечной целью поисковых работ являются выбор объекта под глубокое поисковое бурение с количественной оценкой ресурсов по категориям Д1 и С3, оптимизация размещения поисковых скважин (Баженова, 1989).
                Геохимический каротаж выполняется в параметрических, структурных и поисковых скважинах с целью изучения основных геохимических показателей вскрываемых отложений, выделения среди них нефтематеринских толщ, выявления нефтяных и газовых залежей.
                По типу используемых технических средств и приемам исполнения геохимические методы подразделяются на контактные и дистанционные. Среди последних – радиотепловая и радиолокационная ИК-съемка, лазерная флюорография с помощью приемников на борту самолета или космического спутника.
                Многолетний опыт использования геохимических методов поисков нефти и газа неопровержимо доказывает, что удовлетворительное решение возникающих геологических задач достижимо лишь при условии применения эффективного комплекса геохимических, геофизических и геологических методов, который дает возможность так выбрать методику планируемых работ и их последовательность, чтобы недостатки одного метода компенсировались возможностями другого, обеспечивая оптимальное решение прикладных задач – поисков и разведки углеводородного сырья.
 
 
Используемые термины и понятия
 
Аллотропия – способность элемента существовать в двух или нескольких твердых формах.
Ароматические углеводороды (арены)– углеводороды, молекулы которых содержат одно или несколько бензольных колец.
Асфальтены – группа битуминозных веществ, нерастворимых в петролейном эфире и осаждающихся им из раствора в бензоле и хлороформе; содержание в нефти обычно менее 1 %.
 
Белки – высокомолекулярные полимеры аминокислот.
Биодеградация (биохимическое окисление) – селективное потребление определенных углеводородов микроорганизмами.
Биопродукция – скорость размножения организмов.
Битумоиды вещества, растворимые в органических растворителях, в состав которых входят метановые, нафтеновые и ароматические углеводороды, смолы, асфальтены.
 
Газ жирный – природный углеводородный газ, характеризующийся повышенным содержанием тяжелых углеводородов.
Газ попутный – находящийся в нефтяной залежи в растворенном в нефти состоянии.
Газ свободный – находящийся в свободном состоянии в подземных условиях над насыщенными газами пластовой водой или нефтью.
Газ сухой – природный углеводородный газ, характеризующийся резким преобладанием метана.
Газовый фактор (ГФ)количество газа, выделившегося из 1 т нефти при атмосферных условиях.
Газогидраты – твердые скопления (клатраты), в которых молекулы газа заполняют пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью водородной связи.
Газоконденсатыприродная система взаиморастворенных газообразных и легкокипящих жидких нефтяных углеводородов, находящихся в термодинамических условиях земных недр в газообразном или парообразном фазовом состоянии.
Геохимическая фация – комплекс отложений, характеризующихся одинаковой изначальной геохимической характеристикой или сходными условиями преобразования ОВ.
Геохимические методы поиска – выявление полезных ископаемых на основе изучения распределения и распространения элементов или соединений в горных породах, водах, атмосфере, растительных и животных организмов и их взаимосвязи с геологическими объектами (полезными ископаемыми).
Геохимические методы поиска нефти и газавыявление прямых и косвенных признаков нефтегазоносности. В их основе – выявление различных ореолов рассеяния вокруг залежей нефти и газа.
Главная зона газообразования (ГЗГ) – часть разреза осадочного бассейна, характеризующаяся максимальными масштабами и скоростями газообразования.
Главная зона нефтеобразования (ГЗН) – часть разреза осадочного бассейна, характеризующаяся максимальными скоростями генерации жидких углеводородов.
Главная фаза газообразования (ГФГ) – этап газообразования, характеризующийся максимальными скоростями генерации газовых углеводородов.
Главная фаза нефтеобразования (ГФН) – этап в едином цикле процессов нефтеобразования, характеризующийся максимальной скоростью генерации нефтяных углеводородов.
Гумин – нерастворимые в органических растворителях, неокисляющих кислотах и щелочах фракции РОВ современных осадков и почв.
Гуминовые кислоты – темноокрашенные органические соединения, возникающие при биохимической трансформации ОВ как за счет лигнина или целлюлозы, так и в результате преобразования белков и углеводов отмерших организмов.
 
Дезаминирование – реакция отщепления аминогруппы (–NH2) от углеводородного радикала.
Декарбоксилирование реакция отщепления карбоксильной группы (–СООН) от углеводородного радикала.
Диагенез – ранняя стадия преобразования осадка, сильно обводненного и богатого ОВ, как живым (бактерии), так и мертвым; этап его физико-химического уравновешивания (Н. М. Страхов).
Доманикиты – высокобитуминозные кремнисто-глинисто-карбонат-ные толщи морского биогенного автохтонного генезиса.
 
 
Зона возможного газогидратообразования (ЗВГО) – область на континентах или в Мировом океане, в которой термодинамический режим соответствует условиям образования газогидратов.
 
Изомеры – соединения с одинаковым числом атомов углерода и различным строением углеводородной цепи.
Изотопы – атомы одного и того же химического элемента с разными массовыми числами.
 
Карбены – высшие фракции асфальтенов, отличающиеся пониженной растворимостью (не растворяются в бензоле и ССl4).
Карбин – искусственное соединение, состоит из полимерных линейных молекул, атомы углерода связаны чередующимися простыми и кратными связями.
Катагенез – это стадия изменения осадочных пород, следующая за диагенезом и предшествующая метаморфизму, которая характеризуется интенсивным их уплотнением под влиянием давления и частичным преобразованием устойчивых, главным образом терригенных и аутигенных, компонентов пород.
Каустобиолитыгорючие полезные ископаемые. Автор этого термина немецкий ученый Г. Потонье (1908) и вслед за ним И. М. Губкин рекомендуют различать: каустобиолиты нефтяного ряда – это все разновидности нефтей, горючие углеводородные газы, мальты, асфальты, озокерит, битумоиды; каустобиолиты угольного или гумусового ряда; липтобиолиты (органические соединения, наиболее устойчивые компоненты растительного ОВ – ископаемые смолы, воски, стерины, споронины и т. д., например, янтарь, тасманит).
Кероген – нерастворимые в органических растворителях, неокисляющих кислотах и щелочах фракции РОВ.
Конденсат – жидкая фаза газоконденсатной системы, образующаяся при ее охлаждении и снижении давления до атмосферного.
Конденсат стабильный – состоящий только из жидких углеводородов (от пентана и выше), получают из сырого путем его дегазации.
Конденсат сырой – углеводороды, находящиеся при стандартных условиях в жидком состоянии, с растворенными в них газообразными компонентами (CH4, C2Н6, C3H8 , бутаны).
Конденсатность – содержание жидких углеводородов в газе в пластовых условиях (см33, г/м3).
Коэффициент биологической продуктивности – отношение биопродукции к биомассе.
Коэффициент биофильности – отношение кларка элемента в живом веществе, земной коре и других средах.
Коэффициент диффузии (D, см2/с) – количество вещества, проходящего в единицу времени через 1 см2 поверхности при градиенте концентраций aС/aХ = 1.
Коэффициент концентрирования элемента – отношение содержания элемента в организме к его содержанию в среде обитания.
Коэффициент сжимаемости – изменение плотности нефти в зависимости от давления.
Коэффициент сухости – отношение процентного содержания метана к сумме его гомологов (СН42Н6 + высшие).
Коэффициент термического расширения – величина изменения плотности вещества при изменении температуры на 1 ºС.
Коэффициент уплотнения породы (Кd) – отношение плотности породы к плотности твердой фазы или минералогической плотности.
Коэффициент фоссилизации – отношение количества ОВ, захороняющегося в течение года, к величине суммарной годовой продукции живого вещества.
 
Липидно-липоидные компоненты – группа соединений, в которую входят жирные кислоты, жиры, масла, воски, фосфолипиды, гликолипиды, стероиды и некоторые витамины. Это природные соединения, нерастворимые в воде, но растворимые в органических растворителях – эфире, хлороформе или бензоле.
Литогенез – вся совокупность процессов образования и эволюции осадочных горных пород до превращения их в метаморфические.
 
Микронефть – самая миграционноспособная, наиболее восстановленная и нейтральная часть автохтонных битумоидов (в основном масляной их фракции), состоящая из смеси углеводородов и растворенных в ней низкомолекулярных смол (Н. Б. Вассоевич).
 
Нафтены(циклоалканы или циклопарафины) CnH2n(моноциклические), CnH2n-2 (бициклические), CnH2n-4 (трициклические) – углеводороды, молекулы которых содержат один или несколько циклов (нафтеновых колец), состоящих из атомов углерода.
Нафтиды – битумы нефтяного ряда, включающие как собственно нефти, так и все их природные дериваты (В. Н. Муратов). В настоящее время к ним относят углеводородные газы, конденсаты, нефти и их естественные производные (мальты, асфальты, асфальтиты, озокериты и т. д.).
Нерастворимое органическое вещество (НОВ) небитуминозная часть РОВ, представленная высококонденсированными карбоциклическими структурами, нерастворимая в низкокипящих органических растворителях.
Нефтегазоматеринская (или нефтематеринская) свита – парагенетическая ассоциация обогащенных автохтонным ОВ пород, рождающая в процессе литогенеза жидкие и газообразные углеводороды, способные к аккумуляции.
Нефтематеринские породы – тонкозернистые отложения, генерировавшие и выделившие количество углеводородов, достаточное для образования промышленных залежей нефти или газа.
Нефть – аккумуляция широко распространенных в стратисфере и первоначально рассеянных в осадочных горных породах жидких (в основном) гидрофобных продуктов фоссилизации ОВ, возникавших и изменявшихся на разных стадиях литогенеза, преимущественно на стадиях катагенеза (Н. Б. Вассоевич).
 
Олефины (алкены) СnH2 – углеводороды, молекулы которых содержат в незамкнутой углерод-углеродной цепи одну двойную связь. 
Органическое вещество (ОВ) – органические компоненты в форме мономеров и полимеров, а также морфологически оформленные гумины, которые возникают прямо или косвенно из живого вещества. Преобладающими в осадках и осадочных породах являются рассеянные формы органического вещества (РОВ).
 
Парафины (алканы) С2Н2n+2 – углеводороды, в молекулах которых атомы углерода соединены в прямые или разветвленные цепи одинарными связями. Парафины с неразветвленной цепью называются нормальными парафинами или н-парафинами (н-алканы), парафины с разветвленной цепью – изопарафинами (изоалканами).
Пиролиз – разложение вещества под воздействием высоких температур.
Порфирины – тетрациклические азотистые соединения, генетически связанные с пигментами живого вещества и присутствующие в составе органического вещества осадочных пород в форме металлокомплексов ванадия и никеля.
 
Седикахиты (кахиты – carbon + hydrogen) – органическое вещество современных и ископаемых осадков – седиментитов (Н. Б. Вассоевич).
Седиментиты – осадки и неметаморфизованные осадочные породы (Н. Б. Вассоевич).
Седиментогенез (осадконакопление) – процесс выпадения осадка на дно водоема до наступления стадии диагенеза, т. е. до наступления такого момента, когда между средой осадка и водой в бассейне седиментации не наступит геохимическое противоречие (Н. Б. Вассоевич); стадия образования всех типов осадков, включающая мобилизацию вещества в коре выветривания, его перенос и осаждение на водосборных площадях и в конечных водоемах стока (Н. М. Страхов).
Смолы – полужидкие темно-коричневые или черные битуминозные вещества с плотностью приблизительно 1 г/см3, молекулярной массой от 500 до 2000. В зависимости от применяемого для адсорбции растворителя различают смолы бензольные, спирто-бензольные и др.
 
Углеводы – природные органические соединения,полимеры моносахаридов, являющиеся полиоксиальдегидами или кетонами. Общая формула Сm(H2O)n.
Углефикация – вся совокупность вторичных процессов, наложенных на дифференцированное в торфяном болоте вещество. Степень углефикации (группа углефикации, стадия углефикации, для каменных углей – стадия или степень метаморфизма) – совокупность определенных физических и химических свойств углей, а также петрографические особенности, обусловленные процессом углефикации.
 
Фуллерит – твердое вещество с молекулярной кристаллической решеткой, образованной молекулами С60 или С70, называемых фуллеренами. Основной элемент структуры фуллеренов – шестиугольник из атомов углерода.
Хемофоссилии – молекулярные структуры, которые создаются растениями и животными и через РОВ осадка и породы переходят в формируемые ими углеводороды, претерпевая незначительные изменения в осадке и породе до достижения последними зон высоких температур.
 
Черные сланцы – термин свободного пользования, обозначающий осадочные и осадочно-метаморфические породы разных генезиса, химического и минерального составов, цвета, структуры, но обладающие одним общим признаком – повышенным содержанием ОВ.

Чертламениты – ритмичные ассоциации кремнистых пород с разным содержанием SiO2 и ОВ с мощностью ритмов от нескольких миллиметров до 8–10 см.

 

О статье: 

Краткий курс лекций "Геохимия нафтидов"