Происхождение нефти. Органическое происхождение нефти. Вертикальная интенсивность нефтегазообразования. Неорганическое происхождение нефти
 Скачать 76.4 Kb.
|
1 2 Доклад на тему: «Органическое происхождение нефти. Вертикальная интенсивность нефтегазообразования. Неорганическое происхождение нефти.» 1. ВВЕДЕНИЕ Оценка потенциальных ресурсов нефти и газа во многом определяется подходом к проблеме нефтегазообразования. До последнего времени в геологической науке о происхождении нефти и газа господствовали две концепции: органическая и неорганическая. Великий ученый М.В. Ломоносов одним из первых высказался за органическое происхождение нефти: «Выгоняется подземным жаром из приготовляющихся каменных углей оная бурая и черная масляная материя и вступает в разные расселины и полости сухие и влажные, водами наполненные…». Другой великий ученый — Д.И. Менделеев в 1877 г., напротив, предложил неорганическую концепцию образования нефти и газа, экспериментально показав возможность неорганического синтеза нефти в глубинных слоях Земли, где достаточно высокая температура. Отметим, как общепринято в геологической науке, что на процессы превращения органических веществ (ОВ), генерации нефти и газа – на процессы нефтегазообразования оказывают влияние не только температура, давление, концентрация ОВ, но и… геологическое время. Сравнительный анализ процессов превращения однотипных ОВ и генерации ими УВ в разновозрастных отложениях позволяет получать новые данные об эволюции нефтегазообразования в истории Земли, влиянии геологического времени на процессы превращения ОВ. Обобщение рассмотренных литературных данных показывает, что накопление ОВ происходило в осадках разного литологического состава: глинистых, карбонато-глинистых, глинисто-карбонатных, карбонатных и кремнистых в морских мелководных и относительно глубоководных бассейнах, лагунах и континентальных водоемах. При этом, толщина отложений составляет от 5-10 м/млн лет до 60 м/млн лет. 2. ОРГАНИЧЕСКОЕ ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИ Органическая гипотеза происхождения нефти предполагает, что нефть образовалась при фоссилизации (захоронении) органического вещества (остатков зоопланктона и водорослей) сапропелевого типа в водно-осадочных отложениях, где происходит его постепенное преобразование. В условиях древних теплых морей, богатых питательными веществами, органическое вещество поступало на дно быстрее, чем могло разложиться. При погружении осадков на глубину 3-6 км с повышением температуры свыше 50°C органическое вещество (кероген) подвергается термическому и термокаталитическому распаду полимерлипоидных и других компонентов, при котором могут образовываться жидкие углеводороды, в том числе низкомолекулярные (  - ). Жидкие нефтяные углеводороды имеют повышенную подвижность, и микронефть может мигрировать из нефтематеринских пород по коллекторам, собираясь в ловушках. В результате движения континентов некоторые ловушки могут остаться на территории континентов или шельфа, однако большая часть органических осадков при движении океанической коры попадает в зону субдукции.При изучении молекулярного состава углеводородов были обнаружены хемофоссилии — молекулярные структуры биогенной природы. Выделяются следующие стадии нефтеобразования: • Осадконакопление – на этой стадии остатки живых организмов выпадают на дно водных бассейнов; • Биохимическая фаза нефтеобразования (диагенез) - процессы уплотнения, обезвоживания и биохимические процессы в условиях ограниченного доступа кислорода; • Протокатагенез - опускание пласта органических остатков на глубину до 1,5-2 км при медленном подъёме температуры и давления; • Мезокатагенез или главная фаза нефтеобразования (ГФН) - опускание пласта органических остатков на глубину до 3-4 км при подъёме температуры до 150°C. При этом органические вещества подвергаются термокаталитической деструкции, в результате чего образуются битуминозные вещества, составляющие основную массу микронефти. Далее происходит отгонка нефти за счёт перепада давления и эмиграционный вынос микронефти в песчаные пласты-коллекторы, а по ним в ловушки; • Апокатагенез керогена или главная фаза газообразования (ГФГ) - опускание пласта органических остатков на глубину более 4,5 км при подъёме температуры до 180-250°C. При этом органическое вещество теряет нефтегенерирующий потенциал и реализует метаногенерирующий потенциал. Органическая (биогенная) концепция нефтеобразования объясняет основные особенности распространения и состава нефти: • более 99% месторождений сосредоточено в осадочных горных породах, т.е. в породах, образовавшихся из донных отложений древних водных бессейнов, в которых развивалась жизнь; • осадочные породы (глины, песчаники, известняки и др.) характеризуются широким распространением дисперсных битуминозных веществ («диффузно-рассеянной нефти»), близких по составу к обычной нефти. Общее количество рассеянной нефти в осадочной оболочке Земли намного превышает общее количество нефти в месторождениях; • в нефтегазоносных регионах залежи нефти и газа стратифицированы, т.е. в каждом регионе приурочены в основном к пластам горных пород определенного возраста; • химический состав нефти в месторождениях и состав рассеянной нефти в горных породах имеют много сходных черт с составом живого вещества: в них присутствуют биомолекулы или их фрагменты (изопреноиды, порфирины и др.), часть которых обусловливает оптическую активность нефти, присущую живому. Богатые органическими веществами (ОВ) осадочные породы могут образовывать жидкие углеводороды (УВ) на глубине 2,5-4 км в течение 50-80 млн лет. Биогенная гипотеза нефтеобразования не представляет собой в настоящее время единую законченную теорию. Среди современных гипотез нефтеобразования, развиваемых в рамках органической концепции, появляются разнообразные представления, признающие необходимость учитывать большую роль вещества и энергии глубоких зон Земли: • гипотезы гидрогенезации биогенного вещества осадочных пород глубинным водородом; • гипотеза очагов-реакторов, образующихся в зонах глубинных разломов среди осадочных пород или ниже их в связи с подъемом из глубин высокотемпературного вещества, активизирующего процессы нефтеобразования; • общая теория нефтегазоносности, создавае6мая на базе биогенной концепции, согласно которой потоки глубинных флюидов активизируют процесс нефтегазообразования в осадочных породах и извлекают из них УВ, участвуя тем самым в формировании месторождений; • гипотеза субдукции, согласно которой морские осадки, содержащие биогенное ОВ, затягиваются по крупному разлому под литосферную плиту в зону мантии Земли. Реакции преобразования ОВ по их временным характеристикам (в геологических масштабах времени по существующей в геологической науке концепции) условно разделяются на три группы: — «быстрые», т.е. практически полностью (например, на 95%) завершающиеся за отрезок времени менее 10-20 млн лет; — «средние», длительность которых составляет от 10-20 до 500-600 млн лет, т.е. за обозримое время нефтегазообразования в фанерозое; — «медленные», когда за время более 500- 600 млн лет заметных превращений (например, более чем на 5%) не происходит. Все указанные выше обстоятельства в какой-то мере объясняют противоречивость концепций разных исследователей на роль времени в процессах преобразования ОВ. В этих условиях особое значение приобретает любая новая информация, касающаяся природы нефтегазообразования из сырья как органического, так и неорганического происхождения; влияния не только термохимических факторов, но и других природных сил, ранее не учитываемых в анализе процессов нефтегазообразования. Приведем основные геологические аргументы в пользу биогенной концепции: А) Доказательством генетической связи УВ, содержащихся в осадочных породах, с последними являются: - наличие УВ на всех стадиях формирования этих пород: седиментогенеза, диагенеза и катагенеза; - связь между содержанием УВ и фациально-литологическим составом заключающих их отложений и в первую очередь с геохимической обстановкой осадконакопления; - увеличения количества УВ в породах в центральных частях впадин. Б) Характер залегания залежей нефти и газа является свидетельством органического происхождения этих веществ. Закономерности в распределении залежей нефти и газа: - наличие в пределах одной или группы смежных впадин регионально-нефтегазоносных толщ, постоянно или почти постоянно содержащих в благоприятных структурных условиях залежи нефти и газа; - наличие продуктивных горизонтов в пачках осадочных пород, залегающих среди непроницаемых разностей; - распределение запасов по стратиграфическим комплексам, согласно которым максимальные запасы не приурочены к наиболее древним отложениям. Между тем, при поступлении УВ снизу – максимальными запасами должны были бы обладать наиболее древние отложения. В) Наличие залежей нефти во всех седиментационных бассейнах, причем характер распределения залежей и запасов нефти во впадинах зависит от их принадлежности к определенным типам, возрасту и продолжительности формирования, мощности осадочного чехла в них. УВ в залежах составляют небольшую часть, на несколько порядком меньше количества УВ, содержащихся в осадочных породах в рассеянном состоянии. Г) Химический состав нефтей, представляющих сложные смеси многих УВ в гомологических рядах, а также других соединениях, большей частью характерных для биогенных веществ. Д) Сходство состава УВ нефтей с составом синбитумоидов, содержащихся в тех же стратиграфических комплексах. Это сходство касается распределения УВ как по группам (метановых, нафтеновых и ароматических), так и по структуре отдельных групп по преобладанию четырехкольчатых циклопарафинов среди других нафтенов, присутствию гибридных УВ, индивидуальных УВ (алканы и т.п.). Е) Наличие определенных генетических типов нефтей, характерных для конкретных стратиграфо-литолонических комплексов. Ж) Присутствие в нефтях веществ, имеющих явно биогенное происхождение, таких как порфирины и т.п. При этом порфирины образуются различными путями, но обязательно из биогенных веществ – бактериохлорофилла и хлорофилла. Первый характерен для примитивных организмов и является предшественником хлорофилла. З) Оптическая активность нефтей и микронефтей. Оптическая асимметрия органических молекул служит необходимым и достаточных основанием для утверждения вывода о наличии живого вещества или продуктов его посмертного разложения. С этих позиций оптически активная нефть может быть только продуктом биосферы, а не результатом неогранического синтеза. И) Различия в изотопном составе углерода и серы нефтей различных стратиграфических комплексов в пределах отдельных месторождений и районов. Зависимость изотопного состава углерода от фациальной обстановки и отличие его изотопного состава углерода космических тел и других веществ неорганического происхождения. Изотопный состав серы нефтей свидетельствует, с одной стороны, о ее биогенном происхождении, с другой – о связи с изотопным составом серы океанов. Вместе с тем теоретическая база органической концепции нефтегазообразования не смогла объяснить и предсказать: • возможность образования нефти и газа в глубокопогруженных отложениях ОВ, т. е. на глубине более 5 км; • образование нефти и газа при температуре до 100°C; • образование нефти и газа из неорганического сырья. Также отсутствовала концепция об источнике образования водорода и его роли при генерации нефти и газа из отложений ОВ. Традиционная геологическая наука в связи с указанными выше целями определила значительную роль геологического времени в процессах нефтегазообразования, из чего вытекала концепция глобального истощения УВ в ближайшем будущем в связи с отсутствием возможности возобновляемости. 3. ВЕРТИКАЛЬНАЯ ИНТЕНСИВНОСТЬ НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЯ Зарождение нефти происходит в так называемых нефтематеринских толщах (НМТ). Нефтематеринские толщи – это карбонатно-глинистые породы, обогащённые рассеянным органическим веществом (РОВ), которые накапливались в областях длительного прогибания в слабовосстановительных или восстановительных условиях. Не всегда отложения, содержащие органические вещества, реализуют свои возможности генерировать нефть и газ. Поэтому различают нефтематеринские толщи потенциальные и производящие. Дискуссионным является вопрос о том, на какой стадии литогенеза потенциально нефтематеринские толщи становятся нефтегенерирующими. Учёные считают, что именно в процессе катагенеза и происходит преобразования рассеянного органического вещества в нефть. Это происходит не равномерно, а с четко выраженными максимумами, которые называют главная фаза нефтеообразования и главная фаза газообразования (термокаталические процессы). Установлено, что процесс преобразования РОВ пород идет неравномерно по разрезу. Академик И.М. Губкин наметил основные этапы нефтеобразования: «Вслед за относительно кратковременным периодом биохимических процессов переработки ОВ наступает неизмеримо более длительный геохимический период регионального метаморфизма, протекающего синхронно с метаморфизмом окружающих пород». Основными факторами в этом метаморфизме являются: 1) давление вышележащих масс и жидкостей, газов; 2) температура. Впервые вертикальная зональность нефтеобразования была установлена профессором В.А. Соколовым Он показал, что физико-химические условия, определяющие интенсивность и направленность процессов образования газа и нефти, изменяются по разрезу осадочных пород.  Рис. 1. Интенсивность нефтегазообразования в осадочных породах. В верхней части разреза В.А. Соколов выделил биохимическую зону, где наиболее интенсивно идут биохимические процессы. По мере погружения биохимическая зона переходит в термокаталитическую, через некоторую переходную зону, где биохимические процессы затухают, а термокаталитические процессы развиваются ещё очень медленно. Здесь находится минимум интенсивности нефтеобразования. Термокаталитическая зона (основной производитель нефти) охватывает всю часть разреза глубже 1 км и подразделяется на верхнюю и нижнюю (или метановую) подзоны. Глубина этих зон, постепенно переходящих одна в другую, во многом определяется геотермическим градиентом, исходным органическим веществом. Наиболее активно биохимические процессы идут в верхних слоях отложений. Бактерии и их ферменты перерабатывают здесь все вещества, на которые они способны воздействовать. Остаются лишь те органические соединения, которые бактериями не усваиваются. По мере погружения и перехода в термокаталитическую зону осадочных пород развиваются и с постоянно растущей скоростью идут химические процессы преобразования РОВ с продуцированием углеводородных и других газов. На разных частях термокаталитической зоны характер реакций и масштабы образования УВ неодинаковы в связи с изменением температуры и давления по разрезу. С их увеличением происходит более полный распад углистых и других ОВ, а также УВ и гетероциклических соединений нефти. Накапливаются углерод, метан и наиболее устойчивые полициклические соединения. Профессор Н.Б. Вассоевич предложил несколько отличающуюся схему зональности процессов нефтеобразования: в зоне катагенеза по мере погружения вначале формируются скопления газа, затем нефти, а в позднем катагенезе – газоконденсата. В 1967 г. Н.Б. Вассоевичем было обосновано понятие о главной фазе нефтеобразования – этапе в геологической истории погружающейся осадочной толщи, находящейся в условиях температур и давления, при которых происходит наиболее интенсивное новообразование битумоидов, в том числе УВ. Главная фаза нефтеобразования (ГФН) происходит на стадии среднего катагенеза, где наблюдаются следующие особенности: 1. Повышается значение битумоидного коэффициента при t > 60-80°С. 2. Наблюдается рост содержания высококипящих жидких УВ в составе РОВ. 3. Наблюдается появление жидких низкокипящих УВ в составе РОВ. 4. Происходят изменения в составе высших парафинов: исчезает разница в количестве нечетных и четных атомов С в молекуле в диапазоне  - . Данный показатель Дж. Купер называет коэффициентом нечетности и понимает под ним отношение суммы парафинов в данном интервале к соответствующей сумме с четным числом атомов С (-). Для современных осадков данные отношения находятся в пределах от 3 до 8, для древних пород – от 1,1 до 2, для нефтей – близко к 1.5. Наблюдается рост содержания тяжелых углеводородных газов в составе свободных и водорастворённых газов. 1 2 |