Основные положения современной органической теории происхождения нефти

Нефтеобразование по механизму имеет много общего с углеоб-разованием, является длительным сложным многостадийным биохи­мическим, термокаталитическим и геологическим процессом преоб­разования исходного органического материала - продукта фотосин­теза - в многокомпонентные непрерывные смеси углеводородов па­рафинового, нафтенового, ароматического рядов и гибридного стро­ения. В отличие от генезиса твердых горючих ископаемых нефте-синтез включает дополнительно осадочно-миграционные стадии с накоплением первоначально рассеянной по осадочным породам мик­ронефти в природных резервуарах макронефти. По этому признаку термин «месторождение» вполне справедливо применять только к твердым горючим ископаемым, но по отношению к нефтям и при­родным газам не имеет буквального смысла как места их рождения. Более правильно употреблять термины «залежи» нефти или «зале­жи» газов. Не исключено, что каустобиолиты как твердые, так и жидкие и газообразные, первоначально на химических стадиях их синтеза имели общую «родину», затем расслоились и разошлись по новым «квартирам». В настоящее время по генетическому признаку в качестве близких «родственников» природных нефтей признают сапропелитовые угли. Следовательно, нефть, природный газ, слан­цы, сапропелитовые угли и богхеды, исходным материалом для син­теза которых являются водная растительность (планктон, водорос­ли, бентос) и микроорганизмы, генетически взаимосвязаны и обра­зуют группу сапропелитовых каустобиолитов. А торф, бурые и ка­менные угли и антрацит принадлежат к группе гумусовых каусто­биолитов. На наш взгляд, в процессе образования нефти, особенно природного газа, может в принципе участвовать и легко разрушае­мая биоорганизмами часть органики (например, липиды и белки) наземной растительности.

Рассмотрим теперь основные этапы многостадийного процесса нефтеобразования в природе. Академик А.А. Трофимук, дополнив и уточнив основополагающие взгляды академика И.М. Губкина в свете новейших мировых достижений науки о нефти, предложил выделить 5 основных стадий осадконакопления и преобразования органики в нефть.

3 — 1908

Первая стадия - осадконакопление. После отмирания остатки растительных и животных организмов выпадают на дно морских или озерных бассейнов и накапливаются в илах, рассеиваясь среди при­внесенных или образуемых на месте минеральных осадков.

Вторая стадия- биохимическая, подобная торфогенезу в процес­сах углеобразования. Накопленный на дне бассейнов глубиной в несколько метров органический осадок медленно преобразуется, уплотняется, частично обезвоживается за счет протекания биохими­ческих процессов в условиях ограниченного доступа кислорода. Этот процесс сопровождается выделением углекислоты, воды, сероводо­рода, аммиака и метана. Осадок одновременно пополняется, хотя незначительно, углеводородами нефтяного ряда за счет биосинтеза их в телах бактерий и образования из липидных компонентов. В ке-рогене несколько возрастает содержание углерода и водорода за счет деструкции периферийных гетероорганических функциональных групп молекулярной структуры органического вещества.

Третья стадия - протокатагенез. Пласт органических осадков медленно со скоростью 50-300 м/млн лет опускается на глубину до 1,5-2 км, обусловливаемую скоростью прогибания земной коры и воз­растом осадочного слоя. Пласт сверху покрывается слоем новых мо­лодых осадков. По мере погружения в пласте медленно повышаются давление и температура (подъем температуры на 1°С примерно за 60 - 400 тыс. лет). Биохимические процессы вследствие гибели мик­роорганизмов полностью затухают. При мягких термобарических параметрах в пласте (температура 5О-70°С) активного процесса неф-теобразования не происходит, поскольку любое самое продол­жительное геологическое время (вплоть до 400-600 млн лет) не мо­жет компенсировать недостаток температуры. Концентрация би­туминозных веществ возрастает незначительно.

Четвертая стадия - мезокатагенез: осадок погружается на глу­бину 3—4 км, температура возрастает до 150°С. Органическое веще­ство подвергается активной термокаталитической деструкции с об­разованием значительного количества подвижных битуминозных веществ - до 30% масс, на исходный кероген сапропелитового типа. Битумоиды содержат уже практически весь комплекс углеводоро­дов нефтяного ряда. Эта стадия деструкции значительной части ке-рогена с образованием преобладающей массы нефтяных углеводо­родов, по предложению Н.Б. Вассоевич, получила название главной фазы нефтеобразования (ГФН). Одновременно с образованием (ге-

нерацией) основного количества углеводородов в ГФН происходит отгонка за счет перепада давления и эмиграционный вынос вместе с газом и водой битумоидов керогена из глинистых и карбонатно-гли-нистых уплотняющихся осадков в проницаемые песчаные пласты-коллекторы и далее в природные резервуары макронефти. В начале ГФН скорость генерации рассеянной нефти еще преобладает над скоростью ее эмиграции, в результате с ростом глубины наблюдает­ся значительное обогащение органического вещества битуминозны­ми компонентами. При дальнейшем погружении осадочных пород процесс генерации углеводородов постепенно затухает вследствие израсходования основной части керогена, а скорость их эмиграции возрастает. В результате при дальнейшем росте глубины погруже­ния нефтематеринских пород интенсивность (скорость) генерации микронефти снижается и ГФН завершается.

При эмиграции микронефти из глинистых нефтематеринских пород в прилегающие к ним пласты пористых водонасыщенных пес­чаников возникает хроматографическое разделение образовавшей­ся смеси жидких и газообразных углеводородов. Глинистый пласт представляет собой естественную хроматографическую колонку, а газы и низкокипящие углеводороды выполняют роль элюента. В природной хроматографической колонке происходит частичная за­держка асфальтосмолистых веществ. В песчаный коллектор выно­сится смесь нефтяных углеводородов с содержанием 5 - 10% асфаль-то-смолистых веществ. Это, по существу, уже есть настоящая нефть.

Пятая стадия - апокатагенез керогена - на глубине более 4,5 км, где температура 180 - 250°С. Органическое вещество исчерпало свой нефтегенерирующий потенциал, продолжает реализовываться ме-таногенерирующий потенциал, благодаря чему эта стадия получила наименование главной фазы газообразования (ГФГ). С ростом глу­бины осадочных пород ниже ГФН нефть становится более легкой с преобладанием доли алканов, обогащается низкокипящими угле­водородами; залежи нефтей постепенно исчезают, замещаются сна­чала газоконденсатами, затем залежами природного газа, состояще­го преимущественно из метана. Нефть, попав при эмиграции близко к поверхности, теряет легкие фракции, окисляется и утяжеляется. Она характеризуется повышенной плотностью, низким содержани­ем бензиновых фракций и высоким содержанием асфальто-смолис-тых веществ.

3*

Вопросы

1. Дайте определение науке геохимия. Охарактеризуйте с пози­ции геохимии Землю как планету.

2. Каково значение фотосинтеза в эволюции Земли?

3. Дайте определение науке литологии и классификацию горных пород.

4. Перечислите геохронологические эры и периоды и укажите
их продолжительность.

5. Дайте определение науке биогеохимия.

6. Каков групповой химический состав растений?

7. Как образуются твердые горючие ископаемые?

8. Какова сущность основных химических и геологических ас­пектов неорганической гипотезы происхождения нефти и газа?

9. Перечислите научно обоснованные аргументы органической концепции нефтесинтеза.

10. Перечислите основные этапы процесса органического неф-теобразования.

11. Каково ваше личное мнение относительно механизма нефте-образования?

12. Возможно ли без фотосинтеза образование горючих ископае­мых?

13. Как изменяются температура и давление по глубине земли?

14. Какова роль подземных вод, сопутствующих нефти?

15. Можно ли написать дополнительно другие реакции неорга­нического и органического синтеза углеводородов?

16. Какова термодинамическая вероятность синтеза углеводоро­дов из Н₂0 и С0₂?

Глава 3

ОСНОВЫ ХИМИИ НЕФТИ

Физикохимия и физикохимическая технология нефти немыслимы без информации о ее физических и химических свойствах и об их тер­мобарических закономерностях. Сведения о качестве, характеризую­щиеся совокупностью физических свойств, необходимы для проведе­ния научных исследований, инженерных расчетов и проектирования технологических процессов добычи, транспортирования, хранения и переработки нефти и природного газа. Сведения о физических свой­ствах углеводородного сырья принято представлять преимущественно в виде таблиц, номограмм в справочной литературе, а также эмпири­ческих формул, обладающих не всегда высокой адекватностью.

В соответствии с теорией A.M. Бутлерова стандартизированные (применительно к комнатной температуре, атмосферному давлению, критическому состоянию и т.д.) физические свойства индивидуаль­ных углеводородов и узких нефтяных фракций можно представить в виде функции от их молекулярной массы и молекулярного строе­ния. Разумеется, одной лишь информации о молекуярной массе аб­солютно недостаточно для идентификации углеводородов, содержа­щихся в нефтях. Так, по молекулярной массе нельзя различить н.-алканы от изоалканов или от алкилцикланов и алкилбензолов. Фи­зико-химическая индивидуальность различных классов углеводоро­дов одинаковой молекулярной массы, но различающихся по молеку­лярному строению, вполне закономерно проявляется через такие их свойства, как температура кипения и плавления, критические тем­пература и давление, мольный объем, давление насыщенных паров, поверхностное натяжение и др.

Наиболее легко определяемыми и вполне достаточными для иден­тификации и математического моделирования физическими свой­ствами углеводородного сырья являются стандартная температура кипения (Т_кип) и плотность (pf). В этой связи более удобно и прак­тичнее представить все остальные физические свойства нефтей в виде

функции от Т_кип и р₄.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: