К оглавлению журнала

УДК 553.98.061.3

© В.И.Иванников, 1995

НЕКОТОРЫЕ ВОПРОСЫ ТЕОРИИ ОБРАЗОВАНИЯ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ СКОПЛЕНИЯ В ЗАЛЕЖАХ

В.И.Иванников (АО "Бюро новых технологий")

Одним из существенных пробелов в нефтяной геологии остается вопрос о механизме нефтегазообразования. Общепринятая гипотеза (Брод И.О.. Еременко Н.А.. 1953; Вассоевич Н.Б., 1967; [1-3]) на этот счет дает лишь некоторые общие представления о процессах превращения органического вещества в ископаемые углеводороды. В общем виде стадии преобразования органического вещества представлены на схеме (рис. 1). В работе [3] отражены характер процесса выхода нефти и газа. а также соответствующая эволюция керогена (ископаемого органического вещества, продуцирующего углеводороды) с привязкой к глубине погружения материнских (нефтегазопроводящих) пород (рис. 2, рис.3). Все процессы в известной степени детализированы и изучены. Однако ряд принципиальных моментов не получил должного объяснения, а именно:

дефицит температуры и давления, необходимых для полимеризации нефтяных компонентов и их последующего крекинга с выходом жирных и сухих газов;

дефицит водорода, требуемого для гидрогенизации широкого спектра углеводородов и особенно метана;

отсутствие промежуточных продуктов нефти на ранних стадиях ее преобразования;

закономерное увеличение с глубиной гидрогенизации нефти, сопровождающееся улучшением ее качества (увеличение парафинистости и снижение плотности);

переход нефти на больших глубинах в тяжелые газы, а затем в более легкий метановый газ;

происхождение высокоминерализованных пластовых вод, сопутствующих залежам нефти и газа (нефтяные воды).

Наша задача - внести конструктивный элемент в понимание механизма нефтегазообразования. Суть его состоит в том, что ведущая роль в трансформации органического вещества от керогена к углеводородам отводится тектоническому процессу. Рассмотрим это положение.

Захоронение и диагенетические преобразования органического материала в материнских свитах, включая активную деятельность аэробных и анаэробных бактерий, не вызывают сомнений. Однако роль бактерий сводится, по существу к разложению сложных органических веществ на простые молекулярные формы, т.е. имеет место деструктивный процесс. Весьма сомнительно, что бактерии способны продуцировать соединения нефти, скорее всего, получаемый от них продукт следует отнести к керогену - поликонденсированной органике, образующейся при низких температурах и давлениях в молодых по возрасту осадочных отложениях. В процессе погружения материнские породы (как правило, глинистые разности) уплотняются, вследствие чего кероген вытесняется в смежные пористые пласты-коллекторы. Последующие превращения керогена обязаны напряженно-деформированному состоянию пластов при возрастающей нагрузке осадков.

Большинство геологов обычно представляют тектонические процессы как квазистатические, оговаривая, что с глубиной погружения пластов изменяются плотность и пористость пород. Однако при этом игнорируется важный вопрос: что происходит с породой при ее уплотнении и как происходит это уплотнение?

Естественно полагать, что глинистые пласты (породы), характеризующиеся слабыми связями частиц дисперсной фазы. ведут себя при нагружении как пластическая масса, а несущую способность твердого тела они приобретают на стадии предельного уплотнения на глубине 1800-2000 м. В то же время пласты-коллекторы, находящиеся под ними. уже на малых глубинах погружения (200-500 м) представляют собой пористые породы, сцементированные на стадии раннего литогенеза.

Эти пласты испытывают нарастающее литостатическое давление при осадконакоплении и при достижении критической разности вертикальных и горизонтальных напряжений подвергаются разрушению. Разрушения проявляются в виде микротрещин в матрице породы, что способствует переупаковке частиц в более плотное состояние.

В целом процесс разрушения пласта носит характер крипа (ползучесть породы, которая сопровождается релаксацией напряжений). Разрушение пласта (крип) через определенное время заканчивается, пласт переходит в новое равновесное состояние, трещины "залечива ются" за счет циркуляции подземных вод. При дальнейшем погружении этот процесс повторяется.

Здесь важно отметить, что крип идет медленно, тогда как образование микротрещин происходило со скоростью звука (в опытах на образцах возникает звуковая эмиссия).

Микроразрывы породы, в свою очередь, порождают кавитационные эффекты в заполняющей поровое пространство жидкости. Явление кавитации, теоретически предсказанное О.Рейнольдсом, состоит в том, что жидкость при больших отрицательных давлениях (50 МПа и более) претерпевает разрывы сплошности, в результате чего образуются газовые пузырьки, которые затем схлопываются. Схлопывание пузырьков (коллапс) происходит в течение миллисекунд и даже микросе кунд и сопровождается ударной волной, приводящей к высоким (до 40 МПа) перепадам давления в окружающую жидкость [4]. Вблизи охлопывающегося пузырька температура повышается на 500-800 °С [5]. В процессе коллапса возникают электрохимические эффекты и наблюдается свечение, связанное с люминесценцией. Предполагается, что последняя вызывается рекомбинацией свободных ионов, появляющихся в результате тепловой или механической диссоциации молекул на поверхности пузырька.

Кавитация при разрывах матрицы породы имеет две отличительные особенности: 1) происходит в условиях высокого перового давления жидкости; 2) при раскрытии трещины внутри нее образуется вакуум. Подобная ситуация ранее не изучалась, однако можно предполагать, что для такого рода кавитации характерны более высокие энергетические параметры.

Периодически повторяющийся крип пласта-коллектора по мере его погружения сопровождается кавитационным преобразованием керогена: сначала в нефть, а в последующих циклах - нефти в газ. Градации этого процесса представлены в табл. 1.

Кавитационный процесс деструкции органического вещества, связанный с разрушением матрицы коллектора, может активизироваться за счет знакопеременных нагрузок при наступлении и отступлении ледников, а также приливов - отливов Мирового океана, совершающихся ежедневно.

АРГУМЕНТЫ И ЭКСПЕРИМЕНТЫ

Моделирование кавитациокного процесса, связанного с разрушением матрицы породы, в лабораторных условиях описано еще И.М.Губкиным [1] со ссылкой на опыты Маккоя и Трегера: "Суть этих опытов состоит в том. что в стальные цилиндры вкладывались куски горючих сланцев или керогеновой породы, предварительно опробованной на вытяжку растворителями и дающей отрицательные в этом отношении результаты, и подвергались настолько сильному сжатию, что порода переходила в размягченное (пластическое) состояние. После этого вытяжка растворителями давала сильное окрашивание, и на разломе породы в лупу можно было видеть небольшие капельки нефти. Значительного подъема температуры во время опыта не наблюдалось".

Наличие порфиринов в нефтях указывает на то, что они не подвергались объемному и длительному по времени воздействию высоких температур. Этот факт однозначно свидетельствует в пользу кавитационного процесса преобразования исходного органического вещества в углеводороды. Только в этих условиях могли сохраниться вкрапления производных хлорофилла (продуктов растительных остатков).

Согласно современной термической теории значительное количество углеводородов не может образоваться, пока источник не разогреется до 93 °С, что соответствует глубине около 3000 м. Последнее приводит к общему выводу о том, что большая часть мировых запасов нефти и газа мигрировала вверх из глубокозалегающих источников или в стороны на большие расстояния. Однако имеющиеся к настоящему времени геологические данные, а также оценка ситуации с позиций горной механики и гидродинамики, выполненная. в частности, Р.Корделлом (1976), противоречат этому. Нередко источники углеводородов находились на расстоянии нескольких десятков метров от залежи при значительно более низких температурах (по сравнению с критической) и на меньших глубинах. Геологическая ситуация при формировании ряда месторождений (с учетом палеообстановки) исключает как вертикальную, так и латеральную миграцию нефти и газа из глубокозалегающих материнских пород в вышележащие пласты-коллекторы (по Дж. У.Роучу), где обнаружены их скопления. Это позволяет предполагать лишь возможную генерацию углеводородов на месте (либо из соседних пластов). При этом температура источника углеводородов должна быть много ниже той, которая необходима для термического генезиса. Так, по оценке Дж.У.Роуча, температура 38-40 °С характерна для нефтепроизводящей формации Игл-Форд, давшей начало огромным скоплениям нефти в отложениях Эдвардс на месторождениях Дарст-Крик, Пулинг, Фашинг, Персонс и др., находящихся в пределах свода Сан-Маркос.

Термодинамические расчеты (с позиций термодинамики обратимых процессов) показывают, что жидкие углеводороды являются энергетически невыгодными продуктами преобразования органического вещества при температурах до 100 °С.

Анализ оценки зрелости органического вещества в породах, залегающих на различных глубинах (более 30 скважин, неравномерно пробуренных на Тихоокеанском побережье Северо-Запада США), выполненный по отражательной способности витринита (Summer M.S., 1987), показал, что она практически не меняется. Это входит в явное противоречие с существующей термической теорией.

Заставляет задуматься и тот факт, что почти на поверхности встречаются пласты хорошо сцементированного песчаника или карбоната, тогда как на глубине нефтенасыщенные пласты часто представлены сыпучими породами. Характерным примером может служить пласт А-4-8 Федоровского месторождения (Среднее Приобье в районе Сургута), содержащий нефть со значительным газовым фактором, при эксплуатации которого на глубине 2000 м происходил вынос большого количества песка. Здесь явно видно, как разрушенная под действием горного давления порода не успела в достаточной степени консолидироваться из-за большого порового давления газа. Впрочем, следует иметь в виду, что вынос песка при отборе пластовых флюидов (и нефти, и газа) - явление обычное и повсеместное.

Кавитационный процесс, сопровождающий крип породы, позволяет объяснить обогащение водородом естественных органических соединений углерода за счет разложения части молекул воды:

Н2О —> Н+ + ОН-.

Водород в значительном количестве расходуется на достройку углеводородных соединений, при этом остальной объем воды приобретает сильнощелочные свойства, вследствие чего идет процесс выщелачивания минералов породы. В частности, этим объясняются относительно высокое содержание кальция в пластовых водах и происхождение высокоминерализованных вод нефтяных месторождений. Из табл. 2, заимствованной у У.Торрея (1935), видно изменение химического состава воды в песчаниках горизонта Бериа (США) в зависимости от глубины погружения.

Из табл. 2 можно сделать следующие выводы:

общая концентрация рассола и большинства отдельных его компонентов с глубиной возрастает:

общая концентрация рассола намного выше, чем в обычной морской воде, причем заметно изменяется участие и отдельных компонентов:

в частности, в нефтяных водах значительно возрастает участие щелочей и кальция, в 2-3 раза возрастает участие Na и Сl и, наоборот, практически отсутствует SO4. Еще в 1934 г. Н.В.Тагиева высказала мнение, что между водой и нефтью могла быть не только парагенетическая, но и прямая генетическая связь.

Чтобы убедиться в возможности преобразования нефти под действием кавитации в пластовых условиях, был проведен ряд экспериментов. В скважинах, вскрывших нефтяные пласты, отбирались пробы нефти и проводился их физико-химический анализ. Затем в интервал вскрытой мощности пласта спускался на насосно-компрессорных трубах гидродинамический кавитатор, с помощью которого в объеме нефтяной пачки возбуждалась кавитация. Продолжительность обработки составляла 8 ч. После этого проводились повторный отбор проб нефти и их анализ. Результаты представлены в табл. 3.

Как видно из табл. 3, кавитация приводит к расщеплению тяжелых компонентов нефти и повышению выхода более легких углеводородных соединений. Концентрация фракции от C1 до C7 возрастает на порядок на глубине 2342 м, С увеличением глубины залегания пластов до 2695 м кавитация "глохнет" и на глубине 2897 м она практически не дает результатов. Последнее объясняется техническими возможностями применяемого способа кавитации, который существенно зависит от гидростатического давления в скважине.

Механизм кавитационного преобразования органического вещества вполне приложим к объяснению результатов, полученных В.П. Царевым и др. (1981). Как следует из описания методики экспериментов и их технического исполнения, образцы смеси песка и гумусового угля насыщались водой и подвергались одновременному воздействию статических и динамических нагрузок. Последнее создавалось с помощью магнитостриктора с частотой 1-30 Гц, амплитудой (5-40)*10-6 м и длительностью импульса 5*10-6 с, что должно порождать вибрационную кавитацию в жидкости.

Резюмируя изложенное, образование природных скоплений углеводородов можно охарактеризовать как двухстадийный процесс, ведущим фактором которого является тектоническое движение блоков литосферы. При накоплении осадочной толщи пород пласты, содержащие органический материал, погружаются и подвергаются периодическому уплотнению. В этот период идет генерация углеводородов. Затем на стадии формирования тектонических структур (структуры поднятий -антиклинали и купола: структуры прорыва - соляные купола, рифовые останцы; структуры сдвига -сдвиги и надвиги) пласты-коллекторы, имеющие пластические покрышки, в зонах действия растягивающих напряжений разуплотняются вследствие образования сети макроскопических трещин. Во время разуплотнения коллектора (а это скоротечный процесс развития трещин) образуется дополнительная емкость, где в области пониженного давления происходит аккумуляция первоначально рассеянных нефти и газа. Обычно эти структуры называют ловушками, полагая, что при движении пластовых вод в них происходит сегрегация капельной нефти и пузырьков газа. Если в купольных структурах сегрегация углеводородов из потока представляется на первый взгляд очевидной, то в тупиковых (тектонически экранированных), а также в изолированных линзах и массивных залежях (в виде выступов древнего рельефа) циркуляция подземных вод едва ли возможна.

Большинство геологов отделяют процессы образования емкости от ее заполнения углеводородами. Эти процессы предполагаются разнопеременными, разномасштабными и независимыми друг от друга. Вместе с тем, образование пустотного пространства и аккумуляция в нем углеводородов, несомненно, взаимосвязаны. Только в этом случае можно объяснить выделение легких газов в свободную фазу (газовая шапка), в то время как более тяжелые компоненты газов остаются растворенными в нефти при данных PVT-условиях.

 

ЛИТЕРАТУРА

1. Губкин И.М. Учение о нефти. Изд. 3-е. - М.: Наука, 1975. - 384 с.

2. Рассел УЛ. Основы нефтяной геологии. -Л.:Гостоптехиздат, 1958.

3. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. - М.: Мир, 1981.

4. Harrison М. Experimental study of single bubble cavitation noise // J.Acoust. Soc. Amer. -1952.- Vol.24. - P.776.

5. Wheeler W.H. Identation of metals by cavitation // Trans. ASME. - 1960. - Series D.S2. № 1. - P.184-194.

Рис.1. СХЕМА ОБРАЗОВАНИЯ НЕФТИ И ГАЗА

Таблица 1

Глубина погружения пласта-коллектора, м

Цикл уплотнения пласта-коллектора

Стадия трансформации органического вещества

1500

0

Кероген

2000

1

Тяжелая нефть

2500

2

Средняя нефть

3000

3

Легкая нефть

3500

4

Жирный газ

3500

5

Сухой газ

Рис.2. ОБЩАЯ СХЕМА ОБРАЗОВАНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ ПРИ ПОГРУЖЕНИИ МАТЕРИНСКИХ ПОРОД [3]

1 - биохимический метан; 2 - хемофоссилии; 3 - нефть; 4 – газ

 

1 - СО2, Н2О; 2 - нефть; 3 – газ

Таблица 2

Компоненты

Содержание, 0/00, при разной глубине, м

105

500

625

850

1125

1570

1727

Са

340

560

700

1320

2440

2790

9220

Mg

60

180

160

290

580

1010

2060

K+Na

800

1820

3440

7430

13730

19880

32660

НСОз

280

340

250

130

90

50

20

С1

1680

3950

6440

14400

27130

38690

72600

Сумма

3160

6850

10990

23570

43970

64420

116560

Таблица 3

Фракция нефти

Содержание, %, при различной глубине залегания пласта, м

2342

2695

2897

Метан

-/0,005

-/0,01

Этан

-/0,001

0,003/0,11

0,001/0,001

Пропан

-/0,002

0,053/0,399

0,011/0,016

Изобутан

-/0,053

0,71/0,176

0,032/0,049

Бутан

0,001/0,142

0,254/0,793

0,076/0,088

Изопентан

0,006/0,339

0,257/0,583

0,146/0,196

Пентан

0,012/0,542

0,322/1,246

0,198/0,239

2,3-Диметилбутан

0,003/0,042

0,087/0,153

0,061/0,048

2-Метилпентан

0,022/0,450

0,329/0,600

0,217/0,239

3-Метилпентан

0,015/0,265

0,193/0,458

0,120/0,148

Гексан

0,049/0,792

0,541/1,457

0,420/0,427

Метилциклопентан

0,036/0,532

0,450/0,723

0,259/0,279

2,2 +2,4-Диметилпентан

0,024/0,027

0,035/0,018

0,030/0,021

Циклогексан

0,021/0,269

0,278/0,578

0,158/0,171

2-Метилгексан

0,028/0,323

0,211/0,395

0,178/0,177

3-Метилгексан

0,057/0,637

0,367/0,621

0,281/0,315

транс-Диметилциклопентан

0,060/0,668

0,375/0,523

0,251/0,246

Гептан

0,610/0,970

0,671/1,520

0,601/0,551

Метилциклогептан

-/0,491

0,689/1,010

0,620/0,609

Изооктан

2,232/2,105

1,120/2,533

1,133/1,149

Октан

0,851/1,119

1,020/1,248

0,602/0,654

Примечание. Числитель - содержание до кавитации, знаменатель - после кавитации.

 

ABSTRACT

The paper reveals some crucial problems, which can not be satisfactorily explained by universally recognized thermal theory of oil and gas generation. New mechanism of oil and gas formation was proposed to solve these problems. It consists of two stages. At the first stage kerogene is formed as a result of bacterial influence at initial organic matter. At the second stage kerogene is transformed into oil and then -gas by cavitation process. Cavitation occurs in the liquid, filling porous spaces, during rocks matrix destroying, caused by deposits consolidation, which is resulted from sedimentational submergence. The paper contains arguments and experiments description, proving this new theory of oil and gas formation. The author shows, that oil and gas accumulation occur simultaneously with tectonic structures (uplifts, shifts, salt domes etc.) formation, caused by microcracking and additional cavities formation.

 

 

Сайт создан в системе uCoz