CC BY
36
© А.Е. Воробьев, Е.В. Хотченков, Е.В. Чекушина, 2002
УДК 553.046
А.Е. Воробьев, Е.В. Хотченков, Е.В. Чекушина
ТЕХНОГЕННОЕ РЕСУРСОВОСПРОИЗВОДСТВО УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ В ГЛУБИНАХ ЛИТОСФЕРЫ
К настоящему времени профессором А.Е. Воробьевым, под руководством и при непосредственном участии академика К.Н. Трубецкого разработана научная концепция техногенного воспроизводства твердых минеральных ресурсов на поверхности и в глубинах литосферы [3-6]. Дальнейшее ее развитие предполагает изучение возможности и процессов контролируемого нефтеобразова-ния, которые отличаются от искусственного рудообразова-ния (обязанного прежде всего, перераспределению химических элементов - металлов) необходимостью первичного синтеза полезного компонента, а лишь затем - их миграции.
Теория техногенного воспроизводства углеводородов в глубинах литосферы должна учитывать имеющиеся положения природного происхождения их скоплений. Так, органическая теория базируется на представлении о том, что рассеянное в горных породах органическое вещество (РОВ) на определенных глубинах и при повышенных температурах преобразуется в нефть. Предполагается, что в процессе миграции происходит движение микрочастиц нефти и газа из нефтегазоматеринских пород в коллекторы, а затем концентрация и аккумуляция углеводородов УВ в залежи [I].
Другая теория предполагает природное возникновение нефти путем преобразования карбонатсодержащих пород. Синтез различных УВ и нефтей из исходной смеси природных минералов в условиях высоких давлений и температур в широких масштабах уже давно осуществляется на про-
мышленных установках и тем самым доказывает принципиальную возможность их неорганического образования.
Согласно этим двум теориям возможны два крайних типа нефтей. Еще 20 лет назад по результатам экспериментальных исследований был сделан вывод о принципиальных отличиях в распределении изотопов углерода в продуктах термокатализа и соответствующих структурных группах природных нефтей (в нормальных алканах, в полицеклической ароматике и др.) [8]. В связи с этим были выдвинуты представления о низкотемпературной генерации углеводородов в сопряженной системе "ОВ-твердая" фаза горных пород по ' механизму образования углеводородных радикалов за счет избыточной свободной энергии минеральной фазы (своеобразного типа "горячих" реакций в холодной среде).
К первому типу должны относиться нефти, образовавшиеся при относительно низких температурах. Такие нефти бедны ароматическими углеводородами; среди нафтенов преобладают шестичленные, а метановые углеводороды представлены в основном изомерными формами [7].
Ко второму типу нужно отнести нефти, образовавшиеся при относительно высоких температурах. Эти нефти содержат довольно значительное количество ароматических углеводородов и относительно мало нафтеновых (причем преимущественно с пятичленными кольцами); среди метановых углеводородов - главным образом углеводороды нормального строения.
В любом случае, обе эти теории допускают возможность техногенного воспроизводства нефти и газа в глубинах литосферы, основанную на предварительной закачке через пробуренные скважины в пористые участки (локально ограниченные водоупорами) жидких стоков человеческой цивилизации (промышленных и бытовых), содержащих органические вещества в различных состояниях и формах (рисунок).
*Исследование проведено по гранту РФФИ №590565238 (руководитель проф. А.Е. Воробьев)
ОX
Единственная теория, которая допускает присутствие воды при возникновении нефти и удовлетворяет оптимальным условиям нефтеобразования, -это теория Берля, предполагающая, что нефть образовалась из растительных остатков, главным образом из целлюлозы, в результате того, что щелочной гидролиз давал смолоподобные вещества. Последние в дальнейшем могли быть прогидрированы в продукт, близкий по своему составу и характеру к нефти. Такое гидрирование может происходить за счет реакции окисления закисного железа [2]:
Fe(OH)2 +Н2О ^е(ОН)з + 0,5Н2
(1)
FeCOз + 2Н2О ^е(ОН) з + С0з+ О.5Н2 (2)
Fe + ЗН2О ^Н2+ Fe(OH)2 + 0,5Н2 (3)
H2S^S+H2 (4)
Из рассмотрения схемы, составленной Добрянским видно, что по первому пути обеднения кислородом и водородом происходит постепенное обогащение углеродом, а по второму пути - постепенное обогащение углеродом и водородом и обеднение кислородом.
Возникает вопрос: если из живого вещества по этой схеме могли образоваться угли, то не могло ли также произойти образование нефти?
При изучении возможности и условий техногенного формировании нефти предварительно следует детально изучить вещественный состав каустобио-литов. Все каустобиолиты, если сравнить элементарный состав основных представителей горючих ископаемых, взяв за основу содержание водорода или отношение углерода к водороду, можно расположить в ряд (таблица) [7].
Каустобиолиты образуют как бы два ряда, в каждом из которых содержание кислорода постепенно уменьшается, а содержание углерода возрастает. В начале этих двух рядов стоит торф. Его состав наиболее близок к составу растительных остатков, из которых образовалось большинство каустобиолитов. В конце рядов находятся антрацит и нефть. Эти вещества почти одинаково бедны кислородом, но по содержанию водорода они резко отличаются друг от друга.
В противоположность углям, химическая природа которых чрезвычайно сложна, нефти в химическом отношении более просты. В углях наблюдаются высокомолекулярные сильно уплотненные молекулы, в то время как углеводороды нефти представляют собой смесь соединений с чрезвычайно широкими границами шестичленных нафтенов. При температурах свыше 250 °С в равновесной смеси преобладают ароматические, при температурах свыше 275-300 °С шестичленные нафтены присутствуют в количествах 1-2 % [7].
Добрянский предполагает, что нефть могла образоваться из растительных остатков, но при этом в них предварительно должен произойти ряд измене-
Рис. 1. Два направления изменения растительного материала: 1 - клетчатка; 2 - дерево; 3 - торф; 4 - бурый уголь; 5 - каменный уголь; 6 - полосатый уголь; 7 - антрацит; 8 - сапропель; 9 - сланец; 10 - сапропелевый уголь; 11 - асфальт; 12 -асфальт; 13 - нефть; 14 - сапропелиты
ний (гидролиз целлюлозы, разложение белков, омыление жиров, декарбоксилирование жирных кислот). Эти процессы обеспечиваются микроорганизмами, превращающими органику в протонефть. Открытие Гинзбург-Карагичевой и Бастен в пластовых водах бактерий, а также опыты Родионовой подтвердили возможность участия микроорганизмов в этих процессах.
Скорость процессов нефтегазообразования или, точнее, процессов преобразования 0В, сопровождающихся образованием битумов и газов (в том числе углеводородных), происходящих в единице объемах горной породы dM/dt, содержащей 0В в количестве Сорг, зависит от ряда факторов [8]:
аММ = / (Сорг. т, Т,РГсРфл.)‘ (5)
Т - температура; Ргс - давление геостатическое; Рфл - давление флюидов.
Величина скорости нефтеобразования («удельной продуктивности» горных пород) не всегда прямо пропорционально концентрации Сорг, а зависит от многих факторов. Во-первых, это тип организации самого 0В. Известно, что и температура, и длительность деструкции неодинаковы даже для различных частей одних и тех же растительных и животных организмов (семена, споры, пыльца, листья, детрит различных частей животных, капролиты и т.д.). Во-вторых, это степень исходной концентрации преобразуемого вещества.
Для практической реализации подобных схем техногенного воспроизводства нефти необходимо присутствие катализаторов. Здесь надо учитывать, что большинство высокооктановых нефтей, такие как бакинская, грозненская и др., сопровождаются месторождениями глин, из которых легко получить катализаторы каталитического крекинга. Месторождения же нефтей, которые дают низкооктановые бензины, как правило, не сопровождаются этими глинами [2].
Процесс каталитического крекинга заключается в том, что под влиянием глин молекулы углеводорода распадаются и дают легкие углеводороды, часто предельного состава, имеющие разветвленную структуру. Обычный же крекинг приводит к образованию предельных и непредельных углеводородов с неразветвленным скелетом.
Жирные кислоты, соединенные в виде эфиров, недеятельны, но при омылении жиров получаются кислоты, которые под влиянием глин отщепляют воду и образуют кетоны. Кетоны в присутствии глины распадаются по двум направлениям. С одной стороны, идет реакция, аналогичная образованию мезигелена и ацетона. С другой стороны, превращение заключается в том, что от ацетона отщепляется уксусная кислота и образуется изобутилен. Последний в дальнейшем частично полимеризуется, а частично дает бутан вследствие реакций диспропорционирования.
В настоящее время установлено какого типа глины могут быть естественными (природными) катализаторами [2]. В основном это монтоморгилонитовые глины, а также японские кислые глины, трепик, никельсодержащие глины, каолинит. Очень активна майкопская нефтеносная глина.
Что касается протонефти, то оказывается, что по данной схеме она не найдена в природе потому, что все реакции с глинами при 150-200 °С осуществляются за сутки. Экстраполяция к 100 градусам показывает, что превращение любого органического вещества в нефть может быть заверше-
но в течение месяца.
Температура на глубине равна [8]:
Т^То+Г^ (6)
где То - в зоне нулевых годовых амплитуд на суше и на поверхности дна акватории, 0С; Г - геотермический градиент, °С/м. Т0 - зависит от следующих параметров:
То =/ (А, Н, а, п), (7)
где значения средних годовых температур обусловлены:
А - климатом; Н - альтитудой; а - географическим положением широт; п - значения средних температур дна акватории.
Следующим важным технологическим аспектом техногенного воспроизводства нефти в глубинах литосферы является ее перемещение (локали-зация).
Под миграцией нефти и газа обычно понимают их перемещение в земной коре под действием природных сил. Оно сопровождается физико-химичес-ким взаимодействием минеральной среды и флюидов, а также фазовыми превращениями последних вследствие изменчивости геологической и термодинамической обстановки [8]. Теоретически возможны три пути перемещения микрочастиц нефти из осадочных пород в нефтяную залежь - в виде струйной миграции либо в растворенном состоянии - газе или воде.
Различают первичную миграцию - отжатие углеводородов совместно со связанными водами из тонкозернистых, слабопроницаемых нефтематеринских пород в коллекторские толщи; и вторичную -передвижение нефти, газа в водонасыщенных пластах («коллекторах»), результатом которой является дифференциация этих флюидов и образование залежей.
Механизмы миграции нефти и газа зависят от физикохимического состояния флюидов, от сил, вызывающих их перемещение в определенных термобарических условиях, и путей миграции.
Из механизмов миграции нефти и газа известны:
• фильтрация в проницаемых горных породах при наличии перепада давления;
• всплывание нефти и газа в воде, содержащейся в коллекторах;
• перенос их потоком подземных вод;
• отжатие нефти и газа при уплотнении или деформации горных пород;
• перемещение их под действием капиллярных и сорбционных сил;
• прорывы газа и нефти через глинистые пластичные слои;
• диффузия их в горных породах и водах при наличии разницы концентраций.
Основные движущие силы миграции нефти и газа - гравитационные, гидравлические и молекулярного взаимодействия.
Наиболее дискуссионными в теории миграции являются представления о физико-химическом состоянии мигрирующих углеводородов [8].
Большинство исследователей признает возможность миграции в виде:
• отдельных молекул и мицелл;
• истинных и коллоидных водных растворов;
• единой газовой фазы (жидкие углеводороды раство-
рены в сжатом газе);
• струй жидких углеводородов.
Путями миграции нефти и газа являются:
• вся масса слабопроницаемых пород и пород коллекторов;
• локализированные каналы - разломы, растяжения, трещины и зоны повышенной трещиноватости, плоскости напластования и несогласного залегания пород и др.
В связи с неоднородностью слоев миграция нефти и газа может быть:
• - рассеяной (особенно в плохопроницаемых породах);
• потоковой (непрерывная фаза в проницаемом пласте);
• плоскоструйной (по разлому);
• узкоструйной (в цепи антиклиналей).
По направлению движения выделяют миграцию нефти и газа латеральную (боковую, внутрирезервуарную) в пределах проницаемого пласта и вертикальную (межрезервуар-ную) по стратиграфическому разрезу.
По масштабам движения углеводородов различают локальную миграцию - в пределах маленького участка, структуры и региональную -формирующую нефтегазоносные зоны.
Как известно, давление флюидов, находящихся в пустотных пространствах горных пород (порах, кавернах, трещинах), в существенной степени зависит от степени раскрытости последних, которая может изменяться от полной изоляции до полной открытости.
Одной из причин раскрытия закрытия имеющейся пори-тости горных пород является изменение величин сжимающего давления, которое определяется как [8]:
Рсж =Ргс-0,85Рфл, (8)
где Р гс - геостатическое давление, МПа; РФЛ - давление
флюидов, МПа.
В открытых и частично изолированных тупиковых пустотных пространствах благодаря сообщаемости изменений Ргс почти не влияют на величины Рфл. В изолированных и частично изолированных пустотных пространствах (с каналами менее 1102 мкм) с увеличением Ргс должно возрастать Рфл, и их величины могут почти сравняться. А поскольку величины Ргс в недрах на одних и тех же отметках неодинаковы, то отсюда следует, что Рфл в изолированных и частично изолированных пустотных пространствах этих участков тоже должны быть неодинаковыми [8].
На величины Рфл в изолированных пустотных пространствах или изолированных пористых геологических телах, безусловно, оказывают влияние и процессы преобразования 0В. Эти процессы, как известно, сопровождаются увеличением обшцх объемов веществ, в том числе и флюидов, и, следовательно, они должны приводить к повышению Рфл .
Во-первых, в открытых системах, к которым относятся большинство горных пород, процессы нефтегазообразова-ния должны начинаться значительно раньше, чем в закрытых. Блестящим примером этого является развитие процессов нефтеобразования в кальдере вулкана Узон (Камчатка) в осадках, обогащенных остатками сине-зеленых водорослей и подвергающихся в пределах термальных полей нагреву до 100 °С на глубинах всего 0,5-1,0 м от дневной поверхности [8] .
Во-вторых, в изолированных системах пустотных пространств нефтегазообразования развиваются медленнее, чем в открытых.
В-третьих, при прочих равных условиях в изолированных системах образуется больше жидких нафтидов, чем в открытых системах.
Указанные результаты позволяют сделать весьма интересные выводы. Если система изолированных пустот или геологических тел становится открытой, то остановившиеся из-за высокого Рфл в них процессы нефтегазообразования могут возобновиться. А это может произойти при трещиоб-разовании тектонических движений или из-за других причин. Следовательно, нефтегазообразование в подобных геологических телах, находящихся в пределах положительных структурных форм, может развиваться интенсивнее, чем в отрицательных. Особенно это касается геологических тел, вовлеченных в поднятия, в результате которых снижается Ргс и повышается температура, а нередко и трещинобразо-вание. При трансгрессиях и образовании надвигов (как в автохтонах, так и с аллохтонах) давление и температура в недрах также изменяются. Вполне очевидно, что эти изменения не могут не отражаться на скоростях развития процессов нефтеобразования.
Таким образом, процессы нефтеобразования, являющиеся весьма сложными, зависят от множества факторов: количества, состава, формы распределения 0В, структуры содержащих его пород, температур и давлений, строения геологических тел, степени их гидравлической изолированности.
Следовательно, удельные количества генерированных нефти и газа - мген (в тыс.т/км2) - можно представить в виде формулы [8] :
Мген = Сорг h • К1, К2- Кз, Т, Кр • Р , (9)
где Сорг - концентрация 0В, тыс т/м2 ; h - толщина, км; К1,К2 - коэффициенты, характеризующие (в долях единицы); К1 -тип 0В; К2 - морфологию 0В; Т - температура, °С; Кз - температурный коэффициент, тыс т/км2 / °С; Р - давление флюидов, МПа; Кр - барический коэффициент, тыс.т/км2 /МПа.
Одновременно на процессы генерации и на начальную миграцию углеводородов влияют следующие основные факторы: тип 0В (обогащение последнего водородом), его дисперсность, температура и степень открытости пустотных пространств. Сложнее влияние давления: с одной стороны, увеличение давления повышает подвижность жидких наф-тидов, поскольку способствует растворению в них газовых компонентов, с другой - снижает масштабы диффузии веществ. Так как процессы начальной миграции контролируют количества генерированных нафтидов, участвующих в аккумуляции, количественное влияние этого процесса лучше всего может учитываться, если его выражение через коэффициент в долях единицы - Ким. В таком случае и влияние всех факторов на этот процесс необходимо представлять в виде соответственных коэффициентов, выражение в долях единицы по отношению к количеству генерированных нафтидов. Следовательно, можно записать [8]:
КИМ = Ктов- Кмов •КтеМ •КстР • Кдав, (10)
где Ким - степень влияния на начальную миграцию; Ктов -типа 0В: Кмов - морфологического типа 0В; КТЕМ - температуры горных пород, в которых развивается миграция; КстР -
структуры горных пород (степень открытости пустотных пространств); КДАВ - давления флюидов с коэффициентом а, знак которого может меняться.
Что касается влияния морфологии, то оно заключается в первую очередь в том, что, чем больше масса генерирующего 0В, тем больше сопротивление начальной миграции образующихся при его катагенезе флюидов. Блестящим примером этого являются пласты ископаемых углей, в 1 т которых может содержаться до 30-80 метров3 газа и значительное количество жидких УВ.
Повышение температуры активизирует развитие процессов эмиграции потому что оно снижает действие сорбционных сил, а также повышает подвижность флюидов, снижая их плотность и вязкость.
Вполне очевидно, что увеличение степени открытости пустотных пространств способствует развитию начальной миграции флюидов, т.е. влияет так же, как и на процессы генерации нефти и газа. Но в отличие от последних на процессы миграции влияют и абсолютные размеры пустотных
пространств: чем они больше, тем интенсивнее развиваются процессы миграции, поскольку снижается действие капиллярных сил и, следовательно, повышается действие гравитационных сил, способствующих всплыванию нефти и газа.
Таким образом, можно представить, что удельные количества нефти и газа, поступающие в геологические тела, в которых они могут образовать скопления - МНМ (в тыс.т/км2), можно выразить так:
Мнм = Кнм Мген, (11)
где Кнм -коэффициент начальной миграции, доли единицы; МГЕН - удельные количества генерированных масс нефти и газа, тыс. т/км2.
Используя формулу (6), имеем
Мнм = Ктов •Кмов^ Ктем • Кстр • Кдав • Мген (12)
Все вышеизложенное позволяет сделать однозначный вывод о принципиальной возможности техногенного ресур-совоспроизводства нефти в литосфере.
--------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Шахновский И.М. Альтернативные концепции нефтегазообразования и современное состояние исследований по органической геохимии и нефтяной геологии // Г еология, геофизика и разработка нефтяных месторождений № 7, 2000, - С. 9-17.
2. Фрост А.В. Роль глин при образовании нефти и газа / Происхождение нефти и природного газа. М., БТЭИЦИМТНЕФТИ, 1947, - С. 65-70.
3. Козырев Е.Н., Воробьев А.Е. Конверсия рудников Северного Кавказа на физико-химическую геотехнологию получения металлов // Под редакцией проф. А.Е. Воробьева. Владикавказ, Ремарко, 2000. 200с.
4. Воробьев А.Е. Основные факторы, определяющие эффективность формирова-
ния и освоение техногенных объектов при открытой разработке рудных месторождений // Технология добычи и усреднение руд на месторождениях Средней Азии. Фрунзе, Илим. 1989. - С. 121-124.
5. Воробьев А.В. Разработка технологий воспроизводства минеральных ресурсов в литосфере / Развитие новых научных направлений и технологий освоения недр Земли. - М.: ИГД им. А. Скочинского. 2000. - С. 72-88.
6. Трубецкой К.Н., Воробьев А.Е. Классификация методов воспроизводства минерального сырья //Горный журнал №1, 1998. - С. 30-34.
7. Обрядчиков С.Н. Температурные условия образования нефти в природе // Про-
исхождение нефти и природного газа. М., БТЭИЦИМНЕФТИ., 1947, - С 70-76.
8. Проблемы происхождения нефти и газа//Под ред. О.К. Баженова. - М.: Недра. 1994. - 115 с.
9. Шахновский ИМ,.. Современные представления о генезисе нефтяных и газовых месторождений // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений №7. 1999. - С. 17-22.
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ
Воробьев Александр Егорович — профессор, доктор технических наук, Московский государственный горный университет. Хотченков Е.В. - Московский государственный горный университет.
Чекушина Е.В. - Российский университет дружбы народов.
