Продуктам природного изменения нефтей, в частности тяжелым (высоковязким) нефтям и природным битумам с каждым годом уделяется все большее и большее внимание геологами-нефтяниками и нефтегазодобывающими компаниями.
Это обусловлено тем, что мировые запасы этих полезных ископаемых уже превышают запасы обычной (по сравнению с ними «легкой») нефти. В качестве примера приведем соотношение разведанных запасов обычной нефти, природных битумов и высоковязких (тяжелых) нефтей (рис. 4.35).
В нашей стране основные выявленные скопления высоковязких нефтей и природных битумов сосредоточены в Западной Сибири, республиках Удмуртия и Коми, Архангельской области, Татарстане, на территории Сахалина, Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и др. Однако целенаправленные поиски именно этих полезных ископаемых практически не проводятся. Поэтому уже в недалеком будущем эта проблема станет приоритетной и, следовательно, «ляжет на плечи» тех, кто сейчас еще сидит на студенческой скамье.
А теперь по существу вопроса. Прежде чем мы расскажем о продуктах природного преобразования нефтей, кратко остановимся на значении термина «битум» (в переводе означает «вспыхивающая смола»). К сожалению, этот термин, имеющий многовековую историю, иногда употребляется для обозначения различных веществ и значений. В практике термин «битум» в основном применяется в трех принципиально разных значениях. В генетическом - включающим все родственные нефти твердые и жидкие вещества, а также их аналоги, образующиеся в результате термической деструкции органического вещества пород. В аналитическом (в настоящее время используется термин «битумоид») - природное вещество, растворимое в органических растворителях, например, в хролоформе, бензоле, спирто-бензоле, петролейном эфире, ацетоне и др. В техническом - «технобитум», природные асфальты, продукты переработки нефти, угля, торфа и др., использующиеся в качестве сырья в дорожном строительстве, гидроизоляции и т.д.
В советской и российской нефтяной геологии для обозначения только твердых или вязких битумов введено понятие «природные битумы» или «эпинафтиды», которое не включает горючие природные газы и нефти. Как уже говорилось выше, в настоящее время наиболее широко используется генетическая классификация каустобиолитов, разработанная BA. Успенским и О.А. Радченко, в который выделяются каустобиолиты нефтяного (битумного) ряда.
Имеются и другие классификации, в том числе игнорирующие генезис каустобиолитов. Наиболее значимая из них предложена Н.Б. Вассоевичем и В.Н. Муратовым. Эти исследователи, исходя из представления о ведущей роли углерода в составе горючих ископаемых, предложили новый термин карботены, который включает в себя горючие ископаемые как органического, так и неорганического происхождения.
Для обозначения каустобиолитов угольного ряда ими предложен термин - карбониты, а для обозначения каустобиолитов нефтяного (битумного) ряда - нафтониты. В группу нафтонитов входят нафтиды (природные горючие газы, нефти и продукты ее преобразования в природных условиях), нафтоиды (нефтеподобные вещества, не связанные, генетически с нефтями и являющиеся продуктом термической деструкции органического вещества пород) и магманафтоиды - углеводороды, связанные с магматической деятельностью. В свою очередь нафтониты; образовавшиеся в зонах контактного метаморфизма, названы пиронафтоидами, а в зонах динамометаморфизма - тектонафтоидами (рис. 4.36).
Авторы не планировали отразить положение природных битумов в ряду нафтонитов. Однако это важно для понимания процессов образования и преобразования каустобиолитов нефтяного (битумного) ряда, а также и образования и преобразования битуминозных веществ, являющихся продуктами деструкции и возгонки органического вещества пород. Поэтому классификация нафтонитов с учетом положения в ней природных битумов приведена на рис. 4.37.
В.А. Успенский, О.А. Радченко и др. на основе изучения химического состава горючих природных газов, нефтей и продуктов природного преобразования нефтей (с учетом их положения в генетическом ряду) выделили 12 классов нафтидов (табл. 4.15).
Наиболее обоснованная схема процессов битумогенеза, учитывающая генетическую классификацию кауетобиолитов нефтяного (битумного) ряда В.А. Успенского и О.А. Радченко, схемы изменения нефтей и образования твердых битумов И.С. Гольдберга и В.А. Лебедева, а также работ других исследователей, была разработана в 1979 г. O.K. Баженовой.
Схема во многом детализирует, уточняет, дополняет и объясняет процессы образования и преобразования каустобиолитов нефтяного (битумного) ряда в классической классификации каустобиолитов, разработанной В.А. Успенским и О.А. Радченко. Отличительной особенностью этой схемы является и то, что она очень доступна для восприятия и изучения,
O.K. Баженова с соавторами с позиций условий формирования состава и свойств нафтидов (и/или нафтоидов) выделяет генетические процессы битумогенеза: гипрегенные, миграционно-фильтрационные и термальнометаморфические. Соответственно, генетические группы веществ подразделяются по химическому составу на различные классы. Однако здесь имеется одна особенность. Некоторые вещества (например, асфальтиты) могут образовываться в результате разных процессов: гипергенных, миграционно-фильтрационных и термально-метаморфических. Поэтому в классификации продуктов природного изменения нефтей O.K. Баженовой эти вещества размещены во все процессы, соответствующие их образованию (рис. 4.38).
Наиболее многочисленной и распространенной в природе группой веществ являются нафтиды, которые образовались в зоне гипергенеза в результате гипергенных (окислительных) процессов.
В зоне гипергенеза происходит дегазация нефтей и воздействие на них инфильтрационных вод, содержащих кислород и микроорганизмы (в настоящее время известно более ста видов бактерий, грибов и плесеней, паразитирующих на нефти). Эти углеводородоокисляющие микроорганизмы могут существовать при достаточно жестких условиях: температуре до 80-90 °C и минерализации пластовых вод до 200 г/л). В результате их деятельности происходит окисление различных компонентов нефтей, вымывание водорастворимых веществ и биодеградация нефтей на границе нефть-вода.
Как правило, этот процесс наиболее интенсивно протекает на сравнительно малых глубинах в интервале температур 60-70 °C, однако в природе встречаются биодеградированные нефти и на больших глубинах, что позволяет их отнести к палеогипергенным.
Как показывают экспериментальные исследования, микроорганизмы в первую очередь усваивают алканы нормального строения C10-C20. Вслед за ними бактериальной атаке подвергаются моно- и биразветвленные алканы. В целом этот процесс идентифицируется по закономерному уменьшению соотношений н-алканов к суммарному содержанию их изомеров в ряду C10-C20, например, н-С10/Σизо-С10, н-С11/Σизо-С11 и т.д. Значительно увеличивается и суммарное отношение пристана и фитана к суммарному содержанию н-C17 и н-C18.
Вслед за разрушением углеводородов нормального строения интенсивность разложения образует определенный ряд: моноциклические нафтеновые углеводороды - ароматические углеводороды бензольного ряда - изо-преноидные углеводороды.
Некоторые особенности изменения геохимических параметров при биодеградации нефтей приведены в табл. 4.16.
В зависимости от термобарических условий и степени бактериального воздействия может образоваться весьма широкий спектр дериватов нефтей от слабо деградированных до тяжелых и вязких нефтей и в конечном итоге природных битумов.
Именно этим процессам обязано возникновение непрерывного генетического ряда веществ; мальты - асфальты - асфальтиты - оксикериты -гуминокериты, которые по О.К. Баженовой и образуют I подгруппу нафтидов.
II подгруппа нафтидов также образуется в результате гипергенных процессов. Однако в нее входят нафтиды, которые образовались в результате миграционно-фильтрационных процессов. Это так называемые оксибитумы, (озокериты), которые попали в зону гипергенеза и подверглись микробиальному окислению.
Нафтиды, образовавшиеся в результате фильтрационно-миграционных процессов, связаны с изменениями состава высокопарафинистых нефтей и тяжелых конденсатов и их фазово-ретроградных превращений. В процессе восходящей миграции давление в пласте снижается. Поэтому в результате ретроградной конденсации происходит накопление и последующее выпадение из тяжелых конденсатов наиболее высокомолекулярных, в первую очередь, парафиновых, а также асфальтово-смолистых компонентов нефтей. Этот процесс приводит к образованию и последующему преобразованию озокеритов и озокеритоподобных веществ - гатчетитов и асфальтенитов, которые образуются в результате деасфальтизации нефтей.
В термально-метаморфическую группу нафтидов входят вещества, образовавшиеся в результате разных процессов и которые различаются по составу исходного вещества. Выделяются две генетические подгруппы: в первую генетическую подгруппу входят продукты метаморфического преобразования нафтидов. По степени преобразованности они образует генетический ряд: кериты, альбертиты, импсониты и антраксолиты. По степени метаморфизма антраксолиты подразделяются на низшие, средней степени метаморфизма и высшей степени метаморфизма. Во вторую генетическую подгруппу входят природные битумы, представляющие собой продукты пиролиза и возгонки органического вещества пород (нафтоиды).
Вторая генетическая подгруппа веществ представляет собой различные нефтеподобные продукты - нафтоиды. По химическому составу нафтоиды практически не отличаются от нафтидов, но их распространение в природе имеет локальный характер.
Образование этих веществ связано, в основном, с двумя процессами: деструкцией и возгонкой органического вещества при контактном метаморфизме, а также тектоническими деформациями, сопровождающимися сверхвысокими давлениями (тектонафтоиды).
Некоторые продукты природного изменения нефтей (высоковязкие нефти, мальты) относятся к трудно извлекаемым запасам углеводородов. Однако кроме углеводородов они, как правило, содержат целый набор гетероорганических соединений и ценных металлов, в том числе ванадий и никель в концентрациях экономически выгодных для рассмотрения вопроса о целесообразности их добычи в промышленных целях. Промышленное освоение таких месторождений сопряжено со значительными затратами, связанными с применением специальных энергоемких технологий добычи, транспортировки к местам переработки, а также сложностью самой переработки.
В нашей стране делаются практически первые подвижки к созданию новых технологий добычи этих полезных ископаемых. Так, например, с 2007 г. предприятия, разрабатывающие месторождения сверхвязкой нефти (вязкость в пластовых условиях более 200 мПа-с), освобождены от уплаты налогов.
Однако это - только первый шаг к развитию этой практически новой отрасли нефтедобычи и нефтепереработки. В некоторых странах - США, Канаде, Венесуэле - энергетический кризис 70-х годов прошлого века заставил принимать крупномасштабные финансовые решения на вовлечение высоковязких нефтей и битумов в процессы разработки и рациональной переработки, что привело к созданию у них практически новой отрасли промышленности.
Потребности этих стран в таком стратегически важном сырье, как ванадий и никель, полностью удовлетворяются за счет их извлечения из высоковязких нефтей и мальт. У нас, к сожалению, только сейчас отказались от применения воздействия на пласт метода внутрипластового горения, при котором происходила не только потеря от 10 до 40 кг нефти на 1 M3 пласта, но и практически полная потеря металлов в добываемом продукте.
Применение паротеплового воздействия на пласт снизили до 10-15 % потери попутных компонентов, но и во многом повысили себестоимость конечного продукта из-за высокой стоимости производства пара, а также сложностями с транспортировкой конечного продукта к местам переработки, так как прокачка этого продукта по магистральным трубопроводам приводит к значительному ухудшению товарных качество стандартных нефтей, пользующихся этими трубопроводами.
Комплексное решение этой проблемы было предложено специалистами ВНИГРИ совместно с ВНИИ НП и Ленгипронефтехимом, которые на основе процесса висбрекирования предложили метод территориального и технологического совмещения добычи и переработки высоковязких нефтей и природных битумов по которому предлагается непосредственно на промысле строительство установок термического крекинга. Они позволят сразу получать из нефти бензин, дизельное и моторное топливо и нефтекокс, содержащий попутные металлы.
Проведенные технико-экономические расчеты показали, что практическое применение этого метода обеспечит переработку высоковязких нефтей и битумов более, чем на 80 %, а с газификацией кокса - до 90 % и выше. Еще один очень важный экономический положительный момент применения этого метода состоит в том, что газ и часть углеводородных фракций могут быть использованы для теплового воздействия на пласт, что намного снизит общие затраты на добычу этих полезных ископаемых.
Учитывая, что такие установки уже созданы и начато опытное их применение, остается надеется, что правительственная поддержка этого нового для нашей страны научного и практического направления будет распространена в масштабах России.
- Геохимическая классификация нефтей
- Неуглеводородные компоненты, входящие в состав нефтей
- Углеводородные компоненты, входящие в состав нефтей
- Элементный, изотопный, фракционный и групповой углеводородный составы нефти
- Физико-химические свойства нефтей
- Общая характеристика нефтяных систем
- Нефтегазоматеринский потенциал и метод его определения
- Генетические типы органического вещества и основные стадии его преобразования в процессе катагенеза. Образование нефти и газа
- Битумоиды и кероген - важнейшие компоненты органического вещества
- Особенности распределения органического вещества в литосфере