Состав и возраст земной коры

В качестве основных аргументов для подкрепления неорганической теории происхождения нефти сторонники её приводят следующие факты:

1. Наличие месторождений  нефти в кристаллических породах  фундамента.

2. Нефтегазопроявления,  нахождение углеводородов в продуктах  деятельности вулканов, в космосе,  «в трубках взрыва».

3. Факты получения  углеводородов лабораторным путем, в условиях высоких температур и давлений (реакция Фишера-Тропша).

4. Присутствие углеводородных  газов и жидких углеводородных  флюидов в глубоких скважинах,  вскрывших кристаллический фундамент  (в Татарстане Миннибаевская и  Новоелховская скважины, скважина Гравберг в Швеции и др.).

5. Невозможность объяснения  с позиций органической теории  огромных концентраций нефти  в гигантских месторождениях  мира, невозможность объяснения, как  происходит отрыв рассеянных  углеводородов от материнской  толщи (эмиграция).

6. Молодой (кайнозойский) возраст залежей газа и постпалеозойский (преимущественно кайнозойский) возраст  залежей нефти на древних платформах. В.Б.Порфирьев считал, что все  известные в мире нефтяные  месторождения образовались недавно  - в промежутке времени от миоцена до четвертичного периода. К.Б.Аширов также считал, что все залежи нефти недавно формировались, в результате альпийских тектонических движений.

3. Фракционный,  химический и физический состав  нефти и газа

Заключающие нефть породы обладают сравнительно высокой пористостью и достаточной для её извлечения проницаемостью. Породы, допускающие свободное перемещение и накопление в них жидкостей и газов, называются коллекторами. Пористость коллекторов зависит от степени отсортированности зёрен, их формы и укладки, а также и от наличия цемента. Проницаемость определяется размером пор и их сообщаемостью. Главнейшими коллекторами нефти являются пески, песчаники, конгломераты, доломиты, известняки и другие хорошо проницаемые горные породы, заключённые среди таких слабопроницаемых пород, как глины или гипсы. При благоприятных условиях коллекторами могут быть трещиноватые метаморфические и изверженные породы, находящиеся в соседстве с осадочными нефтеносными породами.

Часто нефтяная залежь занимает лишь часть коллектора и поэтому в зависимости от характера пористости и степени цементации породы (гетерогенности залежи) обнаруживается различная степень насыщенности нефтью отдельных её участков в пределах самой залежи. Иногда этой причиной обусловливается наличие непродуктивных участков залежи. Обычно нефть в залежи сопровождается водой, которая ограничивает залежь вниз по падению слоёв либо по всей её подошве. Кроме того, в каждой залежи нефти вместе с ней находится т. н. плёночная, или остаточная вода, обволакивающая частицы пород (песков) и стенки пор. В случае выклинивания пород коллектора или обрезания его сбросами, надвигами и т п. дизъюнктивными нарушениями залежь может либо целиком, либо частично ограничиваться слабопроницаемыми породами. В верхних частях нефтяной залежи иногда сосредоточивается газ (т. н. «газовая шапка»). Дебит скважин, помимо физических свойств коллектора, его мощности и насыщения, определяется давлением растворённого в нефти газа и краевых вод. При добыче нефти скважинами не удаётся целиком извлечь всю нефть из залежи, значительное количество её остаётся в недрах земной коры.

Для более полного  извлечения нефти применяются специальные  приёмы, из которых большое значение имеет метод заводнения (законтурного, внутриконтурного, очагового).

Нефть в залежи находится под давлением (упругого расширения и/или краевой воды и/или газа, как растворённого так и газовой шапки) вследствие чего вскрытие залежи, особенно первыми скважинами, сопровождается риском газонефтепроявлений (очень редко фонтанными выбросами нефти). Весьма продолжительное время (со 2-й половины XIX в.) геологи полагали, что нефтяные залежи приурочиваются почти исключительно к антиклинальным складкам, и только в 1911 И.М. Губкиным был открыт в Майкопском районе новый тип залежи, приуроченной к аллювиальным пескам и получившей название «рукавообразной». Спустя более 10 лет подобные залежи были обнаружены в США.

Дальнейшее развитие разведочных работ в СССР и  в США завершилось открытием  залежей, связанных с соляными куполами, приподнимающими, а иногда и протыкающими осадочные толщи. Изучение нефтяных месторождений показало, что образование нефтяных залежей обусловлено различными структурными формами изгибов пластов, стратиграфическими соотношениями свит и литологическими особенностями пород. Предложено несколько классификаций месторождений и залежей нефти как в России, так и за рубежом. Нефтяные месторождения различаются друг от друга по типу структурных форм и условиям их образования. Залежи нефти и газа различаются друг от друга по формам ловушек-коллекторов и по условиям образования в них скоплений нефти.

Физические  свойства. Нефть - жидкость от светло-коричневого (почти бесцветная) до тёмно-бурого (почти чёрного) цвета (хотя бывают образцы даже изумрудно- зелёной нефти).

Средняя молекулярная масса 220 -- 300 г/моль (редко 450 -470).

Плотность 0,65 - 1,05 (обычно 0,82 - 0,95) г/см; нефть, плотность которой ниже 0,83, называется лёгкой, 0,831 - 0,860 - средней, выше 0,860 тяжёлой Плотность нефти, как и других углеводородов, сильно зависит от температуры и давления.

Плотность нефтей определяют при температуре +20 °С. Она колеблется в пределах 0,730-1,06. Плотность азербайджанских  нефтей 0,78-0,93, грозненских 0,84-0,87. В восточных  районах РФ она изменяется в среднем  от 0,852 до 0,899. Плотность калифорнийских нефтей 0,78-0,93, а некоторых мексиканских нефтей около 1,05.

В США плотность нефти  определяют в градусах АНИ (Американский нефтяной институт) при 60 °F (около 15,50С); плотность воды в этой системе  равна 10° АНИ. Пересчетная формула  от градусов АНИ к системе, принятой в России, следующая

откуда 10° АНИ соответствуют p1515 = 1.

Вязкость или внутреннее трение - в СИ динамическая вязкость нефти намеряется в Па•с, кинематическая - в м²/с.

Условная вязкость в  градусах Энглера (°ВУ) представляет собой отношение времени истечения из вискозиметра 200 см³ испытуемой жидкости к «водному числу» - времени истечения 200 см³ дистиллированной воды при +20 °С, обычно равному 50-52 с.

Вязкость нефтей колеблется в широких пределах и зависит  от пластового давления, температуры и растворенного в нефти газа. Зависимость вязкости от давления весьма незначительная; с увеличением температуры вязкость нефти уменьшается; с увеличением количества растворенного газа она заметно уменьшается.

Вязкость нефти играет большую роль при движении ее по пласту. От величины вязкости нефти и от ее соотношения с вязкостью воды зависят динамика обводнения залежи и условия эффективной добычи нефти.

Поверхностное натяжение  жидкости заключается в противодействии  нормальным силам, приложенным к этой поверхности и стремящимся изменить ее форму. Единицы измерения Н/м или Дж/м2.

Поверхностное натяжение  существует на границе раздела любых  двух фаз. В среднем его величина на границе нефти с воздухом составляет 2,5-3,5 Н/м², а с водой - 7,2-7,6 Н/м² (поверхностное натяжение вод нефтяных месторождений вследствие их минерализации достигает 7,9 Н/м²).

Это свойство имеет существенное значение при движении нефти в  пористой среде. В самом деле, поровое  пространство нефтяных пластов в  значительной части представлено капиллярными трубками переменного сечения, поэтому частицы нефти при своем движении по этим капиллярам должны менять форму и поверхность. При этом на преодоление сил поверхностного натяжения расходуется часть пластовой энергии: чем больше величина поверхностного натяжения, тем больше будет расходоваться пластовой энергии на его преодоление.

Обычно, чем больше плотность  нефти, тем больше ее поверхностное  натяжение; с ростом пластового давления его величина также несколько  возрастает; с увеличением количества растворенного газа и повышением температуры поверхностное натяжение нефти уменьшается.

Нефть содержит большое  число разных органических веществ  и поэтому характеризуется не температурой кипения, а температурой начала кипения жидких углеводородов (обычно >28 °C, реже 100 °C в случае тяжёлых немфтей) и фракционным составом - выходом отдельных фракций, перегоняющихся сначала при атмосферном давлении, а затем под вакуумом в определённых температурных пределах, как правило до 450-500 °C (выкипает ~ 80 % объёма пробы), реже 560-580 °C (90-95 %). Температура кристаллизации от ?60 до +30 °C; зависит преимущественно от содержания в нефти парафина (чем его больше, тем температура кристаллизации выше) и лёгких фракций (чем их больше, тем эта температура ниже).

Нефть - легковоспламеняющаяся жидкость; температура вспышки от 35 до 121 °C (зависит от фракционного состава и содержания в ней растворённых газов). Нефть растворима в органических растворителях, в обычных условиях не растворима в воде, но может образовывать с ней стойкие эмульсии. В технологии для отделения от нефти воды и растворённой в ней соли проводят обезвоживание и обессоливание.

 Элементный состав нефти и газа. Нефть представляет собой смесь около 1000 индивидуальных веществ, из которых большая часть - жидкие углеводороды (> 500 или обычно 80-90 % по массе) и гетероатомные органические соединения (4-5 %), преимущественно сернистые (около 250), азотистые (> 30) и кислородные (около 85), а также металлоорганические соединения (в основном ванадиевые и никелевые); остальные компоненты - растворённые углеводородные газы (C1-C4, от десятых долей до 4 %), вода (от следов до 10 %), минеральные соли (главным образом хлориды, 0,1-4000 мг/л и более), растворы солей органических кислот и др., механические примеси (частицы глины, песка, известняка).

Разделим соединения входящие в состав нефти на пять групп:

1) Парафины (алканы) - устойчивые  насыщенные соединения, характеризующиеся  формулой CnH2n+2, имеют прямую или  разветвленную цепь.

2) Нафтены (циклоалканы) - насыщенные циклические соединения, характеризующиеся формулой CnH2n, оба атома водорода в которых могут быть замещены алкильными группами.

3) Ароматические углеводороды (арены) - ненасыщенные циклические  соединения ряда бензола, характеризующиеся  формулой CnHn, содержат в кольце на шесть атомов водорода меньше, чем соответствующие нафтены; атомы водорода в этих соединениях могут быть также замещены алкильными группами.

4) Гетероатомные (серо-, азот- и кислородсодержащие) и минеральные  соединения, содержащиеся во всех нефтях, являются нежелательными компонентами, поскольку резко ухудшают качество получаемых нефтепродуктов, осложняют переработку (отравляют катализаторы, усиливают коррозию аппаратуры и т.д.) и обусловливают необходимость применения гидрогенизационных процессов.

5) Гибридные углеводороды - химические соединения, включающие  в себя элементы 3-х первых групп.

Между содержанием гетероатомных  соединений и плотностью нефтей наблюдается  вполне закономерная зависимость: легкие нефти с высоким содержанием светлых фракций бедны гетеросоединениями и, наоборот, ими богаты тяжелые нефти. В распределении их по фракциям наблюдается также определенная закономерность: гетероатомные соединения концентрируются в высококипящих фракциях и остатках.

Основную часть нефти и нефтепродуктов составляют углерод (83-87%) и водород (12-14%). Их содержание, иногда и соотношение, полезно знать для расчетов некоторых процессов. Например, теплота сгорания котельных топлив является важным показателем, от которого зависит расход топлива. Теплота сгорания зависит от элементного состава топлив. Высокая теплота сгорания жидких топлив объясняется высоким содержанием в них водорода и углерода и малой зольностью. Входящие в состав топлива кислород, азот, влага и негорючие минеральные вещества являются балластом.

Процентное отношение  массового содержания водорода к  содержанию углерода (100НС) показывает, сколько необходимо добавить водорода к сырью в процессе гидрокрекинга, чтобы получить желаемые продукты. Отношение 100 Н/С в бензине равно 17-18, в нефти 13-15, в тяжелых фракциях 9-12. Данные элементного состава и структурно-группового состава узких фракций масел и тяжелых остатков, из которых выделение индивидуальных соединений невозможно, позволяет значительно расширить представления о структуре веществ, входящих в эти фракции, и построить модель их «средней» молекулы.

 Во всех нефтях  наряду с углеводородами имеется  значительное количество соединений, включающих такие гетероатомы,  как сера, азот и кислород. Содержание  этих элементов зависит от возраста и происхождения нефти. Содержание серы может составлять от 0,2 до 7,0%, кислорода в нефти содержится от 0,05 до 3,6%, а содержание азота не превышает 1,7%.

Распределение гетероатомов по фракциям нефти неравномерно. Обычно большая их часть сосредоточена в тяжелых фракциях и, особенно, в смолистой ее части. Серосодержащие соединения. Как и кислородсодержащие соединения нефти, серосодержащие неравномерно распределены по ее фракциям. Обычно их содержание увеличивается с повышением температуры кипения. Однако в отличие от других гетероэлементов, содержащихся в основном в асфальто-смолистой части нефти, сера присутствует в значительных количествах в дистиллятных фракциях.

Литература

1. Алиев А.И. Грязевые вулканы - очаги периодической газогидродинамической разгрузки быстропогружающихся осадочных бассейнов и важные критерии прогноза газоносности больших глубин.//  Геология нефти и газа. - 2006. - № 5.
2. Алексеенко В.А. Экологическая геохимия. – М.: Логос, 2000. – 627 с.
3. Баженова О.К. Геология и геохимия нефти и газа. -  М. 2004.
4. Запивалов Н.П. Флюидодинамические модели залежей нефти и газа Н.П. Запивалов, И.П. Попов. - Новороссийск: Изд-во СО РАН, 2003.
5. Кропоткин П.Н. Тектонические напряжения в земной коре // Геотектоника. 1996. № 2. С.
6. Лапинская Т.А. Древнейшие метаморфические толщи фундамента как возможный источник углеводородов осадочного чехла Т.А. Лапинская, Л.П. Попова, А.В.Постников Нефтегазоносность фундамента осадочных бассейнов. - М.: Изд-во РГУНГ, 2008.
7. Напряженное состояние земной коры: (По измерениям в массивах горных пород). М.: Наука, 1993. 188 с.
8. Муслимов Р.Х. Потенциал фундамента нефтегазоносных бассейнов // ТЭК. - 2004. - № 2.
9. Плотникова И.Н. Зоны разуплотнения кристаллического фундамента Волго-Уральской антеклизы как потенциальные нефтегазовые объекты: дис. докт. геол.-минер. Наук. - Казань, 2002.