2.3 Геохимическая эволюция и физическая дифференциация нефтей

Факторы геохимической эволюции. Нефти, находящиеся в залежах могут изменять состав и свойства. Эти изменения происходят под влиянием катагенных, гипергенных и миграционных факторов (рис. 7). При этом катагенез и гипергенез определяют прямо противоположную направленность процессов изменения нефтей.

Катагенез нефтей. Среди категенных факторов главное значение имеет температура. Под её воздействием молекулярные структуры нефтей распадаются на более простые и устойчивы соединения. Это: метан, низкомолекулярные гомологи метана и арены – бензол, нафталин. Наименее термоустойчивыми являются нафтены. В общем, этот процесс называют метаморфизмом или метанизацией нефтей. При нормальных гидростатических давлениях он протекает в интервале температур от 120 до 180 °С.

В результате метанизации снижается плотность и вязкость нефтей, растет доля бензиновой фракции и газонасыщенность. В пределе жидкие УВ переходят в газообразное состояние, а смолисто-асфальтеновые вещества превращаются в асфальтовые битумы термально-метаморфической линии: кериты и антраксолиты.

Гипергенез нефтей. Гипергенез нефтей протекает в подзонах идио- и криптогипергенеза. Связан он с химическим окислением нефтей свободным кислородом и кислородом, растворенным в инфильтрационных водах. Гипергенез нефтей активно протекает также под воздействием анаэробных сульфатредуцирующих бактерий. Этот процесс биохимического окисления нефтей называется биодеградацией нефтей. При этом в первую очередь разрушаются алкановые УВ.

При гипергенезе нефтей в них увеличивается содержание нафтеновых и ароматических УВ, смолисто-асфальтеновых веществ и гетероатомных соединений и одновременно уменьшается содержание алканов и бензиновой фракции. В результате растет плотность и вязкость нефти, и она превращается в высоковязкие нефти (ВВН) и мальту, а затем другие природные битумы гипергенной линии: асфальты, асфальтиты, оксикериты и гуминокериты.

Физическая дифференциация нефтей. При фильтрации нефтей в порово-трещинном пространстве горных пород происходит адсорбция их тяжелых компонентов: смол, асфальтенов, гибридных и нафтеновых УВ, твердых парафинов. Происходит она также и за счёт опережающей миграции наиболее легких компонентов – алканов бензиновой фракции.

При этом химических превращений в нефтях не наблюдается, меняется только компонентный и фракционный состав нефтей. В результате в верхних частях разреза горных пород образуются залежи легких светлых нефтей – фильтратов, а на путях миграции образуются природные битумы фазово-миграционной линии: озокериты, гатчетиты. При поступлении газов или лёгких нефтей в залежи тяжёлых смолистых нефтей нерастворимые в алканах САВ выпадают в осадок. При высоких температурах в порах пород-коллекторов таких залежей образуются твёрдые битумы - кериты

Рисунок - 7. Схема изменения нефтей и образования твердых битумов (по И.С. Гольдбергу, Б.А. Лебедеву)

.

1.2.4 Классификации нефтей

Классификации нефтей используются для оценки состава, качества, технологических свойств, изучения истории образования и преобразования нефтей. Для этих целей составлены различные химические, генетические и геохимические классификации, а также технологическая классификация.

В основе технологической классификации принятой в России, лежат признаки, которые определяют технологические свойства нефти - это содержание: серы; светлых фракций, выкипающих до 350 ºС; выход базовых масел; индекс вязкости масел; и содержание парафина. Каждому признаку присвоен свой индекс и подиндексы, которые определяют количественные параметры признаков (табл. 3).

Таблица 3. Технологическая классификация нефтей (ГОСТ 912-66)

Класс нефтей по содержанию серы, %	Тип нефтей по содержанию фракций, выкипающих до 350 °С, %	Группа нефтей по содержанию масел, %	Подгруппа нефтей по индексу вязкости масел	Вид нефтей по содержанию парафина, %
I – менее 0,5	Т1 – 45 и более	М1 – 25 и более	И1 - более 85	П1 – до 1,5
II – 0,51-2,0	Т2 – 30,0-44,9	М2 - 15-25		П2 - 1,51-6,0
		М3 - 15-25	И2 - 40-85
III – более 2,0	Т3 - менее 30	М4 - менее 15		П3 более 6,0

Совокупность индексов образует шифр нефти, например: IТ₂М₃И₁П₃ означает, что нефть содержит менее 0,5 % серы, 30,0-44,9 % лёгких светлых фракций, способна дать 15-25 % базовых масел в расчёте на нефть и 30-45 % в расчёте на мазут с индексом вязкости выше 85 и содержит более 6 % парафина. Используя эту классификацию, можно легко представить товарные свойства любой нефти, технологическую схему её переработки и выход конкретных нефтепродуктов.

В основе химических классификаций лежат данные о соотношении углеводородных компонентов в составе нефтей - алканов, нафтенов и аренов в целом или только в составе бензиновой фракции, а также - показатели содержания серы, САВ, твердых парафинов и плотности нефти.

Общепринятой химической классификации в настоящее время нет. Это отражает сложность данной проблемы. Среди классификаций последних десятилетий выделяются классификации М.А. Бестужева, Т.А. Ботневой (1987), А.Э. Конторовича, О.К. Стасовой. (1978) и Ал.А. Петрова (1984).

Генетические классификации основаны на учете признаков, которые характеризуют геолого-геохимические условия накопления ОВ и образования нефтей. Такую генетическую информацию несет состав и молекулярно-массовое распределение в нефтях хемофоссилий, а также фациально-генетический тип ОВ и степень его преобразования (окисленности или метаморфизма).

Генетические классификации используются для установления генетической принадлежности или однородности нефтей как по разрезу, так и по площади нефтегазоносного региона, а также - для прогноза перспектив нефтегазоносности изучаемого региона.

Геохимические классификации основаны на учёте признаков вторичного изменения состава нефтей в залежах, которые контролируются катагенетическими, гипергенными и миграционными факторами. Эти классификации также используются для прогноза нефтегазоносности, состава нефтей и направления их миграции. Примерами геохимических классификаций нефтей являются классификация В.А. Успенского, О.А. Радченко (1964); А.Н. Резникова (1968); В.С. Соболева (1978) и другие.

Контроль знаний модуля 1.2

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. Назовите главные и основные компоненты элементного состава нефтей и их содержание в процентах.

1. Какие элементы численно преобладают в микроэлементном составе нефтей (металлы, неметаллы, галогены)?

2. Какие классы органических соединений образуют групповой состав нефтей?

3. Какие классы углеводородов (УВ) чаще преобладают в компонентном составе нефтей?

4. Алканы, с каким числом атомов углерода при нормальных условиях являются газами, жидкостями и твердыми веществами?

5. Какой тип УВ наиболее беден водородом?

6. Какие соединения нефти называются реликтовыми структурами (хемофоссилиями) и почему?

7. Какие факторы определяют плотность нефти независимо от условий её нахождения (пластовых, поверхностных), и какие факторы определяют плотность нефтей в пластовых условиях?

8. Какую информацию несет цвет нефти?

9. Назовите фракционный состав нефти.

10. Назовите сущность процесса метаморфизма и гипергенного изменения нефтей.

ТЕСТОВЫЕ ЗАДАНИЯ

1. Двумя главными и тремя основными химическими элементами нефтей являются:

а- N, б- V, в- Сl, г- Н, д- Br, е- О, ж- Ni, з- С, и- S, к- Si, л- Р, м- Мg

2. Какая группа элементов численно преобладает в микроэлементном составе нефтей

а - металлы б - галогены в - неметаллы

3. Углеводородные компоненты нефтей представляют следующие четыре группы органических соединений:

а- алканы б- алкины в- арены

г- алкены (олефин) д- нафтены е- углеводы

4. Неуглеводородные компоненты нефтей представляют следующие пять групп гетероорганических соединений:

а - кислородсодержаще б - алкены в - нафтены г - алкины

д -фосфопротеиды е – арены ж – алканы з - липиды

и - аминокислоты к – углеводы л – азотсодержащие

м – серосодержащие н смолы о- сфальтены

5. Алканы со следующими числами атомов углерода являются в нормальных условиях жидкими:

а – С₄-С₁₂ б – С₅-С₁₅ в – С₆-С₁₉ г - С₆-С₂₁

6. В составе нефтей к хемофоссилиями относятся:

а - химические соединения, близкие по структуре к некоторым биологическим веществам или их основным фрагментам

б – ароматические УВ

в – сульфиды

7. Лёгкие светлые фракции нефтей выкипают в следующем интервале температур:

а – 35-350 °С б – 35-200 °С в - 35-250 °С г - 35-400 °С

8. При температурах до 350 °С выкипают следующие три фракции нефтей:

а – дизельное топливо (газойль) б – керосин в – гудрон

г –мазут д – бензин е - масла смазочные

9. При метанизации (метаморфизме) нефтей их изменения идут в следующих четырёх направлениях:

а – увеличении газосодержания.

б – увеличении плотности и вязкости.

в – распаде молекулярных структур на более простые и устойчивые соединения.

г – увеличении содержания нафтенов.

д – увеличении содержания УВ бензиновой фракции.

е – увеличении доли гетероатомных соединений.

ж - увеличении доли алканов и аренов за счёт нафтенов

10. При биодеградации нефтей их изменения идут в следующих трёх направлениях:

а – увеличение доли гетероатомных соединений, смол и асфальтенов.

б – увеличение плотности и вязкости нефтей.

в – распад молекулярных структур на более простые и устойчивые соединения.

г – увеличение содержания нафтенов и аренов.

д – увеличение содержания алканов и УВ бензиновой фракции.