4.2 Теория органического осадочно-миграционного происхождения нефти

Идея органического происхождения нефти впервые была высказана Ломоносовым (1763 г.). Из литературы известен ряд гипотез органического происхождения нефти, по - разному трактующих состав исходного материала, условия и форму его накопления и захоронения, балансовую сторону процесса, условия и факторы превращения в нефть, факторы и виды миграции последней. Все эти гипотезы объединяет представление об органическом характере исходного материала, генетической связи его накопления и преобразования с осадочными породами, благоприятной фациальной обстановкой и превращением в нефть захороненного материала в осадочной оболочке Земли. Это обстоятельство позволило Вассоевичу назвать теорию о происхождении нефти не просто органической, а органической осадочно-миграционной.

Аргументация органической теории происхождения нефти может быть геологической и геохимической.

Геологическая аргументация:

1. Многие промышленные залежи нефти на Земном шаре приурочены к осадочным отложениям. Лишь как исключение несколько месторождений обнаружено в кристаллических изверженных породах. Но и эти залежи всегда находятся в контакте с осадочными породами, из которых могла просочиться нефть. Осадочные породы являются не только вместилищем для нефти, но и средой, в которой совершался процесс нефтеобразования.

2. Существует явная и прямая связь между процессами нефтеобразования, углеобразования и процессами накопления битумов и дисперсного органического вещества.

3. Нефть и генетически связанные с ней асфальты имеют сходный состав с другими горючими ископаемыми органического происхождения – углями и сланцами.

4. Процессы нефтеобразования совершались во все геологические эпохи. Имеются залежи нефти в породах кембрийского возраста, насчитывающих свыше 500 млн. лет, и в молодых – третичных отложениях, имеющих возраст 20 – 30 млн. лет.

Геохимическая аргументация:

1. В нефти обнаружены оптически активные вещества биогенного происхождения. Такие же вещества найдены в битумоидах осадочных пород, с которыми нефть генетически связана.

2. В составе нефти содержатся также соединения, имеющие бесспорно биогенное происхождение. Их называют биологические метки, биологические маркеры или биофоссилии. Сюда относятся: порфирины, алканы нормального строения, изопреноидные углеводороды и углеводороды стероидного строения. Такие же соединения обнаружены и в составе битумоидов дисперсного органического вещества осадочных пород.

3. Кроме указанных выше соединений изучен групповой и индивидуальный углеводородный состав битумоидов дисперсного органического вещества и нефтей. Методами газожидкостной хроматографии и масс-спектроскопии изучен индивидуальный состав легких углеводородов С₆ – С­₉. Количественные соотношения и закономерности индивидуального углеводородного состава битумоидов осадочных пород оказались совершенно такими же, как и для нефтей.

5. Классификация нефтей

Главными элементами в составе нефтей являются углерод (82-87%) и водород (12-14%), следовательно, основными компонентами нефти являются углеводороды, т.е. соединения, молекулы которых состоят из углерода и водорода. Их содержание в различных нефтях составляет, в среднем, 30-70%. В газоконденсатах содержание углеводородов может достигать 100%.

В нефтях представлены углеводороды трех классов: алканы, циклоалканы и арены. В последние десятилетия в некоторых нефтях Восточной Сибири и Татарии были найдены алкены. Помимо углеводородов в состав нефти входят также гетероатомные органические соединения: кислород-, азот-, серосодержащие соединения и смолисто-асфальтеновые вещества.

В мире насчитывается десятки тысяч нефтяных месторождений. Нефти, получаемые с этих месторождений, различаются по химическому составу, свойствам, потенциальным возможностям получения из них нефтепродуктов. В связи с этим, важное значение имеет классификация нефтей. Удачная классификация может оказать помощь в решении вопросов генезиса нефтей, поиске и разведке нефтяных месторождений, а также в выборе путей переработки нефтей. Основными видами классификации нефтей являются химическая и технологическая.

В основу химической классификации положен химический состав нефтей, т.е. преимущественное содержание в нефти какого-либо одного или нескольких классов углеводородов. Согласно этой классификации различают нефти: парафиновые, нафтеновые, ароматические, смешанные. При отнесении нефти к одному из этих типов исходят из того, что представители данного класса углеводородов содержатся в данной нефти в количестве более 50%. Например, нефти полуострова Мангышлак – парафиновые, бакинские нефти – нафтеновые. Большинство перерабатываемых в промышленности нефтей относятся к нефтям смешанного типа, т.е. когда представители другого класса углеводородов содержатся в нефти в количестве не менее 25% (парафино-нафтеновые, нафтено-ароматические). Например, многие Волго-Уральские нефти парафино-нафтеновые. Редко встречаются нефти, в которых представители всех трех классов углеводородов содержатся примерно в одинаковых количествах: парафино-нафтено-ароматические (Майкопская нефть).

Однако эта классификация нефтей довольно условна, поскольку углеводородный состав даже нефти одного месторождения меняется при переходе от одного горизонта залегания к другому.

В технологической классификации нефтей учитывают такие показатели, как плотность нефтей, массовое содержание светлых фракций, массовое содержание серы, смолисто-асфальтеновых соединений, твердых парафинов.

По плотности различают нефти: легкие с плотностью до 0,84 г/см³ , средние - 0,84-0,88 г/см³ и тяжелые- 0,88-0,92 г/см³ и выше.

По содержание серы, согласно ГОСТ 51858-2002, нефти подразделяютна малосернистые до 0,6% серы, сернистые от 0,61 до 1,8%, высокосернистые от 1,81 до 3,5% и особо высокосернистые - свыше 3,5% серы.

По содержанию смолисто-асфальтеновых веществ: малосмолистые нефти - до 10%, смолистые - от 10 до 20%, высокосмолистые - от 20 до 35% асфальтеново-смолистых веществ.

По содержанию твердых парафинов: малопарафинистые нефти - до 5% парафина, парафинистые - от 5 до 10%, высокопарафинистые - более 10% парафина.

Большое значение для определения возможности дальнейшего использования нефти имеет содержание в нефтях светлых фракций (фракций, выкипающих до 300⁰ С). Низким считается содержание светлых фракций до 25%, средним от 25 до 50%, высоким - от 50 до 100%.