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 катагенных 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.
Классификации нефтей
Классификации нефтей используются для оценки состава, качества, технологических свойств, изучения истории образования и преобразования нефтей. Для этих целей составлены различныехимические, генетические и геохимические классификации,а такжетехнологическаяклассификация.
В основе технологической классификации принятой в России, лежат признаки, которые определяют технологические свойства нефти - это содержание: серы; светлых фракций, выкипающих до 350ºС; 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 основехимических 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. 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.