О термодинамическом обосновании закономерности расположения нефтегазовых месторождений
М. А. Липовский
Природа и расположение месторождений нефти и газа изучаются с точки зрения объяснения геологических условий формирования залежей и с точки зрения протекания возможных химических процессов, приводящих к образованию нефти и газа из исходного вещества. Однако эта проблема до сих пор не решена однозначно. Но по мере сближения данных геологии и химии - главных факторов в вопросах нефтеобразования - выясняются новые детали, что в конечном счете должно привести к открытию строгой закономерности в этом явлении природы.
В данной статье делается попытка применить принципы химической термодинамики для выяснения закономерностей расположения нефтегазовых месторождений.
Нефть независимо от точки зрения на ее происхождение, бесспорно, является смесью большой группы химически индивидуальных веществ и с течением времени изменяется. Дальше начинаются расхождения: по одной гипотезе нефть (и газ) - продукт усложнения простых органических соединений, по другой - образование нефти есть процесс деградации комплекса сложных гетерогенных углеводородных соединений с постепенным выделением углеводородов более простого строения. Вторая гипотеза, по-видимому, вернее.
Нефть на протяжении своего существования изменяется от сложного к простому, к конечным продуктам - воде и углекислому газу. Следовательно, нефть и газ в каждый данный момент представляют собой звенья непрерывного процесса превращения органического вещества.
В работах ряда исследователей [1, 2, 3] освещены вопросы энергетической направленности процессов превращения нефти; показано, что в процессе самопроизвольного преобразования веществ, составляющих нефть, основными являются внутренние движущие силы. Внешние факторы эпизодически могут ускорять или тормозить процесс изменения нефти, но в большинство случаев они играют подчиненную роль.
Все коренные изменения, происходящие в нефти в течение ее существования, объясняются снижением уровня свободной энергии, приобретенной компонентами нефти во время фотосинтеза.
Из термодинамики следует, что самопроизвольно могут протекать те реакции, в результате которых уменьшается свободная энергия или возрастает энтропия изменяющейся системы [4]. Количество свободной энергии характеризует реакционную возможность: из двух систем менее реакционноспособна та, которая обладает меньшим запасом свободной энергии, т. е. чем дальше в сторону получения более устойчивых соединений прошел процесс, тем меньше свободной энергии в системе.
Применение термодинамики для решения вопросов образования нефти дает возможность изучать химические процессы суммарно без учета механизма протекающих реакций и их последовательности.
Если мы рассмотрим ряд нефтяных месторождений, расположенных на одной территории в одинаковых геологических условиях, то, изучив термодинамические параметры углеводородов, приуроченных к соответствующим месторождениям, можно сделать заключение об их генетической связи.
В качестве параметра было взято изменение свободной энергии (термодинамического потенциала) газовой фазы, как более подвижной, а, следовательно, более однородной.
Все колебания состава газов по площади, которые можно объяснить действительными отклонениями и погрешностями определения, сведены к одной величине SDZ°298.16, характеризующей способность данной природной газовой смеси к химическим превращениям. Применять эту величину целесообразно, так как она объединяет свойства отдельных компонентов природного газа, не имеющие видимых связей, в единую стройную систему, основанную на внутренних качествах, присущих каждому индивидуальному соединению.
В случае подтверждения высказанных соображений, их в комплексе с другими методами можно было бы использовать для определения возраста, направления пути миграции, корреляции, поисков. Для расчета использовались величины стандартных свободных энергий при 25° С -SDZ°298.16 (см. табл. 1).
Подсчитывалась свободная энергия природного газа в соответствии с процентным содержанием метана, этана, пропана, бутана, пентана и углекислого газа. Состав газа брался средний из максимального числа наиболее достоверных анализов.
В табл. 2 представлен образец расчета величины свободной энергии по компонентам и суммарно.
Углеводороды выше С5 содержатся в газах в незначительном количестве и их влияние на величину SDZ°298.16, можно не учитывать. Для определения границы вероятных колебаний SDZ°298.16, в зависимости от времени проводились расчеты на ряде залежей Елшано-Курдюмского месторождения. В табл. 3 приведены значения SDZ°298.16, в кал/100 см3. Максимальное отклонение величины SDZ°298.16, от среднегодовой величины равно ±0,44%. Поэтому при составлении табл. 4 учитывались величины, отличающиеся друг от друга менее, чем на 0,9%.
Следует отметить, что в общем уровень свободной энергии соединений зависит в определенной степени от температуры и давления. Но мы располагаем современными значениями температуры и давления, которые, безусловно, изменялись в историческом плане, поэтому их нельзя использовать при расчетах. Однако для того чтобы учесть значения температуры и давления, необходимо достаточно точно показать, каковы были эти параметры пласта в периоды наиболее активного изменения химических свойств нефти. Нужно показать также, что в момент с определенными термодинамическими условиями в резервуаре находилась та же нефть, которая содержится в нем теперь. Но таких данных пока нет.
Для уменьшения погрешностей от влияния неучитываемых параметров расчеты проводились по месторождениям с наиболее близкими геологическими условиями. Рассмотренные положения применялись для выяснения возможной связи следующих трех групп газовых и нефтяных месторождений (см. рисунок).
1. На территории Доно-Медведицких дислокаций - Верховское, Саушинское, Арчединское, Коробковское.
2. Там же - Иловлинское, Линевское, Жирновское, Бахметьевское, Песковатское.
3. В области Саратовских дислокаций - Елтано-Курдюмское и Грузиновское.
Перечисленные месторождения приурочены к терригенным отложениям нижнего и среднего карбона, которые хорошо прослеживаются и являются хорошим массивным резервуаром.
В табл. 4 приведены величины свободной энергии, соответствующие суммарному составу газов месторождений.
Можно отметить, что по угленосному горизонту имеется связь между Верховской, Саушинской и Арчединской площадями. Наименее превращенный газ на Саушинской площади, откуда он продвигался вдоль пласта в сторону Арчединской и Верховской площадей. По верхнебашкирскому горизонту газ мигрировал от Верховской площади к Коробкам через Саушинскую площадь. По верейскому горизонту миграция происходила от Саушинской к Верховской площади, а также от Саушинской к Арчединской и Коробковской площадям, причем арчединский и коробковский газы претерпели одну и ту же степень метаморфизма. По нижнебашкирскому горизонту определить направление миграции между Верховской и Коробковской площадями трудно, так как недостаточно промежуточных точек. Общая тенденция миграции в данной группе месторождений с юго-запада на северо-восток.
Во второй группе месторождений газы, а, следовательно, и связанные с ними нефти, двигались с юго- востока на северо-запад, причем тут можно выделить потоки, по-видимому связанные с областями лучшей проницаемости. По угленосному горизонту один поток двигался от Иловли через Жирное, второй - от Иловли через Линево на Бах- метьевку, минуя Жирное, что подтверждается п расположением залежей по абсолютным отметкам (табл. 5).
Жирное находится в высшей точке угленосного горизонта. Второй поток мог двигаться от Иловли по нижним слоям, пересекая их; не встретив по пути подходящих ловушек, он задержался в Бахметьевском поднятии. Если это действительно так, то при наличии необходимых условий здесь могут быть еще неоткрытые залежи.
По тульскому горизонту один поток двигался от Жирного на Бахметьевку, второй - от Жирного на Песковатку. По верхнебашкирскому горизонту отмечается увеличение глубины превращенности газа в направлении от Жирного к Песковатке. по иерейскому горизонту состав газа упрощается от Линева к Жирному.
По третьей группе месторождений миграция газа наблюдается от Грузиновки к Елшанке по угленосному, нижнебашкирскому и верхне- башкирскому горизонтам, что согласуется и с расположением месторождений по абсолютным отметкам. По тульскому горизонту в суммарной свободной энергии нет существенных различий, о чем свидетельствует и однотипный компонентный состав газа.
ЛИТЕРАТУРА
1. Добрянский А. Ф. Геохимия нефти. Гостоптехиздат, 1948.
2. Добрянский А. Ф., Андреев П.Ф. Изв. АН Эст. ССР, т. 2, 1954. стр. 193.
3. Андреев П.Ф., Богомолов А.И., Добрянский А.Ф., Карцев А.А. Превращение нефти в природе. Гостоптехиздат, 1958.
4. Веннер Р. Термохимические расчеты. ИЛ, 1950.
Нижне-Волжский НИИ геологии и геофизики
|
Соединение1 |
-SDZ°298.16, кал / моль |
|
Метан |
12140 |
|
Этан |
7860 |
|
Пропан |
5614 |
|
Бутан |
4100 |
|
Пентан |
2000 |
|
Углекислый газ |
94260 |
Фаза газовая.
|
Площадь |
СH4 |
C2H6 |
С3Н8 |
C4H10 |
С5Н12 |
CO2 |
СН4 |
C2H6 |
С3Н8 |
C4H10 |
С5Н12 |
СО2 |
-SDZ°298.16, кал/100 см3 |
|
% |
-DZ°298.16, кал/100 см3 |
||||||||||||
|
Иловлинская |
93,20 |
1,41 |
0,80 |
0,50 |
1,00 |
0,43 |
50,80 |
0,56 |
0,20 |
0,09 |
0,09 |
1,83 |
53,55 |
|
Линевская |
91,71 |
2,31 |
0,43 |
0,30 |
0,25 |
1,40 |
49,70 |
0,91 |
0,11 |
0,06 |
0,02 |
5,90 |
56,70 |
|
Жирновская |
83,27 |
5,04 |
1,86 |
4,14 |
1,19 |
4,90 |
45,10 |
2,00 |
0,47 |
0,39 |
0,10 |
20,60 |
68,66 |
|
Бахметьевская |
85.52 |
3,25 |
1,49 |
1,99 |
1,03 |
2,85 |
47,40 |
1,29 |
0,37 |
0,36 |
0,09 |
11,60 |
61,11 |
* Азот в таблицу не включен, так как для него DZ°298.16 = 0; пробы отбирали из угленосного горизонта нижнего карбона.
|
Горизонт |
Годы |
Среднее значение - SDZ°298.16, |
Среднее относительное отклонение, % |
|||||||||||
|
1945 |
1946 |
1947 |
1948 |
1949 |
1950 |
1951 |
1952 |
1953 |
1954 |
1955 |
1956 |
|||
|
Нижнебашкирский |
52,78 |
53, 21 |
53,02 |
52,80 |
53,01 |
52,69 |
53,14 |
53,11 |
52,96 |
52,24 |
|
52.84 |
52,88 |
±0,38 |
|
Тульский |
- |
- |
- |
- |
- |
52,03 |
51,78 |
- |
- |
51,95 |
51,86 |
- |
51,80 |
±0,22 |
|
Угленосный + черепетский |
52,07 |
52,10 |
51,84 |
|
- |
- |
51,50 |
- |
- |
- |
- |
- |
51,88 |
±0,37 |
|
Черепетский |
- |
- |
- |
51,61 |
51,69 |
51,42 |
52,03 |
52,05 |
51,82 |
- |
51,81 |
- |
51,85 |
±0,44 |
|
Площадь |
- SDZ°298.16, кал/100 см3, по горизонтам |
||||
|
угленосный |
тульский |
н. башкирский |
в. башкирский |
верейский |
|
|
|
|
|
|
|
|
* Стрелки указывают направление движения газов.
|
Площадь |
Абсолютная отметка, м по горизонтам |
||||
|
угленосный |
тульский |
н. башкирский |
в. башкирский |
верейский |
|
|
Верховская |
-920 |
|
-651 |
-590 |
-590 |
|
Саушинская |
-940 |
- |
-650 |
- 591 |
-375 |
|
Арчединская |
-860 |
- |
-560 |
-500 |
-300 |
|
Коробковская |
-1480 |
- |
- 1020 |
-920 |
-840 |
|
Иловлинская |
- 1590 |
|
-1159 |
- 1067 |
-884 |
|
Линевская |
- 1100 |
- |
-674 |
-601 |
-442 |
|
Жирновская |
-900 |
-786 |
-558 |
-498 |
-450 |
|
Бахметьевская |
-900 |
-811 |
-560 |
-508 |
-520 |
|
Песковатская |
- 1100 |
-1081 |
-737 |
-680 |
-535 |
|
Елшано-Курдюмская |
-750 |
-680 |
-364 |
-336 |
-202 |
|
Грузиновская |
-900 |
-876 |
-584 |
-552 |
-487 |
