Геохимические исследования
Ответственный за рубрику – доктор геолого-минералогических наук Т.К. Баженова
Статья № 41_2019 дата поступления в редакцию 14.10.2019 подписано в печать 29.11.2019
53 с.
pdf Фазовый состав и состояния водно-углеводородных флюидов при повышенных и высоких температурах и давлениях (эксперимент с использованием синтетических флюидных включений)*
*Статья сопровождается комментариями ответственнной за рубрику, д.г.-м.н., Т.К. Баженовой.

Статья посвящена изучению фазового состава и состояний водно-углеводородных флюидов при повышенных и высоких температурах (240–700°С) и давлениях (5–150 МПа) на основе разработанного нового подхода - проведение экспериментов по формированию водно-углеводородных флюидов путем осуществления взаимодействия гидротермальных растворов с битуминозными и высокоуглеродистыми породами, а также непосредственно с сырой нефтью. Одновременно в тех же опытах осуществляется рост кристаллов кварца и реже других минералов с захваченными водно-углеводородными включениями, которые затем детально исследуют, используя термобарогеохимические методы, особенно микротермометрию, высокотемпературную (до 400°С) Фурье-ИК спектроскопию в комплексе с микроскопией с обычным, поляризованным и ультрафиолетовым светом. Такой подход позволяет изучать in situ изменения фазового состава и состояний водно-углеводородных флюидов и определять конкретные температуры и объемные соотношения в них водной и углеводородных (жидких и газовых) фаз.
Показаны все возможные состояния водно-углеводородных флюидов и их изменений в зависимости от указанных параметров и особенностей процессов крекинга в земных недрах. Установлено, что в синтетических водно-углеводородных включениях нередко проявляется т.н. мнимая гомогенизация, связанная не с обычным исчезновением фаз, а с выравниванием их плотностей и показателей преломления во время нагревания. Выяснено влияние объемных соотношений водной и углеводородных фаз на приостановку процессов крекинга нефти при переходе флюида в гомогенное суб- и сверхкритическое состояние и возобновление этих процессов после гетерогенизации флюидов в результате падения температуры, а также влияние температуры и соответствующего ей давления на метаморфические превращения нефти. Оценены максимально возможные глубины нахождения нефти в земных недрах, которые во многом зависят от объемных соотношений нефти и ассоциирующих с ней нефтяных вод, реальных значений геотермических градиентов конкретных нефтегазовых бассейнов.

Ключевые слова: фазовый состав нефти при высоких температурах и давлениях, синтетические водно-углеводородные включения, взаимодействие нефти с гидротермальными растворами, взаимодействие битуминозных и углеродистых пород с гидротермальными растворами, критические состояния в водно-нефтяных флюидах.

Комментарии

   Представленная статья, содержащая описание эксперимента и его результаты (выращивание кварца с «захватом» водно-углеводородных включений при различных температурах и давлениях), безусловно представляет интерес для широкого круга геологов различных направлений. В соответствии с профилем журнала следует уточнить, чем конкретно данная статья интересна для геологов-нефтяников. Цитируя авторов: «Целью статьи является демонстрация возможности использования синтетических флюидных включений в кварце для изучения и предсказания фазового состава и состояний глубинных водно-углеводородных флюидов при различных ТР-условиях и оценка на этой основе нефтегазоносности битуминозных пород и максимальных глубин нахождения нефти в земных недрах».
   Нужно сказать сразу, что проведенный авторами эксперимент при всей его значимости ответов на поставленный авторами вопрос дать не может в принципе; и это вовсе не вина авторов, а такова «природа вещей». Все дело в том, что эксперимент проводился на минеральном уровне организации (по крайней мере не выше природного уровня), а по-другому и быть не могло; процессы же генерации, эмиграции, миграции углеводородов и формирования последовательно - на уровнях от молекулярного до формационного. Естественно, поскольку вода в осадочной оболочке «вездесуща», миграция углеводородов, завершающаяся формированием их скоплений, протекает в водной среде, но не в виде смеси. Вода является даже не носителем, а просто средой. Основной механизм миграции углеводородов – всплывание, а скорости передвижения воды в недрах по пластам-резервуарам ничтожно малы по сравнению со скоростями миграции углеводородов. Генерация-эмиграция нефти в недрах «укладывается» в диапазон температур ~80-180°С; генерация углеводородного газа проходит на всем пути катагенеза органического вещества до «чистого» углерода. Далее своим экспериментом авторы подтвердили, что Т=300°С нефть вполне выдерживает, и ее состав и свойства не изменяются. Но это - в экспериментах. В природе 300°С – это глубокий апокатагенез, генерирующие свойства органического вещества даже на углеводородный газ уже почти исчерпаны и никакой нефти там нет и быть не может. В полистадийных бассейнах при погружении «готовых» залежей нефти в область соответствующих температур нефть превращается в анраксолиты, и это можно наблюдать в Природе. Авторы вполне отдают себе отчет в том, что время эксперимента - это не время Природы: 120-180 сут, это даже не 180 тыс. лет, в некоторых случаях достаточное для формирования скоплений.
   В бассейнах древних, да и молодых платформ, современные температуры залежей в несколько раз ниже тех, при которых происходило их формирование и тем более генерация углеводородов; то есть максимальные глубины возможного нахождения нефти в недрах следует определять не по формальным температурам, а по состоянию катагенеза органического вещества; градация МК3 (по шкале Н.Б. Вассоевича) - 160÷190°С – вот предел нахождения нефти. Легкие конденсатоподобные нефти в молодых бассейнах еще выдерживают 200-220°С, но не более. В молодых окраинных бассейнах с палеоградиентами 2-3°С/100 м «нефтяной предел» действительно опускается до 10 км, редко чуть более, но это только в Тихоокеанском поясе.
   Так чем же значима статья для геологов-нефтяников? Эксперимент «проливает свет» на проблему «нефть и гидротермальные процессы». Да, это проблема для нефтяной геологии частная, но она тем не менее весьма интересна, так как гидротермальные процессы и в древних бассейнах были развиты, а в молодых и ныне проявляются. Поскольку эти процессы не связаны с длительными постепенными погружениями, они происходят геологически мгновенно и в основном на минеральном (минералогическом) уровне организации, поэтому эксперимент их хорошо иллюстрирует. Эти процессы в свое время были подробно изучены на примере Сибирской платформы. При взаимодействии гидротерм с нефтяными скоплениями они имеют разрушающий характер; при воздействии на материнские породы их генерирующий эффект невелик. Но тем не менее, они требуют изучения, оценки и, соответственно, экспериментального воспроизведения.


ссылка на статью обязательна Балицкий В.С., Пентелей С.В., Балицкая Л.В., Бубликова Т.М., Сеткова Т.В., Голунова М.А. Фазовый состав и состояния водно-углеводородных флюидов при повышенных и высоких температурах и давлениях (эксперимент с использованием синтетических флюидных включений) // Нефтегазовая геология. Теория и практика.-2019.- Т.14.- №4.- http://www.ngtp.ru/rub/2019/41_2019.html
цифровой идентификатор статьи DOI https://doi.org/10.17353/2070-5379/41_2019
Литература

   Андреев П.Ф., Богомолов А.И., Добрянский А.Ф., Карцев А.А. Превращение нефти в природе. – Л.: Гостоптехиздат, 1958. – 416 с.
   Баженова О.К., Леин А.Ю. Геохимия углеродистых образований современных гидротермальных систем // Органическая минералогия: материалы Российского совещания по органической минералогии. – СПб: СПбГУ, 2002. – С. 95–96.
   Балицкий В.С. О нахождении битумов в ртутных и ртутно-сурьмяных месторождениях Северо-западного Кавказа // Советская геология. – 1965. – № 3. – С. 144–150.
   Бескровный Н.С. Нефтяные битумы и углеводородные газы как спутники гидротермальной деятельности. - Л.: ВНИГНИ, 1967. - Вып. 258. - 208 с.
   Еременко Н.А., Ботнева Т.А. Залежи углеводородов на большой глубине // Геология нефти и газа. – 1998. – № 1. – С. 6–11.
   Ермаков Н.П. Геохимические системы включений в минералах. – М.: Недра, 1972. – 376 с.
   Зайдельсон М.И., Вайнбаум С.Я., Копрова Н.А. Формирование и нефтегазоносность доманикоидных формаций. – М.: Наука, 1990. – 79 с.
   Иванкин П.Ф., Назарова Н.И. Глубинная флюидизация земной коры и ее роль в петрорудогенезе, соле- и нефтеобразовании. – М.: ЦНИГРИ, 2001. – 206 с.
   Лапидус А.Л., Стрижакова Ю.А. Горючие сланцы – альтернативное сырье для химии // Вестник Российской Академии наук. – 2004. – Т. 74. – № 9. – С. 823–829.
   Мельников Ф.П., Прокофьев В.Ю., Шатагин Н.Н. Термобарогеохимия. – М.: Академический проект, 2008. – 244 с.
   Наумов В.Б., Балицкий В.С., Хетчиков Л.Н. Соотношения между температурами захвата, гомогенизации и декрепитации газово-жидких включений // Докл. АН СССР. – 1966. – Т. 171. – № 1. – С. 146–148.
   Наумов Г.Б., Рыженко Б.Н., Ходаковский И.Л. Справочник термодинамических величин. - М.: Атомиздат, 1971. - 240 с.
   Озерова Н.А. Ртуть и эндогенное рудообразование. – М.: Наука, 1986. – 232 с.
   Петров А.А. Углеводороды нефти. – М.: Наука, 1984. – 264 с.
   Пиковский Ю.И., Карпов Г.А., Оглоблина А.И. Полициклические ароматические углеводороды в продуктах Узонской нефти на Камчатке // Геохимия. – 1987. – № 6. – С. 869-876.
   Прокофьев В.Ю., Балицкий В.С., Балицкая Л.В., Бубликова Т.М., Борков Ф.П. Исследование с использованием ИК-спектроскопии флюидных включений с углеводородами в искусственном кварце // Материалы XV Российского совещания по экспериментальной минералогии. – Сыктывкар: Геопринт, 2005. – С. 194-196.
   Рокосова Н.Н., Рокосов Ю.В., Усков С.И., Бодоев Н.В. Состав и образование гидротермальной нефти (обзор) // Нефтехимия. – 2001. – Т. 41. – № 1. – С. 3–16.
   Самвелов Р.Г. Залежи углеводородов на больших глубинах: особенности формирования и размещения // Геология нефти и газа. – 1995. – № 9. – С. 5–15.
   Самойлович Л.А. Зависимость между давлением, температурой и плотностью водных солевых растворов. – М.: ВНИИСИМС, 1969. – 48 с.
   Симонейт Б.Р.Т. Органическая геохимия водных систем при высоких температурах и повышенных давлениях: гидротермальная нефть // Основные направления геохимии. – М.: Наука, 1995. – С. 236–259.
   Флоровская В.Н., Зарайский Г.П., Зезин Р.Б. Кериты и другие соединения углерода Комсомольского месторождения колчеданных руд на Южном Урале // Докл. АН СССР. –1964. – Т.157. – № 5. – С. 1131–1134.
   Balitskaya O.V., Balitsky V.S. Mechanisms of the formation and morphogenetic types of fluid inclusions // Dokl. Earth Sci. – 2010. – V. 435. – No 1. – P. 1442–1445. DOI: https://doi.org/10.1134/s1028334x10110073
   Balitsky V.S., Balitskaya L.V., Bublikova T.M., Borkov F.P. Water-hydrocarbon inclusions in synthetic quartz, calcite, and fluorite crystals grown from oil-bearing hydrothermal solutions (experimental data) // Dokl. Earth Sci. – 2005. – V. 404. – No 1. – P. 1050–1053.
   Balitsky V.S., Bondarenko G.V., Pironon J., Penteley S.V., Balitskaya L.V., Golunova M.A., Bublikova T.M. The causes of vertical zonation in the distribution of hydrocarbons over the Earth's interior: Experimental evidence of the cracking of crude oil in high-temperature water-hydrocarbon fluids // Russian Journal of Physical Chemistry B. – 2014. – V. 8. – No 7. – P. 901–918. DOI: https://doi.org/10.1134/s1990793114070045
   Balitsky V.S., Penteley S.V., Balitskaya L.V., Novikova M.A., Bublikova T.M. Visual in-situ monitoring of the behavior and phase states of water-hydrocarbon inclusions at high temperatures and pressures // Petrology. – 2011. V. – 19. – No 7. – P. 653–674. DOI: https://doi.org/10.1134/s0869591111070022
   Balitsky V.S., Penteley S.V., Pironon J., Barres O., Balitskaya L.V., Setkova T.V. Phase states of hydrous–hydrocarbon fluids at elevated and high temperatures and pressures: Study of the forms and maximal depths of oil occurrence in the earth’s interior // Dokl. Earth Sci. – 2016. – V. 466. – No 2. – P. 130–134. DOI: https://doi.org/10.1134/s1028334x16020021
   Balitsky V.S., Prokof’ev V.Yu., Balitskaya L.V., Bublikova T.M., Pentelei S.V. Experimental study of the interaction of mineral-forming hydrothermal solutions with oil and their coupled migration // Petrology. – 2007. – V. 15. – No 3. – P. 211–223. DOI: https://doi.org/10.1134/s0869591107030010
   Chukanov N.V., Pekov I.V., Sokolov S.V., Nekrasov A.N., Ermolaeva V.N., Naumova I.S. On the problem of the formation and geochemical role of bituminous matter in pegmatites of the Khibiny and Lovozero alkaline massifs, Kola Peninsula, Russia // Geochemistry International. – 2006. –V. 44. – No 7. – P. 715–728. DOI: https://doi.org/10.1134/s0016702906070081
   Huang W.L., Otten G.A. Cracking kinetics of crude oil and alkanes determined by diamond anvil cell-fluorescence spectroscopy pyrolysis: technique development and preliminary results // Org. Geochem. – 2001. – No 32. – P. 817–830. DOI: https://doi.org/10.1016/s0146-6380(01)00038-9
   Ping H., Chen H., Song G., Liu H. Oil cracking of deep petroleum in Minfeng sag in north Dongying depression, Bohai Bay basin, China: Evidence from natural fluid inclusions // J. Earth Sci. – 2010. – V. 21. – No 4. – P. 455–470. DOI: https://doi.org/10.1007/s12583-010-0107-z
   Price L.C. Aqueous solubility of petroleum as applied to its origin and primary migration // Bul.l Amer. Assoc. Petrol .Geol. –1976. – V. 60. – Iss. 2. – P. 213–244.
   Price L.C. Aqueous solubility of crude oil to 400°C and 2000 bars pressure in presence of gas // J. Petrol. Geol. – 1981. – No 4. – P. 195–223. DOI: https://doi.org/10.1111/j.1747-5457.1981.tb00535.x
   Roedder E. Fluid Inclusions // Rev. Mineral. Mineralogical Society of America. – 1984. - V. 12. – 644 p.
   Teinturier S., Elie M., Pironon J. Oil-cracking processes evidence from synthetic petroleum inclusions // J. Geochem. Explor. – 2003. – V. 78–79. - P. 421–425. DOI: https://doi.org/10.1016/s0375-6742(03)00135-3
   Xiao QiLin, Sun YongGe, Zhang Yong Dong. The role of reservoir mediums in natural oil cracking: Preliminary experimental results in a confined system // Chin. Sci. Bull. – 2010. – V. 55. – No 33. – P. 3787–3793. DOI: https://doi.org/10.1007/s11434-010-4178-0
   Zhao W.Z., Wang Z.Y., Zhang S.C. Cracking conditions of crude oil under different geological environments // Sci China, Ser D. Earth Sci. – 2008. – No 51. – P. 77–83. DOI: https://doi.org/10.1007/s11430-008-5002-4