ПЕТРОЛОГИЯ, 2007, том 15, № 3, с. 227-240
УДК 552.578.2.06133
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИЗУЧЕНИЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ МИНЕРАЛООБРАЗУЮЩИХ ГИДРОТЕРМАЛЬНЫХ РАСТВОРОВ И НЕФТИ И ИХ СОВМЕСТНОЙ МИГРАЦИИ
© 2007 г. В. С. Балицкий*, В. Ю. Прокофьев**, Л. В. Балицкая*, Т. М. Бубликова*, С. В. Пентелей ***
*Институт экспериментальной минералогии РАН 142432 Черноголовка, Московская обл., ул. Институтская, д. 4, Россия; e-mail: balvlad@iem.ac.ru **Институт геологии рудных месторождений, петрографии, минералогии и геохимии РАН 119017 Москва, Старомонетный пер., д. 35, Россия ***361, chemin du Bouyssier, 342 Claret, France Поступила в редакцию 16.02.2006 г.
Рассмотрены результаты экспериментальных исследований по взаимодействию нефти с гидротермальными растворами различного состава и их совместной миграции в широком интервале температур (260-490°С) и давлений (8-150 МПа). Исследования проведены на новой методической основе, позволяющей одновременно с осуществлением водно-углеводородного взаимодействия выращивать в тех же растворах кристаллы кварца, кальцита и флюорита с флюидными включениями. Изучение включений методами термобарогеохимии позволило охарактеризовать поведение нефти и водных растворов при повышенных и высоких температурах и давлениях. Показано, что нефть при взаимодействии с гидротермальными растворами активно вымывается из пород-коллекторов и накапливается во фронтальной части конвективного гидротермального потока. При этом она претерпевает заметные изменения с образованием углеводородных газов, легких нефтей, полужидких и твердых битумов. При температурах 300-350°С и давлении порядка 50-100 МПа нефть и продукты ее фракционирования мигрируют в гидротермальном растворе в основном в капельно-жидком состоянии. Однако при более высоких температурах (360-395°С) в случаях, когда соотношение объемов нефти и водного раствора в исходной водно-нефтяной смеси не превышает порядка 1/70-1/35, жидкие и газообразные углеводородные фракции полностью растворяются в гидротермальных растворах с формированием водно-углеводородного флюида сложного состава. Образованный гомогенный флюид может находиться и мигрировать в таком состоянии вплоть до понижения Т-Р параметров, при которых происходит его гетерогенизация. При благоприятных структурно-литоло-гических факторах это может приводить к образованию перемещенных нефтегазовых месторождений, причем нефть в таких месторождениях должна быть обогащена легкими компонентами. Эксперименты однозначно подтвердили представления о битумных включениях в минералах как об индикаторах путей миграции углеводородов в земной коре.
Миграция жидких и газообразных углеводородов совместно с водными, в том числе гидротермальными, минералообразующими растворами у большинства исследователей сомнений не вызывает. И это неудивительно, поскольку гидротермальные растворы, нефть и углеводородные газы имеют в земной коре одни и те же пути миграции, а поведение их во многом подчиняется одним и тем же гидродинамическим законам. Прямые свидетельства совместной миграции гидротермальных минералообразующих растворов и углеводородов обнаружены во многих районах современной термальной деятельности в виде так называемой гидротермальной нефти (Баженова и др., 2000; Баженова, Леин, 2002; Bazhenova et а1., 1998). Происхождение ее однозначно не установлено и трактуется либо как результат современ-
ного нафтидогенеза, связанного с биогенным органическим веществом, либо как экстракция углеводородов гидротермальными растворами из нефтематеринских толщ. Вместе с тем многие исследователи считают, что гидротермальная нефть могла быть образована путем прямого неорганического синтеза в эндогенных условиях (Бескровный, 1967; Зубков, 2001, 2004; Иванкин, Назарова, 2001). Более того, на связь гидротермальных растворов с процессами нефтеобразова-ния указывает проявление во многих нефтегазоносных провинциях прямых признаков гидротермальной деятельности: науглероживание, сульфидизация, порфиробластическое окварце-вание и аргиллизация вмещающих пород. Иногда эти изменения сопровождаются скоплениями урана, ртути, золота и других рудных минералов в
ассоциации с битумами (Иванкин, Назарова, 2001). С другой стороны, газообразные, жидкие и твердые битумы нередко обнаруживаются в магматических и метаморфических породах, контак-тово-метасоматических образованиях, пегматитах и гидротермальных жилах (Балицкий, 1965; Безруков, 1997; Бескровный, 1967; Зубков, 2001, 2004; Икорский, 1967; Клубов, 1998; Озерова, 1986; Петерсилье, 1959; Флоровская и др., 1964). Причем помимо самостоятельных выделений они присутствуют в рудных и жильных минералах в виде флюидных и твердых углеводородсодержа-щих включений (Ермаков, 1972; Братусь и др., 1978; Возняк и др., 1978; Калюжный, 1978). Особенно часто битумы встречаются в рудных и нерудных месторождениях, расположенных в окраинных зонах нефтегазоносных областей. Все это уже издавна убедило многих исследователей в существовании связи между гидротермальными ми-нералообразующими флюидами и битумным веществом, включая нефть и углеводородные газы. Вместе с тем такие важнейшие генетические вопросы, как механизм и химизм взаимодействия нефти и других битумов с водными растворами различного состава при повышенных и высоких температурах и давлениях, экспериментально изучены недостаточно. По этой же причине до сих пор не установлена истинная роль гидротермальных растворов в преобразовании битумного вещества, особенно нефти, ее фракционировании и формах переноса. Это следует хотя бы из обобщающей работы Т.П. Жузе (1986). Очевидно, что решение этих вопросов во многом зависит от результатов целенаправленных экспериментальных исследований. Такие исследования начали проводиться в Институте экспериментальной минералогии РАН с 2002 г. Результаты их отражены в соответствующих отчетах института (20032005 гг.) и частично уже опубликованы (Балицкий и др., 2005; Прокофьев и др., 2005). Более полно результаты исследований представлены в предлагаемой статье.
ОСНОВНЫЕ ПОДХОДЫ, ЗАДАЧИ И МЕТОДЫ
Экспериментальные исследования были направлены на изучение взаимодействия и совместного переноса гидротермальных растворов различного состава и нефти при температурах от 260 до 490°С и давлениях порядка 10-112 МПа. Имеются определенные сложности получения информации при проведении подобных экспериментов, поскольку они осуществляются в герметично закрытых автоклавах и недоступны для прямого наблюдения. Однако получить сведения о протекающих в автоклавах процессах можно, если одновременно с осуществлением водно-углеводородного взаимодействия в тех же самых раство-
рах выращивать кристаллы различных минералов с флюидными включениями. Последние, как известно (Ермаков, 1972), позволяют с помощью методов термобарогеохимии изучать состав, агрегатное состояние и поведение флюидов при высоких температурах и давлениях. Такой подход к экспериментальному изучению водно-углеводородного взаимодействия при высоких температурах и давлениях ранее не применялся. Можно отметить только работу С. Тентурье и Ж. Пиронона (Teinturier, Pironon, 2004), в которой авторы изучили систему кварц-вода-нефть-газ с различными соотношениями нефти и воды, а также метана при температурах от 250 до 400°С и давлениях до 400 бар с использованием синтетических водно-нефтяных включений.
Наши исследования были выполнены на другой методической основе, а именно с использованием гидротермального метода температурного перепада, позволяющего выращивать кристаллы минералов с ростовыми (наиболее информативными) флюидными включениями. В качестве минералогических объектов, помимо кварца, были выбраны кальцит и флюорит, которые также часто встречаются в виде новообразованных минералов в нефтегазоносных провинциях и содержат флюидные водно-углеводородные включения. Исследованиями предусматривались разработка методов выращивания указанных минералов с флюидными включениями в гидротермальных растворах в присутствии нефти, изучение морфологии и механизмов формирования включений, выяснение особенностей преобразования нефти под воздействием минералообразующих гидротерм и, наконец, изучение in situ поведения углеводородов во флюидных включениях в процессе их нагревания и охлаждения.
Опыты проводили в автоклавах объемом 50 и 280 мл, изготовленных из титанового сплава, нержавеющей стали и Cr-Ni сплава. Диафрагма, разделяющая зоны растворения шихты и роста кристаллов, в автоклаве отсутствовала. Контроль температуры осуществляли с помощью наружных хромель-алюмелевых термопар, прикрепляемых к стенкам автоклавов. Для оценки расхождений температур внутри и на внешней стенке автоклава были сделаны соответствующие измерения с использованием капилляра высокого давления со скользящей термопарой. Измерения показали, что внутри автоклава температура в зоне роста кристаллов на 2-3°С выше, чем на внешней стенке автоклава, и на столько же градусов ниже в зоне растворения шихты. Это объясняется непрерывным конвективным перемешиванием раствора в автоклаве. Истинная температура роста кристаллов определялась с учетом этой поправки и положением их в автоклаве относительно вектора температурного градиента.
Условия роста кристаллов кварца, флюорита и кальцита в гидротермальных растворах в присутствии нефти
Минерал Раствор Соотношение объемов нефти (Ун) и водного раствора (Ур) в исходной водно-нефтяной смеси Температура верхнего торца автоклава, °С Температура нижнего торца автоклава, °С Заполнение автоклава, % примерное давление, МПа Затравка Шихта
Кварц 7 мас. % №2ТО3 + + 0.5 мас. % №ОН 1/70, 1/34, 1/20, 1/9 330 380 78 112 ZY-пластинки, вырезанные параллельно грани базисного пинакоида Обломки синтетического кварца
5 мас. % №НС03 1/9, 1/20 490 500 50 90
25 мас. % №С1 + + 5 мас. % NaHCO3 1/9, 1/20 490 500 50 80
15 мас. % 1/70, 1/35 260 300 80 10
Флюорит 10 мас. % LiF 1/20, 1/4 350 380 50 38 Пластинки, вырезанные параллельно грани куба Обломки природного флюорита
Кальцит 5, 7, 10 и 20 мас. % Ш4С1 1/35-1/30 290 300 9 25- 1 0 Пластинки, вырезанные параллельно грани спайного ромбоэдра Обломки природного кальцита
Давление
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.