ХИМИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА, 2014, № 1, с. 58-70
УДК 553.985:550.46
СОСТАВ ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ УРАЛО-ПОВОЛЖЬЯ © 2014 г. Р. З. Мухаметшин*, С. А. Пунанова**
* Казанский федеральный университет E-mail: geoeng111@yandex.ru ** Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН, Москва E-mail: punanova@mail.ru Поступила в редакцию 14.03.2013 г.
Природные битумы (ПБ), вязкие, вязкопластичные и твердые, не могут быть извлечены обычными для нефтедобычи способами и в большинстве представляют собой неучтенный резерв ресурсов углеводородного сырья. Показано резкое отличие свойств пермских битумов Урало-Поволжья от нефтей карбона и девона на месторождениях Татарстана, которое обусловлено преобладанием в них асфальтенов и спиртобензольных смол, обогащенных гидроксильным и сложноэфирным кислородом, т.е. ПБ в породе, особенно залегающий выше местного базиса эрозии, является продуктом глубокого биохимического окисления и выветривания нефтей. Иные механизмы преобразования нефтей в ПБ в глубокозалегающих пластах песчаников девона и карбона также нашли свое отражение в особенностях их состава и свойств.
DOI: 10.7868/S0023117714010083
В генетическое понятие "битум" геохимики обычно включают нефть и всю совокупность родственных ей веществ, от газообразных (нефтяные газы) до твердых (вплоть до высших антраксоли-тов). Применяемый в настоящей статье термин "природные битумы" относится к вязким, вязко-пластичным и твердым битумам, которые не могут быть извлечены обычными для нефтедобычи способами. Это в большинстве своем неучтенный резерв ресурсов углеводородного сырья.
Изучение ПБ и тяжелых нефтей на территории России началось во ВНИГРИ еще в довоенные годы с работ Н.Л. Орлова и В.А. Успенского (1936 г.). Позднее геолого-геохимические аспекты и условия образования этих видов нафтидов рассматривались в работах В.А. Успенского, О.А. Радченко, Е.А. Глебовской, Н.Б. Вассоевича, И.С. Гольдбер-га, Б.А. Клубова и др. После создания отдела нетрадиционных ресурсов углеводородов особое внимание стало уделяться качеству ПБ и тяжелых нефтей и возможности их использования как комплексного полезного ископаемого. Это направление исследований отражено в работах М.Д. Белонина, И.С. Гольдберга, В.В. Грибкова, В.П. Якуцени и др. Подобные исследования проводились также в ИГиРГИ в 70—90-е годы прошлого века (Э.М. Халимов, Г. Т. Юдин, Н.Г. Колесникова и др.).
Природные битумы в России относятся к числу нетрадиционных видов энергоресурсов. В то же время тяжелые нефти и ПБ интенсивно и успешно осваиваются во всем мире. В США целе-
направленное изучение нетрадиционных источников УВ начали вести уже давно и результативно. Канада в 2002 г. ввела в мировой реестр запасов 24.1 млрд. т нафтидов в битуминозных песках Атабаски и соседних с нею битумных полях; из них получают синтетическую нефть. Весьма показательно, что 7-я конференция ЮНИТАР по тяжелым нефтям и битуминозным песчаникам (Пекин, октябрь 1998 г.) проводилась под девизом "Тяжелая нефть как главный источник энергии XXI века".
В богатой ресурсами нефти и газа РФ необходимость восполнения запасов горючих полезных ископаемых за счет нетрадиционных источников углеводородов также стала очевидной. В этом плане важным резервом для поддержания нефтедобычи в России становятся уже освоенные нефтегазоносные области с развитой инфраструктурой [1] и в первую очередь в ее Европейской части. По ИГиРГИ [2], сырьевая база природных битумов в России составляет 20.6 млрд. т, и около 55% из них приходится на Урало-Поволжье, в том числе на категорию разведанных (С1) запасов ПБ — 279.5 млн. т, предварительно оцененных (С2) — 790.5 млн. т, значительная часть последних (соответственно 93.6 и 87.6%), согласно И.М. Климуши-ну (1998 г.), Р.Х. Муслимову и др. (1999 г., 2011 г.), сосредоточена на месторождениях Татарстана, где выявлено свыше 450 скоплений этого альтернативного источника углеводородного сырья, залегающих на глубинах до 350—400 м в отложениях пермской системы.
История выявления разных видов ПБ в Урало-Поволжье насчитывает около трех столетий. Первыми были обнаружены выходы на поверхность битумоносных пород у Сергиевска на реке Сок, а затем и в районе Сюкеево на правом берегу Волги вблизи города Тетюши. В дальнейшем было установлено, что битумоносные толщи, приуроченные в подавляющем большинстве к отложениям пермского возраста, широко распространены на территории Татарстана, Башкортостана, Самарской, Оренбургской и Ульяновской областей. К продуктивным относятся карбонатные и терри-генные породы-коллекторы казанского и уфимского ярусов, а также карбонаты раннепермского возраста (главным образом сакмарского яруса), образующие три основных битумоносных комплекса.
В настоящее время скопления ПБ в отложениях Перми однозначно связывают с поступлением нефти из залегающих ниже продуктивных горизонтов. Резкое отличие свойств пермских битумов от нефтей карбона и девона обусловлено преобладанием в них асфальтенов и спиртобензоль-ных смол, обогащенных гидроксильным и сложноэфирным кислородом, т.е. битум в породе является продуктом глубокого биохимического окисления и выветривания нефтей, особенно залегающий выше местного базиса эрозии. С целью определения главенствующих природных факторов, влияющих на формирование состава и свойств ПБ, последние нами классифицированы по комплексам и по зонам гипергенеза; в частности, проведено группирование объектов исследований относительно местного базиса эрозии (табл. 1). В зависимости от глубины физико-химического и бактериального воздействия на нефти в залежах и на путях миграции образуется широкий спектр дериватов — от слабо деградированных средних и тяжелых вязких нефтей до ряда ПБ (мальт, асфальтов, асфальтитов, оксикеритов, гу-минокеритов). В Татарстане на ряде месторождений ПБ (Шугуровское, Сугушлинское, Фиков-Колокское и некоторые др.) высокое современное гипсометрическое положение пермских толщ обусловливает выходы битумоносных пород на поверхность. Залежи этого гнездового типа залегают выше местных базисов эрозии или урезов воды на 20—50 м. Например, битумы Сугушлин-ского, Шугуровского и Спиридоновского месторождений на Южно-Татарском своде (ЮТС) геохимиками и ранее (Успенский В.А., Иденбом Ф.Б., 1967 г.) рассматривались как "останцы" былых месторождений нефти, разрушенных в зоне аэрации.
По воззрениям виднейших отечественных геохимиков [3], учитывающих в качестве параметров классификации физическое состояние углеводорода при нормальных условиях, растворимость в хлороформе, плотность, поведение при нагрева-
нии, выход летучих веществ, оптические свойства, элементный состав и некоторые особенности молекулярной структуры по данным ИК-спектроскопии, разделение ПБ и нефтей осуществимо при снижении в последних содержания масляных фракций ниже 65%. В качестве примера классификации тяжелых нефтей и природных битумов приведены данные И.С. Гольдберга и В.А. Успенского (табл. 2 и 3 соответственно). На основании этого только небольшая часть ресурсов УВ в пермских отложениях может быть отнесена к категории так называемых сверхвязких нефтей.
Образование ПБ и тяжелых нефтей обычно связывают с процессами современного или древнего гипергенеза, при которых нефти подвергаются процессам физического выветривания, неорганического окисления, вымывания водами (промывания), биодеградации и осернения, т.е. процессам вторичного их преобразования. Один из распространенных гипергенных процессов — анаэробное окисление, протекающее в нефтяном пласте при наличии в пластовых водах способных к восстановлению кислородсодержащих соединений (сульфатов, нитратов и оксидов других соединений), а также при существовании специфических бактерий, потребляющих УВ и изменяющих углеводородный состав флюида (изотопные данные подтверждают бактериальную активность в этой зоне). При этом в первую очередь деградируют н-парафины, затем — изопреноиды, реже — низкомолекулярные нафтены, а неуглеводородные компоненты (смолы и асфальтены) накапливаются, образуя низкопарафинистую, более тяжелую высоковязкую и сернистую нефть. Ранее показано (Каюкова Г.П., Мухаметшин Р.З., Курбский Г. П., 1994), что процессы микробиального окисления, протекающие наиболее интенсивно при малой минерализации подземных вод в пермской толще Татарстана, усиливают процессы деградации нефти и приводят к формированию характерного состава нафтидов в терригенных отложениях верхней части разреза, связанного с отсутствием или низким содержанием в них н-ал-канов (биодеградированные нефти типа Б2) [4].
Проведенные исследования с обобщением результатов других работ показали [4—6], что пробы битумов из пермских отложений региона представляют собой продукты в разной степени гипергенного преобразования нефтей с высоким содержанием серы (2.8—5.9%), с колебаниями содержания масел от 24.8 до 69.4%, смол — от 19.4 до 48%, асфальтенов — от 6.0 до 62%, т.е. от сверхвязких нефтей до вязкопластичных асфальтов вязкостью до 440 Па • с и более и твердых асфальтитов. Нафтиды даже внутри каждого битумоносного комплекса, несмотря на сравнительно узкий диапазон глубин, отличаются разнообразием физико-химических свойств, компонентного состава.
Таблица 1. Физико-химическая характеристика пермских битумов Волго-Камской антеклизы (по данным лаборатории химии нефти ИОФХ КазНЦ РАН, составитель Мухаметшин Р.З.) [4]
Содержание в породе, % Фракционный состав, % Компоненты остатка выше 200° С, % Химический тип (по Ал.А. Петрову)
Комплекс Плотность, г/см3 Сера, % УО-пор-фирины, мг/100 г н.к,—200°С н.к,—350°С углеводороды (масла) смолы бензольные Б смолы спирто-бензоль-ные СБ смолы ЕБ + СБ асфаль-тены Количество проб
X К
н и
и
й й
о м о
н
о §
к
и
>
£
Казанский
7.2
2.9
5.3
3.8
0.979 0.989
0.976
4.1
5.4
5.9 4.9 4.8
Восточный борт Мелекесской впадины (Аканское, Горское и др. месторождения) Нафтиды, добытые из скважин
99.8 | 7.4 | 16.1 | 55.3 | 21.5 | 14.8 | 33.2 | 11.7 | А1, Б1, Б2
Экстракты из битумсодержащих пород
106.8 | 0 | 6.6 | 49.0 | 21.8 | 14.0 | 35.7 | 15.3 | Б1 Западный борт Мелекесской впадины (Сюкеевское, У
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.