Возобновляемая нефть: миф или реальность?

Рис. 1. Доля углеводородов в мировом энергобалансе, %. Схема предоставлена автором

Углеводороды являются основным источником энергии для нашей цивилизации. В настоящий момент не существует других источников энергии, которые могут конкурировать с ними по доступности, степени распространения, эффективности и безопасности. Огромные инвестиции в возобновляемые и альтернативные источники энергии, сделанные в последние годы, практически не оказали влияния на мировой энергетический баланс. Доля углеводородов по-прежнему составляет около 57% (рис. 1). Сколько лет мы сможем использовать углеводородное сырье для покрытия наших энергетических потребностей? Для ответа на этот вопрос необходимо прежде всего обсудить реальный механизм образования нефтяных и газовых скоплений на нашей планете. Именно этому обсуждению и посвящена статья.

«Новая» нефть.

Сначала немного фактов. 12 января 2010 года на о. Гаити произошло сильное землетрясение с магнитудой семь баллов. Буквально через несколько дней после землетрясения в офшорной зоне острова были обнаружены крупные запасы нефти.

Ранее проведенные в этой зоне поиски на нефть дали отрицательные результаты.

В июне 1948 года разведочная скважина № 3 дала нефтяной фонтан, ознаменовавший открытие Ромашкинского нефтяного месторождения. По первоначальным оценкам, извлекаемые запасы месторождения составляли 710 млн т нефти. Однако на сегодняшний день здесь уже добыли более 3 млрд т нефти, и месторождение продолжает разрабатываться. При этом наблюдаются весьма интересные явления. Обычно при разработке нефтяного месторождения происходит ухудшение свойств остаточной нефти, ее плотность и вязкость увеличиваются. Однако на Миннибаевской площади Ромашкинского наблюдался обратный эффект. В целом ряде скважин были выявлены периодические уменьшения значений плотности и вязкости нефти до уровня первоначальных. Иными словами, в пласте появлялась «новая» нефть. Кроме того, были выявлены сотни инверсионных скважин, в которых долговременное падение дебитов внезапно сменялось их ростом, что явно противоречит «закону» падающей добычи нефти.

Разработка нефтяного месторождения в Терско-Сунженском районе в Чечне началась в 1895 году, а к началу Великой Отечественной войны из-за сильного обводнения скважин большинство из них было законсервировано. Через несколько лет расконсервированные скважины начали давать безводную нефть. К началу 90-х годов прошлого века скважины снова обводнились и в течение более 10 лет не эксплуатировались. При возобновлении добычи дебиты значительно возросли, а часть скважин вновь стала давать безводную нефть.

Подобные случаи прихода «новой» нефти были зафиксированы на целом ряде месторождений по всему миру. Откуда «новая» нефть в старых, зачастую выработанных месторождениях?

В сентябре 2009 года British Petroleum (BP) объявила об открытии, возможно, крупнейшего за всю историю существования компании нефтяного месторождения (Tiber Oilfield) в Мексиканском заливе. Скважина, вскрывшая продуктивный пласт, была пробурена с морской буровой платформы до глубины 10 685 м при толще воды в 1260 м. На такой глубине нет нефтематеринских пород, термобарические условия слишком высоки для сохранения состава нефти в течение длительного времени. Откуда же нефть в этом месторождении?

По данным BP на конец 2014 года, подтвержденные запасы стран Ближнего и Среднего Востока составляли около 48% мировых запасов по нефти и около 43% – по природному газу. В соответствии с общепризнанной количественной геохимической моделью все нефтематеринские породы региона могут дать не более 6% подтвержденных запасов. Где же источник остальных 94% нефти и газа?

Современные представления о генезисе углеводородов

Все многообразие предложенных моделей происхождения углеводородов и формирования углеводородных залежей объединяется в виде двух альтернативных концепций.

Упрощенно концепцию биогенного происхождения углеводородов можно описать следующим образом. С точки зрения этой концепции все без исключения углеводороды на нашей планете возникли из остатков органического вещества, которое в течение многих миллионов лет накапливалось на дне древних морей и озер, погружалось на глубину нескольких километров и в результате химических превращений преобразовывалось в органическое вещество – кероген. При дальнейшем погружении вглубь земной коры из керогена выделялись частицы рассеянной микронефти, которые в процессе первичной миграции поступали из нефтематеринских пород в породы-коллекторы. В процессе вторичной миграции происходили концентрация углеводородов в ловушках и формирование нефтегазовых залежей. То есть в соответствии с этой концепцией процесс формирования скоплений углеводородов очень длительный и занимает миллионы лет. В рамках этой концепции весьма затруднительно объяснить быстрое восполнение запасов нефти в залежах. 

Однако существует и другая точка зрения – концепция абиогенного глубинного происхождения углеводородов. Эта концепция основана на представлениях о том, что генерация углеводородов происходит в глубинных слоях Земли вследствие абиогенного (неорганического) синтеза. Образовавшиеся в глубине углеводороды по глубинным разломам мигрируют в верхние слои земной коры и аккумулируются в скопления нефти и природного газа. Нефтегазоносность рассматривается как одно из проявлений природного процесса дегазации Земли, создавшего на ранних этапах ее развития гидросферу, атмосферу и биосферу. Как показали эксперименты, проведенные разными группами исследователей в различных лабораториях, абиогенный синтез углеводородов может проходить при условиях, сходных с термобарическими условиями верхней мантии Земли, или в условиях нижних слоев земной коры.

Лабораторные эксперименты по абиогенному синтезу углеводородов в условиях, сходных с условиями верхней мантии на глубинах 100–150 км, где давление доходит до 50 тыс. атмосфер, а температура превышает 1200 градусов Цельсия, подтвердили возможность образования и сохранения сложных углеводородных. Полученные углеводородные системы были сходны по своему составу с природным газом. При этом изменение термобарических условий (глубины) позволяет получать природный газ различного состава – от «сухого» с содержанием метана более 96% до «жирного», где в состав газа кроме метана входят различные нормальные и циклические углеводороды метанового ряда. Более того, в экспериментах, воспроизводящих термобарические условия верхней мантии, уже получены углеводородные системы, схожие с газоконденсатами, кетоны, альдегиды и другие сложные углеводороды.

Процесс абиогенного синтеза метана в нижних слоях земной коры возможен при реакции воды, содержащей растворенный СО2, с оливином с образованием серпентина и магнетита и выделением значительного количества водорода (процесс серпентинизации). Расчеты показывают, что количество метана и водорода, образующихся в процессе серпентинизации, на несколько порядков выше всех мировых запасов нефти. Ярким подтверждением процесса серпентинизации являются «черные курильщики» – глубоководные фонтаны высокоминерализованной, насыщенной метаном и водородом и разогретой до  350 градусов по Цельсию воды, обнаруженные на дне океанов. 

Да, природный газ верхней мантии или метан нижней коры еще не нефть. Но эти вещества по глубинным разломам могут проникать в верхние слои коры нашей планеты, где на глубинах 3–15 км присутствуют зоны природных катализаторов, и служить основой для синтеза нефти. Как показали многочисленные эксперименты, проведенные исследователями из разных стран, формирование нефти может происходить в земной коре в условиях температур ниже 400 градусов Цельсия в результате поликонденсационных процессов на природных катализаторах. Этот процесс носит пульсационный характер, тем самым обеспечивая подпитку месторождений нефти и газа.

В этом случае также есть «нефтематеринские» породы. Это каталитические зоны земной коры. Именно там и рождается нефть. Но рождается она в результате каталитического синтеза, основой которого служат абиогенные глубинные углеводороды.

Если описанный механизм образования нефтегазовых скоплений справедлив, то под каждым гигантским или крупным нефтегазовым месторождением должна существовать сеть глубинных разломов. Так оно и есть. Все без исключения гигантские нефтяные и газовые месторождения «сидят» на сети глубинных разломов, служащих каналами их подпитки глубинными углеводородами. 

Таким образом, «новая» нефть у о. Гаити, в Татарии и Чечне появилась за счет очередного притока глубинной нефти. Нефть месторождения Tiber относительно молодая, поступившая в пористые горизонты из глубинных слоев. А отсутствие биогенного источника для гигантских запасов углеводородов Ближнего Востока объясняется тем, что углеводороды не образовались в результате преобразования органического вещества, а поступили в породы-коллекторы по глубинным разломам – нефть из каталитических «нефтематеринских» зон, природный газ из верхней мантии и нижних слоев земной коры.

Описанный механизм образования залежей нефти и газа объясняет и существование сверхгигантских месторождений нефти на глубине свыше 10 км, и несоответствие между идентифицированными биогенными источниками и доказанными запасами углеводородов для большинства гигантских нефтегазовых месторождений, и наличие крупных углеводородных залежей в кристаллическом фундаменте в отсутствие нефтематеринских свит.

Конечно, описание механизма, обсуждаемого в данной статье, дано лишь схематично, но тем не менее на его основе можно сделать два весьма важных вывода.

1. Главным поисковым признаком методов обнаружения скоплений нефти и газа является поиск возможных ловушек – пористых и трещиноватых пород, способных вместить углеводороды, покрытых слоем непроницаемых горных пород. Теперь мы можем добавить новый поисковый признак – идентификация возможных каналов подпитки месторождений. Использование двух этих поисковых признаков позволит существенно увеличить вероятность обнаружения новых, в первую очередь гигантских нефтегазовых, месторождений.

2. Нефть и природный газ являются возобновляемыми природными ресурсами. Освоение месторождений углеводородного сырья должно строиться исходя из баланса объемов подпитки и отбора при их эксплуатации. Если добычу углеводородов производить с темпом отбора, равным темпу подпитки, то месторождение сможет эксплуатироваться очень длительное время, возможно, сотни лет. Это потребует коренного изменения способов и режимов эксплуатации нефтегазовых месторождений, разработку и внедрение принципиально новых типов оборудования и материалов.