Повна версія

Головна arrow Географія arrow ГЕОЛОГІЯ

  • Увеличить шрифт
  • Уменьшить шрифт


<<   ЗМІСТ   >>

КАУСТОБІОЛІТОВИЄ РОДОВИЩА

Каустобіоліти - мінеральні утворення істотно органічного складу. Серед них виділяють каустобіоліти вуглеводневої нафтового (бітумного) ряду, що володіють міграційної здатністю, і тверді каустобіоліти вугільного ряду, що сформувалися сінгене- тично накопичення опадів.

Каустобіоліти вуглеводневої ряду утворюються з вихідного органічного речовини при нестачі кисню і збереженні водню. У окисної обстановці формуються каустобіоліти вугільного ряду.

РОДОВИЩА ВУГЛЕВОДНІВ.

Вуглеводневий ряд включає родовища нафти, природного газу і похідних від них твердих бітумів. Подання про генезис вуглеводнів засноване на двох принципово різних підходах - неорганічного і органічного походження. З першим з них пов'язана широко відома карбідна гіпотеза Д. І. Менделєєва, згідно з якою нафта і газ утворюються при хімічній взаємодії розплавлених карбідів металів і води на великих глибинах. Менш популярні гіпотези освіти вуглеводнів в генетичному зв'язку з розплавами магми або космопланетаріимі процесами.

Заслуговують на увагу модель «водневого дихання мантії» через глибинні розломи і подальшої взаємодії водню з вуглецевими сполуками земної кори, а також роль генерованого мантією флюидного і теплового потоку в перетворенні похованого органічної речовини в газоподібні і рідкі вуглеводні.

А. А. Ковальов [5, 8], але не відділить промислові скупчення вуглеводнів від порід осадового басейну, в той же час вказує на ендогенну природу їх флюїдів і відносить до катагене-інфільтраційних класу.

В теорії біогенного генезису найбільшу доказовість має модель сапропелевого змішаного растітельножівотного походження нафти. Спочатку при відмирання живих організмів, які складаються з протеїнів, вуглеводів, ліпідів і лігніну, в безкисневому водному середовищі у зв'язку з глинистими частинками відбувається їх седиментації з утворенням материнських порід і керогена. Кероген - це органічні компоненти осадових товщ, нерозчинні в органічних і лужних розчинниках, на відміну від бітумів. Керогена в 1000 разів більше, ніж вугілля і нафти. У гірських породах кероген знаходиться в формі тонкодисперсного аморфного матеріалу або у вигляді дрібних частинок в кластіческіх опадах. З виділених трьох типів ксрогснов (сапропелевий, гумусо-сапропелевий і гумусовий) найвищий вихідний потенціал іефтегенераціі у сапропелевого керогена, утвореного із залишків одноклітинних водоростей озерних і лагунних фацій.

Освіта вуглеводнів в осадових породах пов'язано з процесами діагенеза, катагенеза і частково метагенезу під впливом температури, тиску, розчинів і біогеохімічсскіх факторів. В ході цих процесів органічні речовини трансформувалися: на стадії діагенеза - в метан і ранній газ; на стадії катагенеза - в нафту, жирний газ і конденсат. При метагенез тривало утворення конденсату і метану.

Таким чином, утворилися вуглеводні перебували в материнських породах глинистого складу в дифузійно-розсіяному стані. При досягненні максимального (граничного) значення насичення відбувалася їх еміграція. Під впливом капілярних і гравітаційних сил вони переміщалися в породи підвищеної пористості і проникності, формуючи в структурних пастках промислово значущі поклади - нафтові, газові та нафтогазові.

Пористість - его сумарний обсяг пустот і пір, оцінюваний його ставленням до обсягу гірської породи. Отримана величина, виражена у відсотках, називається коефіцієнтом пористості. Сполучені між собою порожнечі і пори формують відкриту пористість, в якій виділяють меншу за обсягом ефективну пористість.

Проникність характеризує здатність гірських порід пропускати через себе рідини і гази при перепаді тиску. Вона вимірюється в міллідарсі; в системі СІ має розмірність в м 2 або км 2 . Виділяють абсолютну ефективну (фазову) межзерновую тріщини і відносну проникність. Величина останньої визначається відношенням ефективної проникності до абсолютної. Більш докладно пористість і проникність описані в блоці 7.1. Величина проникності становить: для добре проникних порід - більше 0,01 км 2 , среднепроніцаемих - 0,1 - 0,01 км 2 і слабопроницаемих - менше 0,01 км 2 . Такі сприятливі для нафтогазонасиченості породи називаються колекторами.

Основними типами колекторів є: терріген- ний, карбонатний, змішаний. Поряд з ними відомі також нетрадиційні колектори, якими можуть служити товщі глинистих, кременистих, магматичних і метаморфічних порід.

Колектори перекриваються слабо проникними породами, які служать покришками, або екранами, утворюючи природні резервуари. Наочним прикладом літологоструктурного контролю нафтоносних резервуарів можуть служити родовища нафти півдня Західного Сибіру (рис. 3.32).

Геологічний розріз нижнеюрских відкладень і приконтактной зони фундаменту півдня Західного Сибіру (по В. С. Суркову і ін., 1999 г.)

Мал. 3.32. Геологічний розріз нижнеюрских відкладень і приконтактной зони фундаменту півдня Західного Сибіру (по В. С. Суркову і ін., 1999 г.):

  • 1 - вапняки; 2 - теригенні відклади, місцями вугленосні; 3 - глинисті горизонти; 4 - піщані горизонти (а - піщані пласти, б - глинисто-алевритові прошарки);
  • 5 - кора вивітрювання; 6 - поклади нафти

Покришки й товщі порід, що грають роль екранів, можуть бути: за літологічного складу - глинистими, соленосними, карбонатними, кременистими і ін .; за масштабністю - локальними, зональними і регіональними; по положенню в геологічному розрізі - міжповерховими, внутріетажнимі.

Флюідоупорамі можуть бути також товщі многолетнемерзлих порід, поширених в північних широтах. При відтаванні вони можуть ставати водопроникними. Покришки можуть бути помилковими, коли міграції флюїдів по породам не відбувається.

Колекторські і екранують характеристики порід мінливі. Крім їх складу, пористості і фізікопрочностних властивостей, вони залежать також від геостатичної тиску, температурного режиму і стану флюїдів. Їх мінливість з глибиною для різних порід проявляється неоднаково. Колекторські властивості порід змінюються також при розтині покладів і в процесі їх експлуатації.

Як пасток виділяють склепінні, виклініваются, лінзи седиментаційних, вивітрювання і тектонічної тріщинуватості, флексурних вигини, ерозійні і виклініваются біогенні виступи.

Екранування може відбуватися по тектонічному порушення або поверхні незгоди, або здійснюватися ядром діапіра.

Серед різних типів резервуарів виділяються пластові, масивні і литологически обмежені. Вмістилищем резервуарів є осадові басейни, число яких в світі досягає 600.

Нафтогазоносні осадові басейни складаються наземними і морськими теригенними, карбонатними, евапорі- товимі, вугленосними, рідше флішевимі формаціями і розміщуються в різних гсодінаміческіх ситуаціях:

  • - на шельфах пасивних окраїн континентів і окраїнних морів;
  • - у внутрішньоконтинентальних западинах (авлакогеном, синеклізах і рифтогенних зонах);
  • - в міжгірських і передгірних западинах і крайових прогинах, розташованих в колізійних зонах;
  • - в складчастих покровно-надвігових поясах.

В аналогічних геодинамічних обстановках і геологічних формаціях можуть залягати родовища вугілля, горючих сланців, Галіт, калійних солей, фосфоритів, а також марганцю, заліза, бокситів, стратіформниє поклади свинцю, цинку, міді, сурми і ртуті (див. Табл. 2.7).

За фазовому) ^ складу (рідкі, газові, тверді) виділяються наступні типи вуглеводнів: нафтові, газові, газонафтових, нафтогазові, газоконденсатні, нефтегазо- конденсаційні і тверді бітуми (рис. 3.33). У цій природній ланцюга вуглеводнів (нафтідов) розглянемо основні характеристики основних з них - нафти, газу і твердих бітумів. Ці типи формують різні по довжині ланцюжка або решітки і відповідні їм парафінові, нафтенові (циклани) і ароматичні (арени) вуглеводні (рис. 3.34).

Схема класифікації покладів нафти і газу

Мал. 3.33. Схема класифікації покладів нафти і газу:

1 - газ; 2 - газоконденсат; 3 - нафта; 4 - вода; I - газові поклади; II - газонафтових поклади (Па - з двосторонньою облямівкою нафти, Пб - з одностороннім облямівкою нафти,

Пв - подгазовая поклад нафти); III - газоконденсатні поклади; IV, V - нафтогазові поклади з двосторонньої облямівкою нафти

Приклади структур вуглеводнів (по Л. В. Милосердова)

Мал. 3.34. Приклади структур вуглеводнів (по Л. В. Милосердова)

Парафінові вуглеводні поділяють на алкани (бутан, пропан і ін.) І граничні вуглеводні або вуглеводні метанового ряду (метан, етан, пропан і ін.)> Відповідають загальній формулі С п Н 2п + 2 , де п -число атомів вуглецю. Парафін в нафти при нормальних тисках і температурі вище 50-60 ° С знаходяться в розчиненому стані. При розробці вони випадають у вигляді кристалів, ускладнюючи технологію експлуатації.

Нафтенові вуглеводні маю т формулу С п Н 2п . Вони служать сировиною для отримання ароматичних вуглеводнів.

Ароматичні вуглеводні виражаються формулою

з "н 2 " _ 6 .

Нафта - масляниста рідина, що складається в основному з вуглеводнів метанового, нафтенового і ароматичного рядів з домішкою сірчистих, незначних за масою азотистих і кисневих сполук. Розрізняють легку і важку нафту. Перша полягає в основному з легких фракцій рідких вуглеводнів і газу, друга - з важких фракцій, в розчині яких містяться тверді бітуми.

Легкі нафти мають щільність менш 870 кг / м 3 , важкі - понад 910 кг / м 3 . Проміжне становище з щільністю 870-910 кг / м 3 займають перехідні між ними різниці - середні нафти. У пластах вказане значення щільності менше, ніж на поверхні, за рахунок розчиненого газу. Розчинність газу в нафті - до 50 м 3 / м 3 , а в воді - до 10 м 3 / м 3 .

Вміст хімічних елементів у нафти: вуглець - 83-87%, водень - 12-14%, залишок - сірчисті з'єднання (меркантани). За змістом сірки виділяються нафти: малосірчисті (менше 0,5%); сірчисті (0,5-1,9%); високосірчисті (понад 1,9%). У формі різних сполук міститься кисень (3,5%) і азот (до 1,7%), а також в незначних кількостях, У, N1, Ре, РЬ і інші елементи.

За в'язкості розрізняють нафти: маловязкие - динамічною в'язкістю менше 5 мПа • с, средневязкой - 5-10 мПа • с, підвищеної в'язкості - 10-30 мПа • с, високов'язкі - більше 30 мПа • с. Важкі нафти характеризуються високими показниками вмісту сірки і великою в'язкістю. В'язкість нафт зменшується з підвищенням температури. Ця властивість використовується при видобутку важких нафт.

Поверхневий натяг нафт менше, ніж у води, що використовують для витіснення нафти водою з відкритої пористості порід-колекторів.

На діелектричних властивостях нафт засноване застосування різних видів електрокаротаж.

Теплота згоряння нафт: легкої - 47-44 МДж / кг, при тяжкій - 43-42 МДж / кг.

Природні гази зустрічаються в осадових басейнах у вигляді відокремлених покладів або насичують поклади нафти, або утворюють над ними «газову шапку». Вони у вигляді вуглеводневих сумішей можуть перебувати: в газоподібному стані в атмосфері і пустотах газових покладів; розчиненими в нафти і воді, в сорбирования стані, а також у вигляді газогідратів і газоконденсату. Гази, розчинені в нафті і воді і виділяються при розробці, називаються попутними. Також вони можуть супроводжувати практично будь-яким іншим корисних копалин, різних мінеральних і породним асоціаціям.

Газогідрати (газові клатрати) або гідрати метану поширені в зонах багаторічної мерзлоти і в придонних мулах океанічних Рифт. Таке широке поширення природних газів зумовлене різними процесами перетворення органічних речовин - біохімічним, каталітичним, радіаційно-хімічних і МЕХАНОХІМІЧНО. У гіпотезі неорганічного освіти вуглеводнів заслуговують на увагу космогенні процеси утворення природного газу.

Головним компонентом природного газу на більшості родовищ є метан, вміст якого може досягати майже до 100%. Його гомологами є етан, пропан, бутан при їх утриманні до 15-20%. У метановому газі міститься азот (не більше 5%), кислі компоненти Н 2 8 і СО. ; - зазвичай нижче 0,5-1,0% об'ємного складу газу.

Крім чістометанових покладів виділяються вуглекислі, що містять в значних кількостях сірководень і вуглекислий газ. У азотистих покладах супутніми корисними компонентами є гелій і аргон, середній вміст яких на найбільшому в США родовищі Панхендл-Хьюготон становить: гелію - 5,2%, азоту - 25%. Розчинений в рідкій фазі газ збільшує її обсяг і враховується через об'ємний коефіцієнт пластової нафти.

Теплота згоряння газу в середньому - 38-40 МДж / кг; вона залежить від виду вуглеводнів і складу інших складових.

Тверді бітуми включають гідрати метану або клат- рати і сімейство бітумів (асфальтові піски і бітумінозні сланці). Згідно А. Перродону [33], при температурах нижче 0 ° С і тиску нижче 25 бар гідрати метану випадають в осад і кристалізуються у вигляді гідрату або клатрата. З підвищенням тиску підвищується температура кристалізації. З цими процесами пов'язують скупчення гідратів метану і газу в Арктичних осадових басейнах.

Бітуми - це в'язкі сполуки, що складаються з важких вуглеводнів і невеликої кількості сірчистих і азотистих сполук, а також смол, асфальтенів і кар- Бенова. У асфальтенів відзначаються концентрації ванадію і нікелю. Динамічна в'язкість бітумів перевищує 10 4 сПз при щільності близько 1 г / см 3 .

Рідкі бітуми містять в основному нафту. Тверді бітуми представлені воском, асфальтами і асфальтитами. Ці речовини входять до складу асфальтових пісків і бітумінозних сланців.

Бітуми можуть бути як природними, так і технологічними продуктами, одержуваними при перегонці важких сортів нафти.

 
<<   ЗМІСТ   >>