Главная Случайная страница


Полезное:

Как сделать разговор полезным и приятным Как сделать объемную звезду своими руками Как сделать то, что делать не хочется? Как сделать погремушку Как сделать неотразимый комплимент Как противостоять манипуляциям мужчин? Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами Как сделать идею коммерческой Как сделать хорошую растяжку ног? Как сделать наш разум здоровым? Как сделать, чтобы люди обманывали меньше Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили? Как сделать лучше себе и другим людям Как сделать свидание интересным?

Категории:

АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника







Гидраты природных газов





Свойства гидратов и условия их образования. Согласно совре­менным представлениям, отдельные газы или их смеси способны образовывать газовые гидраты. Газогидраты — твердые кристал­лические вещества, так называемые газовые клатраты. Кристал­лическая решетка клатратов построена из молекул воды, во внут­ренних полостях которых размещены молекулы газа, образующе­го гидрат. Они удерживаются силами Ван-дер-Ваальса. Незапол­ненная газом решетка существовать не может, в этом ее принци­пиальное отличие от кристаллической решетки льда. Газогидраты кристаллизируются в две структуры кубической сингонии.



I структура — объемно-центрированная кубическая решетка размером 1,2 нм, ее элементарная ячейка, построенная из 46 мо­лекул воды, содержит 8 полостей: 6 больших (0,59 нм) и 2 малых (0,52 нм), в которых располагаются молекулы газа. Большие по­лости представляют собой тетраэдры, малые — пентагондодекаэд-ры (рис. 1.16).

II структура — гранецентрированная кубическая решетка типа алмаза размером 1,73-1,74 нм; элементарная ячейка этой структуры построена из 136 молекул воды и содержит 16 малых (0,48 нм) и 8 больших (0,69 нм) полостей. Малые, как и структу­ры I типа, — пентагональные додекаэдры, большие представляют собой сферические гексадекаэдры, т.е. если величина молекул газа меньше 0,6 нм (СН4, С2Н6, СО2, Н2, О2), то образуется гид­рат I структуры, если меньше 0,69 нм, то гидрат II структуры (С3Н8, и-С4Н10 и др.), если больше 0,69 нм, то гидраты вообще не образуются. Внешний вид кристаллов газовых гидратов доста­точно разнообразен и зависит как от состава, так и от гидродина­мических параметров гидратообразования. Было установлено, что чем меньше молекулярная масса газа, тем более прямолинейны­ми получаются газогидраты. Так, гидрат СН4 образует почти пря­молинейные кристаллы, С2Н6 — нитевидные, С3Н8 — беспоря­дочно разветвленные кристаллы. Физико-химические свойства некоторых гидратов приведены в табл. 1.4.

Условия образования газогидратов наглядно иллюстриру­ет диаграмма гетерогенного равновесия в координатах Р-Т, пока­зывающая начальные условия образования гидратов отдельных газов.


На рис. 1.17 приведена диаграмма гидратообразования для СН4, СО2, С2Н6, и-С4Н10, СзН8, H2S, т.е. газов, наиболее рас­пространенных в осадочных бассейнах, отражающая линейную зависимость между температурой и давлением. С ее помощью можно легко определить равновесные условия гидратообразова­ния для каждого из этих газов. Изучение природных газогидратов насчитывает всего 30-летнюю историю, хотя техногенные гидра­ты известны более 150 лет. Гидратные пробки в газопроводах и скважинах затрудняют разработку и транспортировку газа.

В конце 60-х годов была открыта возможность существова­ния газа в гидратном состоянии в естественных условиях; было проведено лабораторное моделирование природных процессов гидратообразования (С.Ш. Бык, Ю.Ф. Макагон, Д.М. Медовский, В.П. Царев, А.Ф. Безносиков). Впервые природные гидраты газа наблюдались в современных осадках Каспийского моря и были описаны А.Ю. Ефремовой и Б.П. Жижченко (1972). В последнее десятилетие гидратоносность Мирового океана доказана глубоко­водным бурением в различных его районах, получены газогидра­ты в грязевых вулканах в акваториях различных окраинных мо­рей. В настоящее время природные газогидраты получены в сот­нях точек Мирового океана, и число их постоянно растет.

Распространению и сохранности газогидратов в земной коре, разработке методов поисков и разведки, а также возможности их использования в качестве промышленного энергетического сырья посвящен ряд работ Г.Д. Гинсбурга, Ю.Ф. Макагона, А.А. Трофи-мука, Н.В. Черского, В.П. Царева и др.

Классификации природных газогидратов. Природные газогид­раты классифицируются по разным признакам. Морфологически



выделены четыре основных вида: мелковкрапленные, узловатые, слоистые, массивные (плотные). В петрографическом смысле в качестве породообразующего компонента газогидраты подразде­ляются на три типа: 1) гидрат — мономинеральная порода,

2) гидрат — главный породообразующий компонент (минерал),

3) гидрат — акцессорный. Выделенным типам отвечают извест­ные формы подземного льда. В качестве модели природного гидратообразования Г.Д. Гинсбургом также был использован хо­рошо изученный процесс льдовыделения при промерзании не­ консолидированных пород. Примером первого типа гидрата яв­ляется чистый массивный гидрат, описанный в керне скважины 570 DSDP на континентальном склоне Центрально-Американ­
ского желоба среди алевритовых глин палеоценового возраста. По данным каротажа, мощность гидрата 3-4 м, его плотность 1,1 г/см. Аналогов льда — породообразующего минерала — вто­рого типа газогидратов известно достаточно много. Гидраты тако­го типа встречены в породах разного литологического состава и

 

структуры. Газогидрат, видимо, заполняет поры и играет роль це­мента. Третий тип газогидратов — акцессорный — наиболее рас­пространенный. Гидраты этого типа описываются как включения «льдоподобных образований», они выполняют гнезда, пустоты, трещины в породах и осадках разного состава. Е.С. Баркан и Г.Д. Гинсбург по генетическому признаку вы­деляют четыре основных типа газогидратов: 1) криогенный, 2) седиментогеннный 3) фильтрогенный и 4) диагенетический.

Под криогенным газогидратом понимается такое скопление гидрата, которое образуется в результате понижения температуры в уже существовавшей ко времени охлаждения залежи газа. До сих пор неизвестны месторождения или залежи, которые одно­значно можно было отнести к подобным газогидратным скопле­ниям. По геофизическим и геохимическим показателям предпо­лагается, что газ в виде гидратов присутствует в Мессояхском га­зовом месторождении (Усть-Енисейский район Красноярского края).

Седимвнтогвнные газогидраты образуются на континенталь­ных склонах и у подножий. К ним приурочена подавляющая часть известных проявлений гидратов в морях. Формирование се-диментогенных гидратов определяется сочетанием благоприятных термобарических условий и повышенных концентраций органи­ческого вещества, которое и является источником биогенного ме­тана и прочих газов.

Отложения континентального склона и подножия форми­руются за счет суспензионных потоков, свойственные им турбу­лентность, низкая плотность, высокая водо- и газонасышенность обеспечивают оптимальный режим гидратообразования, близкий к техногенному.

Филыпрогенные газогидраты формируются при фильтрации газа или газонасыщенной воды через зону, отвечающую термоди­намической стабильности гидратов. Такой тип образуется в оса­дочной толще в участках разгрузки флюидной системы, каковой может служить в том числе и подводный грязевой вулканизм.

Диагенетический тип газогидратов формируется вследствие связывания с поровой водой газов, образовавшихся при диагене-тических процессах. Некоторые исследователи (А.А. Трофимук, Н.В. Черский, В.П. Царев и др.) прогнозируют крупнейшие скоп­ления газогидратов именно этого типа. Скопления газогидратов в пределах континентального склона, видимо, имеют полигенную природу, как диагенетическую, так и седиментогенную. Диагене-тическим газогидратам также свойственна прямая связь с содер­жанием ОВ.

Газогидраты в морских бассейнах. Гидратоносность различных районов Мирового океана доказана и подтверждена глубоковод­ным бурением. В полярных морях с температурами, близкими к 0°С (273 К), верхняя граница гидратообразования приближается к поверхности. Поскольку температура воды даже на экваторе на глубине 1000 м составляет 288 К, а с глубиной она остается прак­тически постоянной (274-276 К), то гидратообразование происхо­дит во всех акваториях независимо от широты. Минимальная


глубина верхней зоны гидратообразования для метана в Ат­лантическом океане 550 м, в Тихом океане 500 м, в Индийском 600 м; площадь распространения вышеуказанных глубин состав­ляет более 70% площади Мирового океана.

Наиболее перспективными в отношении газогидратов явля­ются участки сочленения шельфа арктических морей с матери­ком. Термодинамический режим Северного Ледовитого океана соответствует условиям формирования газогидратов на всей тер­ритории вблизи дна, причем в направлении материка отмечено поднятие гидратного слоя.

Гидраты отмечены в разных районах Мирового океана: в окраинных и внутренних морях; в верхней части осадочной тол­щи Каспийского моря предполагается наличие двух зон гидрато­образования — в котловинах Среднего и Южного Каспия. Зона распространения гидратов в Среднем Каспии ограничивается изобатой 390 м. Мощность зоны гидратообразования (ЗГО) — 134 м, в Южном Каспии она оконтурена изобатой 152 м, мощ­ность зоны — 480 м. Масштабы гидратообразования в морях не­сравненно выше, чем на суше.

Газогидраты представляют собой объект поиска, во-первых, как источники УВ сырья, во-вторых, по мнению многих исследо­вателей (Ю.Ф. Макагон, А.А. Трофимук и др.), газогидраты спо­собны образовывать непроницаемый экран, который может слу­жить флюидонепроницаемой покрышкой для жидких и газооб­разных УВ. Образование газогидратов сопровождается геохими­ческими эффектами, связанными как с водной, так и с газовой составляющей. Во-первых, в формировании гидратов участвует только пресная вода, поэтому в процессе связывания воды в гид­ратах происходит увеличение общей минерализации, возросшая соленость оставшихся вод тормозит дальнейший процесс гидра­тообразования. При этом в самих гидратоносных отложениях от­мечается уменьшение солености. Во-вторых, в процессе гидра­тообразования неизбежно происходит фракционирование газа. Наиболее свободно переходят в гидраты этан и изобутан, труднее метан. Свободный газ обедняется этаном, изобутаном и обогаща­ется н-бутаном, который не переходит в гидраты.

При поисках газогидратных залежей и установления границ ЗГО в морях и океанах широко используются различные геофи­зические методы. Лабораторные исследования образцов горных пород, содержащих гидраты, показали, что гидраты обладают аномальными упругими свойствами по сравнению с вмещающи­ми породами, скорости продольных и поперечных волн в них выше, чем в породах, заключающих в себе жидкость или газ. На этих свойствах основано акустическое эхолотирование и сейсми­ческие исследования.


Известно несколько видов сейсмических аномалий, видимо, обусловленных газогидратами (яркие пятна, BSR, пагодные структуры, аномалии типа VAMP). Газогидраты как источники УВ сырья представляют бесспорный интерес. Разработка газогид­ратных залежей основывается на переводе газа из твердого состо­яния в свободное в пластовых условиях. Распад газогидратов воз­можен при повышении температуры, понижении давления, а так­же путем ввода в пласт веществ, разлагающих гидрат, например

бромида кальция.

Для морских газогидратных залежей предлагается фактически только один метод — механическое разрушение струей воды. Предполагается, что газ, выделяемый из гидратов, будет сразу же растворяться в пульпе, отбор газа из пульпы должен произво­диться при помощи дегазации на поверхности.

Проблеме гидратов газа и их промышленного использования посвящена многочисленая литература. Однако проблема газогид­ратов далека от полного разрешения, поскольку многие вопросы теории и практики газовых гидратов разработаны недостаточно. Задача ближайших лет — установление масштабности проявле­ний газогидратов; необходимо решить основной вопрос, являют­ся ли газогидраты уникальным природным образованием или не­традиционным промышленным источником газового сырья, с ко­торым связаны перспективы добычи газа в будущем.

Газоконденсатные системы

Если сжимать чистый газ, то он будет конденсироваться, при этом возникает жидкая фаза, которая может сосуществовать с га­зовой. В многокомпонентных системах, каковыми являются при­родные УВ системы, увеличение давления ведет к тому, что жид­кость, т.е. нефть, растворяется в газе — образуется так называе­мая «газорастворенная нефть» — газоконденсат — газоконденсат -ная система (ГКС).

Теоретические разработки и многочисленные эксперименты по взаиморастворимости жидкостей и газов (Т.П. Жузе, М.А. Капелюш-ников, Я.Д. Савина, И.С. Старобинец, Г.С. Ушакова, Г.Н. Юшкевич, А.И. Ширковский и др.) позволили установить, что формирование ГКС происходит в результате ретроградных явлений в условиях надкритических температур и давлений. Если в однокомпонент-ной системе при обычном испарении и конденсации при повы­шении давления испарение уменьшается, а конденсация растет (в изотермических условиях), то в многокомпонентных смесях при росте давления испарение увеличивается — жидкость переходит в газообразное состояние, а при падении давления газ (пар) кон­денсируется, т.е. процесс идет в обратном направлении; он полу­чил названия ретроградное испарение и ретроградная конденсация.


Ход фазовых превращений рассмотрен на примере двухкомпо-нентной системы: метан-жидкие УВ (рис. 1.18); на фазовой ди­аграмме в координатах давление (Р)-температура (Т).

Критическая температура Ткр, температура, выше которой газ с повышением давления не может быть превращен в жид­кость. В природных условиях осадочной толщи в жидком состоя­нии не могут существовать метан, водород, кислород, но пропан, бутан, H2S и СО2 легко превращаются в жидкости. Критическое давление Ркр — давление, необходимое для конденсации пара при критической температуре. В двухкомпонентной смеси в отличие от однокомпонентной в критической точке С еще сосуществуют газовая и жидкая фазы, а Ткр и Ркр не являются максимальными. Максимальные для системы температуры и давления отмечены соответственно в точках Тm и Рm, где Рm — максимальное давле­ние — криконденбар, при котором еще существует газовая фаза, и Тm — максимальная температура, при которой еще сохраняется жидкая фаза — крикондентерм. Ретроградные явления испарения и конденсации происходят в узкой термобарической области, лежа­щей между криконденбаром и критической точкой, с одной сторо­ны, и крикондентермом — с другой (заштрихованная область на рис. 1.18). Таким образом, газоконденсатными называются такие

пластовые УВ системы, в ко­торых при данных термобари­ческих условиях УВ (С5+) на­ходятся в растворенном паро­образном состоянии; раство­рителями являются метан, го­мологи метана, углекислота.

Константы фазовых рав­новесий ГКС в недрах опреде­ляются пластовыми давления­ми и температурами; они так же зависят от состава жидкой и газовой фаз, их соотноше­ния, литологических свойств пород и т.д. Различают сырой конденсат и стабильный. Сы­рой представляет собой извле­ченную на поверхность жид­кую фазу, в которой растворе­ны газообразные компонен­ты. Сырой конденсат получают непосредственно в промысло­вых сепараторах при давлени­ях и температурах сепарации. Стабильный газоконденсат по-


лучают из сырого путем его дегазации, он состоит только из жид­ких УВ — пентана и высших.

В стандартных условиях газоконденсаты представляют собой жидкости, обычно прозрачные, бесцветные, желтоватые, слабо коричневатые, иногда зеленоватые, плотности их колеблются в пределах 0,620-0,825 г/см3; обычно плотность конденсатов увели­чивается с глубиной, также она меняется (обычно увеличивается) в процессе разработки.

Как правило, конденсаты характеризуются низкой температу­рой начала кипения (24-92°С). Большую часть конденсатов со­ставляют фракции, выкипающие до 250, реже до 300°С и лишь незначительная их часть выкипает выше 300°С.

В групповом составе УВ составляют более 90%, смолы, как правило, не превышают 5%, асфальтены — десятые, сотые доли процента. Углеводородный состав газоконденсатов варьирует в широких пределах, особенно в распределении ароматических сое­динений, концентрация которых колеблется от 2 до 48% (таких колебаний УВ состава в нефтях не встречено) (Чахмахчев, 1983). В целом конденсатам свойственны более простые индивидуаль­ные соединения, чем нефти, что связано с растворяющей способ­ностью газов. На состав конденсата влияет состав исходных нефтей. Например, как было установлено В.А. Чахмахчевым, ме­зозойские конденсаты Западного Предкавказья по составу близки одновозрастным нефтям и отличаются от кайнозойских нефтей.

Залежи газоконденсата распространены в широком гипсомет­рическом диапазоне от 710 до 4600 м, минимальные температуры и давления соответственно 25°С и 7,5 МПа, максимальные — 195°С и 65 МПа.

Количество растворенного газоконденсата — конденсатный фактор Кф — меняется в широких пределах — от n·10 до 1000 см33 и более; повышенные содержания конденсата отме­чены, например, на месторождении Карачаганакское (Р1аг) — 900-1130 см33, на месторождении Талалаевском на Украине Кф еще больше и достигает 1500 см33.

Формирование в природных условиях газоконденсатов, види­мо, может происходить различными путями. Конденсаты, кото­рые сформировались в результате термобарических превращений газонефтяной системы, называют вторичными в отличие от пер­вичных ГКС, образовавшихся за счет генерации газа и микро­нефти из ОВ пород. Первичные ГКС — исходные, вторичные — новообразованные. Для первичных ГКС характерно отсутствие нефтяной оторочки, размещены они ниже нефтяных залежей в более жестких термобарических условиях, на больших глубинах, соответствующих нижней части зоны мезокатагенеза. Эти ГКС отличаются низкими значениями конденсатных факторов, преоб­ладанием в жидкой фазе ароматических УВ (20—45% на фракцию



ния, по внешнему виду и свойствам соответствующие нафтидам, то их образование показано в общей схеме природного битумогенеза.

н.к 200°С), а в газах — метана и углекислого газа. Бензиновая фракция первичных ГКС отличается повышенной концентрацией бензола, толуола, циклогексана и метилциклогексана, понижен­ной — алканов, а в них н-алканов.

Вторичные ГКС отличаются присутствием нефтяной отороч­ки в залежах, в бензинах резко преобладают алканы, в газах — доля гомологов метана составляет 15—20%. В этих ГКС велико содержание конденсата: Кф колеблется от 120 до 1000 см33; за­лежи этих конденсатов располагаются на меньших глубинах (Чах-махчев, 1983).

Состав газоконденсата меняется в процессе разработки зале­жи. Поскольку при ретроградной конденсации в жидкую фазу в первую очередь будут переходить высокомолекулярные нафтено­вые и ароматические УВ, то доля низкомолекулярных алканов будет расти. Во избежание потерь жидкой фазы в порах пласта необходимо поддерживать пластовое давление в залежах выше точки обратной конденсации.

1.4. ПРОДУКТЫ ПРИРОДНОГО ПРЕОБРАЗОВАНИЯ НЕФТЕЙ

Продукты природного преобразования нефтей издавна назы­вают природными битумами (первоначальное значение термина «битум» — вспыхивающая смола). Термин «битум» употребляется в разных значениях и в трех совершенно различных понятиях — генетическое, аналитическое и техническое, но при этом всегда имеются в виду признаки сходства с нефтью или ее производны­ми. В настоящее время эта многозначность термина устранена с помощью нескольких других понятий: аналитическое — «битумо-ид»; техническое понятие — «технобитум»; генетическое — «би­тум», объединяющее всю совокупность родственных нефти ве­ществ (жидких и твердых). Продукты природного преобразова­ния собственно нефтей следует называть нафтидами (термин В.Н. Муратова), причем это понятие включает и исходные про­дукты, генетически связанные", т.е. объединяет газы, газоконден­саты, нефти и их естественные производные.

Понятие «природные битумы» не включает жидкие и газооб­разные нафтиды, но включает понятие «нафтоиды». Нафтоиды — особая ветвь природных битумов, генетически не связанных с нефтью, а представляющих собой продукты природного про­цесса термического распада и возгонки органического вещества пород — это пиро- и тектогенетические аналоги нафтидов. Наф­тоиды представляют минералогический и генетический интерес, но ввиду очень локального распространения практического зна­чения не имеют. Но поскольку нафтоиды — природные образова-


Первая классификация нефтяных битумов была сделана Г. Гефером (1908), который все образования такого рода разделил на: 1) газы; 2) жидкие битумы, куда вошли нефть и мальта; 3) твердые битумы, включающие горный воск, горную смолу и асфальт. Помимо указанных нефтяных битумов Г. Гефер выде­лил смеси с разными веществами: А. Смеси с каменным углем: 1) бурым (дизодил и гагат), 2) черным (кеннель, богхед, торба-нит); Б. Смеси с неорганическими веществами (горные породы): 1) битуминозные горные породы, 2) смолистые породы (смолис­тый сланец, смолистый песчаник), 3) асфальтовые горные поро­ды (асфальтовый известняк, асфальтовый песчаник).

Вопросам классификации нафтидов и битумов посвящены исследования И.А. Орлова, (1934), В.А. Успенского, О.А. Радчен-ко (1961, 1964, 1979), В.Н. Муратова (1954) и др. Наиболее пол­ной как по физическим свойствам, так и в генетическом плане является схема В.А. Успенского, О.А. Радченко, согласно которой приняты и классификационные границы классов и подклассов нафтидов.

В.А. Успенский, О.А. Радченко и др. (1964) выделяют 12 клас­сов нафтидов: I — газы, II — нефти, III — мальты, IV — асфаль-ты, V — озокериты, VI — элатериты, VII — альгариты, VIII — ас­фальтиты, IX — кериты, X — антраксолиты, XI — оксикериты, XII — гуминокериты. В основу этой классификации положен прежде всего химический состав, хотя каждый класс соответству­ет определенной генетической группе. Как подчеркивают авторы, «химическая характеристика... выступает в качестве одного из средств определенных генетических групп».

Классификация нафтидов В.Н. Муратова основана на гене­тическом принципе, хотя для выделения классов и отрядов в ней используются классификационные параметры В.А. Успенского. Нафтиды и нафтоиды выделяются в самостоятельный класс. Класс нафтидов подразделяется на шесть подклассов: I — нефти; II — продукты гипергенного изменения нефтей, подразделяемые на три отряда: 1) продукты подземного выветривания (мальты, асфальты); 2) продукты глубокого субаэрального выветривания



(оксикериты, гуминокериты); 3) продукты микробиального вы­ветривания (альгариты, элатериты); III — продукты верхней зоны катагенеза (асфальтиты); IV — продукты метаморфизма нафтидов (кериты, антраксолиты); V — продукты контактового метамор­физма нафтидов; VI — продукты физической дифференциации нефтей (озокериты). При использовании этой классификации не­обходимо помнить, что нафтиды любого генетического подкласса не являются изолированными объектами, они обычно образуют непрерывные ряды переходных форм.

Исследования последних двух десятилетий позволили выде­лить линию битумогенеза, связанную с фазовыми переходами дифференциацией вещества при миграционных процессах (Голь-дберг, 1975; Баженова и др., 1979). С учетом этих данных предло­жена типизация нафтидов, в которой с позиций формирования состава и свойств нафтидов (и/или нафтоидов) выделяются три основных генетических линии битумогенеза, отвечающие трем группам

 

процессов: 1) гипергенных; 2) термально-метаморфичес­ких; 3) фильтрационно-миграционных (рис. 1.19). Соответствен­но этим линиям (и/или группам процессов) выделяются генетические группы, подразделяемые, в свою очередь, по химическому составу на классы. Причем представители разных генетических групп по химическому составу могут соответствовать одному классу (например, асфальтиты, кериты).

Гипергенная группа является наиболее многочисленной и ши­роко распространенной в природе. Формирование нафтидов этой генетической линии обусловлено окислением первичных нефтей в зоне гипергенеза. Эта генетическая линия включает две под­группы: I — непрерывный генетический ряд: мальта-асфальт-ас-фальтит-оксикерит-гуминокерит; II — продукты микробиального окисления нафтидов: альгариты-элатериты.

Формировапние нафтидов I подгруппы, образующих непре­рывный генетический ряд мальты → гуминокериты, происходит в зоне крипто- и идиогипергенеза и связано с увеличением дей­ствия гипергенных факторов. В зоне криптогипергенеза, где отсу­тствует свободный кислород, происходит микробиальное окисле­ние легкой малосмолистой нефти и превращение ее в тяжелую, богатую смолисто-асфальтеновыми компонентами. При дальней­шем окислении такой тяжелой нефти вследствие ее излияния на поверхность или доступа кислородсодержащих вод биохимичес­кое окисление дополняется чисто химическим и физическим. В результате нефть утрачивает свой определяющий признак — пре­имущественно УВ состав и превращается в мальту.

Мальты обычно вязкие, вязкожидкие, реже твердые нафтиды плотностью 0,965-1,03 г/см3. По содержанию масел (40-65%) мальты занимают промежуточное положение между тяжелыми нефтями и асфальтами. Консистенцию мальт определяет содер­жание асфальтенов, которое изменяется в очень широких преде­лах от — 0 до 40%. В компонентном составе в них, как правило, преобладают смолы; элементный состав мальт: С = 80-87%, Н = 10-12%. Масляная фракция мальт в соответствии с условия­ми образования обычно характеризуется отсутствием легких фракций и преобладанием циклических структур.

Асфальты — продукт дальнейшего преобразования мальт в зоне гипергенеза. Формирование асфальтов обусловлено дальней­шим окислением масел и конденсацией смол, в результате чего нафтид приобретает твердую консистенцию. Асфальты — твер­дые, легкоплавкие образования; плотность 1-1,10 г/см3; содержа­ние масел в них 25-40 и 60-75% смолисто-асфальтеновых компо­нентов. Содержание асфальтенов варьирует в широких пределах от 10-15 до 45-50%; разности с высоким содержанием асфальте­нов (45-50%) отличает повышенная хрупкость. Элементный со­став асфальтов варьирует в зависимости от степени окисленнос-ти: С = 80-85%, Н = 9-10%, О = 0,3-3%, сера - от долей процен­та до 7-10%. Разности с повышенной концентрацией серы иног­да называют тиоасфальтами.


В зарубежных классификациях мальты в отдельный класс не выделяются, а объединяются в один класс с асфальтами; диагнос­тическим показателем асфальтов является содержание масел (25-50%).

Особое положение занимают продукты выветривания легких парафинистых нефтей в подзоне идиогипергенеза, так называе­мые киры. Они принадлежат к классу асфальтов; по групповому составу и внешнему виду похожи на них, но отличаются по ряду признаков от типичных асфальтов, формирование которых про­исходило главным образом в подзоне криптогенеза. В природе киры встречаются довольно редко; на поверхности Земли они об­наруживаются в виде образований натечного характера — киро-вые шляпы, кировые корки. Киры отличаются от типичных ас­фальтов повышенным содержанием кислорода и пониженным азота, резким преобладанием спирто-бензольных смол над бен­зольными. Для киров характерно резкое превалирование метано-во-нафтеновых УВ и незначительное содержание ароматических УВ, что не свойственно обычным асфальтам.

Асфальтиты — твердые, хрупкие, относительно высокоплав­кие нафтиды, полностью растворимые в хлороформе и других органических растворителях. Содержание масел в них менее 25%, соответственно смолисто-асфальтеновых компонентов более 75%. Асфальтиты представляют собой продукты дальнейшего преобра­зования асфальтов в зоне гипергенеза. От асфальтов они отлича­ются повышенным содержанием асфальтенов, т.е. большей кон-денсированностью структуры. Это позволило Н.В. Муратову от­нести асфальтиты к продуктам зоны катагенеза. В.А. Успенский считает их продуктами зоны гипергенеза. Многочисленными на­блюдениями природных нафтидопроявлений в ряде районов про­слежен непрерывный ряд нафтидов в едином объекте: мальты-ас-фальт-асфальтит, что утвердило точку зрения В.А. Успенского. По мнению некоторых исследователей, возможно образование асфальтитов в результате фазово-миграционных процессов.

Асфальтиты имеют плотность 1-1,2 г/см3, температуру плав­ления 100-300°С. Они разделяются на два подкласса: гильсониты и грэемиты. Гильсониты плавятся при температуре до 150°С без видимого разложения, имеют блестящий раковистый излом. Грэе­миты более тяжелые (плотность 1,15-120 г/см3), более тугоплав­кие (t = 180-300°С), плавление сопровождается вспучиванием; они отличаются повышенной хрупкостью, неровным изломом. По элементному составу грэемиты беднее водородом, в них ас-фальтены резко преобладают над смолами. Считают, что грэеми­ты — это более преобразованные гильсониты. В.А. Успенский подчеркивал, что эти два подкласса асфальтитов имеют генети­ческие отличия, обусловленные различием состава исходных нефтей.


Количественный и элементный состав каждого из выделен­ных классов нафтидов варьирует в зависимости от формы нахож­дения.

Гипергенная подгруппа нафтидов ряда мальты-асфальты-асфальтиты широко распространена в природе: она составляет подавляющую массу первичных продуктов преобразования неф­тей. Залежи и нафтидопроявления этих веществ отличаются боль­шим разнообразием. Выделяются три типа залежей: пластовый, трещинный и покровных излияний. Наиболее распространенный пластовый тип залежей образуется на месте первичных нефтей; крупнейшие скопления такого типа приурочены к склонам щи­тов и антеклиз (Атабаска, Оленекское, Анабарское, Урало-Повол-жье). Залежи трещинного типа формируются на путях миграции первичной нефти, этот тип наиболее характерен для асфальтов и асфальтитов. Залежи типа покровных излияний образуются в ре­зультате преобразования нефти, излившейся на поверхность. Та­кие залежи характерны для тектонически активных областей. В случае крупных масс излившейся нефти и благоприятных структурных форм образуются асфальтовые озера, наиболее круп­ные из которых известны в Венесуэле (Гуанако), на о. Тринидад; небольшие озера встречаются на Северном Сахалине и в Азер­байджане.

Дальнейшее гипергенное изменение нафтидов ряда маль-ты-асфальты-асфальтиты в зоне идиогенеза приводит к образова­нию так называемых оксибитумов или оксинафтидов, подразде­ляющихся в зависимости от степени окисленности на классы оксикеритов и гуминокеритов. В результате глубокого субаэраль-ного выветривания различные линии превращения нафтидов это­го асфальтового ряда смыкаются, признаки первичных нефтей теряются, развиваются процессы гумификации, т.е. происходит образование свободных гуминовых кислот. Внешне это выража­ется в появлении бурой окраски нафтида. По мере углубления гу­мификации вся масса нафтида приобретает бурый цвет, теряется блеск. Габитус гумифицированных нафтидов землистый или по­рошкообразный.

В компонентном составе оксинафтидов различают первичные компоненты, растворимые в органических растворителях, и вто­ричные, растворимые в щелочах и азотной кислоте. По соотно­шению этих компонентов выделяются классы: оксикериты — с преобладанием первичных компонентов, и гуминокериты, в кото­рых преобладают компоненты, растворимые в щелочах. Гумино­кериты по составу и физическим свойствам напоминают землис­тые бурые угли, они характеризуются высоким содержанием кис­лорода (более 20%). Высшей стадией преобразования гуминоке­ритов является полная гумификация и переход в продукты, раст­воримые в природных водах. Убыль массы асфальтового нафтида


в процессе окисления, согласно расчетам И.С. Гольдберга, по от­ношению к массе первичной нефти ориентировочно составляет: для мальты — 35-50%, асфальта — 50-65%, асфальтита — 65-80% (Гольдберг, 1981). Глубокое субаэральное выветривание нафтидов приводит в конечном итоге к полному исчезновению нафтидов этого ряда.

Вторая подгруппа нафтидов гипергенного ряда включает про­дукты микробиального выветривания нафтидов — альгариты и элатериты.

Альгариты — природные образования углеводно-белкового происхождения, генетически связанные с нафтидами, продукт бактериальной переработки парафинов. Альгариты имеют вид желтых, коричневато-бурых корочек, иногда роговидных. Они легко набухают в воде и частично растворяются. Наряду с угле­водно-белковыми веществами в альгаритах содержатся и компо­ненты, растворимые в органических растворителях, видимо, представляющие собой остатки исходного нафтида. Кроме того, в некоторых альгаритах обнаружены гуминовые вещества, раство­римые в щелочах. В альгаритах, как правило, отмечается высокая зольность (до 50%), их элементный состав: С = 36,6-47,8%; Н = 6,2-7,4%, характерно повышенное содержание азота (до 7,5 %). Свое название «альгариты» эти образования получили от «альга», потому что их сначала приняли за продукты переработки водорослей.

Впервые они были обнаружены в Калифорнии, затем описа­ны во многих нефтегазоносных областях — на Апшероне, в Фер­гане, Закаспии, Минусинской котловине. Подавляющее число находок альгаритов относится к областям с засушливым клима­том. Процесс образования альгаритов, вероятно, широко рас­пространен, но неустойчивость этих образований к воде опреде­ляет их редкую встречаемость.

К продуктам микробиального выветривания относятся также элатериты. Они имеют вид светло-серых, буроватых пенок и мелких шаровидных включений. Их характерная черта — плас­тичность, а также им свойственна каучукообразная консистен­ция, слабая растворимость в органических растворителях. Биту-моидная фракция элатеритов включает твердые парафины, смо­лы и жидкие масла. Нерастворимая часть сложена полимерными веществами, близкими к каучуку. Основа их скелета — алифати­ческие цепи, связанные мостиковыми связями, включающими гетероэлементы. Элементный состав варьирует: С = 75-87%, Н = 10-13%. Элатериты встречены в озокеритовых месторожде­ниях, известны также элатериты нафтидной природы в гидротер­мальных жилах.

Термально-метаморфическая группа объединяет два типа при­родных битумов, различающихся по исходному веществу и усло-


виям образования, и соответственно подразделяются на две под­группы: 1) продукты метаморфического преобразования нафти­дов — кериты и антраксолиты; 2) нафтоиды — природные биту­мы, представляющие собой продукты пиролиза и возгонки ОВ пород.

Первая подгруппа встречает нафтиды разной степени преоб­разованности.

Кериты — это углеподобные, твердые, неплавящиеся без раз­ложения и нерастворяющиеся полностью в органических раство­рителях нафтиды, что отличает их от асфальтитов. Кериты пред­ставляют собой продукты начального метаморфизма нафтидов при региональном метаморфизме уровень преобразования, види­мо, соответствует позднему мезокатагенезу. От антраксолитов — высокопреобразованных нафтидов — они отличаются повышен­ным (более 5%)содержанием водорода.

Образование керитов связано с уплотнением и конденсацией молекул. Смолы трансформируются в асфальтены, последние пе­реходят в нерастворимые конденсированные образования — кар-бены и карбоиды.

Кериты могут образовываться в результате регионального, контактного и динамометаморфизма. По степени метаморфиза-ции класс керитов подразделяется на два подкласса: низшие ке­риты — альбертиты и высшие кериты — импсониты.

Альбертиты — твердые, блестящие, черные, хрупкие образо­вания плотностью 1,07-1,15 г/см3, при нагревании в пламени они набухают и горят. Они не растворяются в петролийном эфире, частично растворимы в хлороформе и сероуглероде. Асфальтены в них преобладают над нерастворимыми компонентами. Элемент­ный состав: С = 83—87%, Н = 8—9%. Альбертиты широко рас­пространены в Канаде в провинции Альберта, откуда они и полу­чили свое название.

Высшие кериты — импсониты — черные, блестящие, углепо­добные образования с раковистым изломом, плотность их не­сколько выше — 1,10-1,25 г/см3. При нагревании они слабо тле­ют не вспучиваясь. Только ничтожная часть их растворяется в органических растворителях. Элементный состав: С = 85-90%; Н = 5-8%. Кериты редко встречаются в пластовых залежах, жиль­ные кериты распространены наиболее широко.

Антраксолиты — класс нафтидов высшей степени метамор­физма. Антраксолиты — твердые, антрацитоподобные образова­ния, неплавкие и нерастворимые в органических растворителях. Граница антраксолитов в ряду нафтидов устанавливается на основании элементного анализа: Н < 5%, С > 90% при полном отсутствии плавкости и растворимости. Условия нахождения ан­траксолитов отличны от нормальных условий нахождения нафти­дов. Районы распространения антраксолитов, как правило, прямо

3 Ьаженона 65


не связаны с нефтеносными территориями и характеризуются проявлением магматизма, а также высокой степенью метамор­физма вмещающих толщ. Форма проявлений антраксолитов чаще всего жильная, гнездовидная, хотя нельзя исключить возмож­ность нахождения антраксолитов в виде мелких включений, вы­полняющих поровое пространство коллектора. Часто проявления антраксолита в жилах сопровождаются кварцем, кальцитом и другими минералами, свидетельствующими о гидротермальном генезисе жил.

По степени метаморфизма антраксолиты подразделяются на низшие, средней степени метаморфизма и высшие.

Низшие антраксолиты — твердые, черные образования, плот­ность 1,3-1,4 г/см3, твердость, по Моосу, 2-3, элементный сос­тав: С = 89-93%, Н = 3-5%.

Антраксолиты средней степени метаморфизма более плот­ные (1,4-1,7 г/см3) и более твердые (3-4); содержание в них Н < 1-3%, С = 93-97%.

Высшие антраксолиты имеют металловидный блеск, элект-ропроводны, плотность 1,8-2 г/см3, С = 96-99%, Н < 1%. К ним относятся шунгиты — высокоуглеродистые образования, распрост­раненные в протерозойских породах Карелии первично осадочно­го генезиса, впервые описанные около д. Шуньга. Шунгиты встречаются в виде жил и пропластков. Видимо, сингенетично обогащенные углеродом метаморфические породы не стоит отно­сить к антраксолитам, а считать нафтидами только жильные шун­гиты. В шунгитах установлено присутствие групп: СН2, СН3, С=С, С=О. Изотопный состав углерода варьирует от —17,4 до -39,9%о. В вопросе генезиса шунгитов очень много дискусси­онных моментов. В последние годы интерес к ним резко возрос благодаря обнаружению в них фуллеренов. Шунгиты известны также в Канаде, Индии и Швеции.

Если кериты и атраксолиты не представляют практической ценности в качестве УВ сырья, то как источник редких, рассея-ных и редкоземельных элементов они, безусловно, интересны.

В результате контактного воздействия интрузий на залежь на-фтидов образуется нефтяной кокс. В.А. Успенский отнес подо­бные образования к нафтидо-нафтоидам. Их проявления отмече­ны в ряде мест на Сибирской платформе на контакте с интрузия­ми траппов. Нефтяной кокс по элементному составу относится к высшим антраксолитам (С = 95-98%, Н = 1,5-2,5%), но отлича­ются характерной пористой «коксоподобной» текстурой.

Вторая подгруппа термально-метаморфической группы при­родных битумов представляет собой сложный спектр различных нефтеподобных веществ — нафтоидов, генезис которых обуслов­лен пиролитической деструкцией и возгонкой ОВ пород в первую очередь при контактном метаморфизме. Нафтоиды также бывают


образованы в результате тектонических деформаций или воздей­ствия высших давлений — тектонафтоиды.

Нафтоиды по химическому составу близки к нафтидам, но они имеют локальное распространение и представляют чисто ми­нералогический и генетический интерес.

Механизм аккумуляции возгонов связан главным образом с постмагматическими процессами. По степени дифференциации возгонов выделяются следующие генетические линии нафтоидов (Успенский, Радченко, 1961): 1) α-нафтоиды, или черные нафтои­ды, — недифференцированные продукты деструкции ОВ. Они образуют широкий спектр разностей от газов и мальт до антрак­солитов. Их характерная черта — присутствие непредельных УВ; 2) β-нафтоиды парафиниты (гатчетиты, хризматиты, альгариты и др.). На Нижней Тунгуске был встречен гатчетит в полиметал­лической жиле в лаве вблизи контакта с туфовой толщей. Гатче­тит имел кристаллическую форму (2 пинакоида), восковой блеск, прозрачен; химическая формула С21Н42; он был назван эвенкит. Помимо собственно парафиновых минералоидов к β-нафтоидам относятся олефиниты — каучукоподобные углеводородистые об­разования, формирующиеся за счет полимеризации непредельных УВ возгона; 3) γ-нафтоиды — кертизитиды — образования, явля­ющиеся результатом глубокого пиролиза преимущественно гуму­сового материала. Типичный представитель кертизит — углеводо­род полициклоароматического строения.

Фильтрационно-миграционная группа объединяет нафтиды, об­разование которых связанно с дифференциацией УВ-флюидов в процессе миграции и фазовыми превращениями газонефтяного флюида.

Намечается несколько линий формирования нафтидов этой группы, которые дают широкий спектр разностей, охватывающий разные классы нафтидов. Соответственно этим линиям битумоге-неза выделяются и подгруппы нафтидов.

Образование нафтидов этой подгруппы связано с дифферен­циацией углеводородных флюидов в процессе восходящей мигра­ции. В результате фазово-ретроградных процессов в жидкой фазе происходят накопление и осаждение наиболее высокомолеку­лярных компонентов парафинового ряда. Наиболее широко рас­пространенным представителем последнего являются озокериты — твердые и воскообразные нафтиды, от светло-желтого, почти бело­го, до черного цвета, плотностью 0,85—0,97 г/см3, температура плавления 40—50°С, известны и более высокоплавкие (до 100°С) разности. Элементный состав: С = 83,5—85; Н = 12-14,5%. Харак­терной чертой озокеритов является то, что их масляная фракция состоит практически полностью из твердых УВ парафинового ряда (от С21 до С55); озокериты также содержат некоторое количество жидких масел и смол. Содержание этих компонентов варьирует в


широких пределах: жидких УВ — от 2 до 35%, а смол — от 3 до 56% (Успенский и др., 1961). Их соотношение определяет кон­систенцию и цвет озокеритов.

Образование озокеритов связано с дифференциацией высо-копарафинистых нефтей и тяжелых конденсатов. Поскольку твердые УВ концентрируются преимущественно во фракциях, выкипающих при температуре выше 300°С, образование высоко-парафинистых нефтей такого генезиса возможно только за счет тяжелых конденсатов, мигрировавших с больших глубин. Тяже­лые конденсаты с повышенным содержанием твердых УВ извест­ны во многих районах (Челекен, Предкарпатье, Западная Сибирь, Предкавказье).

Несмотря на широкое распространение высокопарафинистых нефтей - потенциальных источников озокерита — скопления его в промышленных масштабах редки. Это связано с тем, что фор­мирование скоплений озокеритов определяется сочетанием ряда геологических факторов: 1) существование крупной глубокозале-гающей газоконденсатной залежи; 2) периодическое разрывооб-разование, сопровождаемое трещинообразованием; 3) наличие АВПД в залежи и предопределяющее периодическое раскрытие разрывов, способствующих увеличению емкости трещин.

Условия озокеритообразования — ретроградная конденсация газоконденсатного флюида в сочетании с сильным охлаждением за счет адиабатического расширения газов, в результате происхо­дит «вымораживание» даже легких фракций озокеритов с после­дующим удалением жидких фракций. В результате формируются жильный (более чистые разности) и поровый озокериты. Чтобы сформировалась залежь озокерита, необходимо многократное по­вторение этого процесса. Озокериты — образования нестойкие, парафины легко подвергаются бактериальному разрушению, поэ­тому промышленные залежи известны только в молодых — кай­нозойских — отложениях подвижных областей: Предкарпатье, Фергана, Туркмения.

К классу озокеритов относятся гатчетиты — озокеритопо-добные, существенно парафиновые нафтиды кристаллического строения. Они образуют светлые и светло-желтые таблитчатые и чешуйчатые кристаллы ромбической сингонии; форма залега­ния — гнезда, натеки, прожилки часты в угленосных толщах.

В процессе восходящей миграции, особенно по слабопрони­цаемым породам, происходит фильтрация нефтей с осаждением асфальтово-смолистых компонентов, что приводит к формирова­нию микроскоплений твердых нафтидов асфальтового ряда.

Вторая подгруппа нафтидов фильтрационно-миграционной группы была выделена сравнительно недавно. В середине 70-х го­дов при изучении газоконденсатных и газоконденсатно-нефтяных залежей палеозоя (и допалеозоя) в породах-коллекторах были об-


наружены твердые, плохо растворимые или нерастворимые в органических растворителях битумы, для которых абсолютно ис­ключалось и гипергенное, и термально-метаморфическое преоб­разование под действием магматических процессов. Довольно широкое развитие этих битумов, особенно в древних залежах, позволило выделить их в особую подгруппу, генезис которой свя­зан с фазовыми превращениями УВ-флюидов и прежде всего с деасфалыпизацией нефтей. Формирование широкого ряда нафти­дов этой генетической линии связано с осаждением из нефти ас-фальтенов и части смол при поступлении в первичные залежи нефти легких метановых нефтей и газов и перехода части их в нерастворимое состояние — асфальтениты. Характерной особен­ностью нафтидов этого генетического ряда является то, что твер­дые компоненты концентрируются за счет непосредственного осаждения из исходного флюида, что часто приводит к совмес­тному нахождению твердых нафтидов и безасфальтеновых нефтей или газов. Отличительная черта этих нафтидов — резкое преобла­дание в растворимой фракции асфальтенов над смолами, повы­шенное содержание углерода 83-88% и водорода 10% при низком содержании кислорода. Ряд нафтидов, объединяющий асфальти­ты, кериты, антраксолиты, получил название асфалыпенитового. Эта генетическая линия твердых нафтидов-асфальтенитов отра­жает многофазный процесс миграции и формирования залежей. Распределение нафтидов этого генетического типа контролирует­ся структурами древнего заложения, зонами выклинивания про­дуктивных пластов, а также районами распространения легких метановых нефтей и конденсатных залежей главным образом в палеозойских и допалеозойских отложениях. Нафтиды этой под­группы широко распространены в Тимано-Печорском бассейне (Усинское, Возейское, Пашнинское месторождения), в Восточ­ной Сибири (многочисленные нефтепроявления в рифейских, ве­ндских и нижнепалеозойских отложениях), а также в Балтийской нефтегазоносной области.


 

ГЛАВА2

ОРГАНИЧЕСКОЕ ВЕЩЕСТВО - ИСТОЧНИК УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФЛЮИДОВ








Date: 2015-04-23; view: 819; Нарушение авторских прав

mydocx.ru - 2015-2017 year. (0.021 sec.) - Пожаловаться на публикацию