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






Образование нефтей в протокатагенезе





Участие УВ ранней — протокатагенетической — генерации в нефтеобразовании уже давно признается многими исследователя­ми. Остается дискуссионным вопрос о масштабах ранней генера-


ции или формирования незрелых нефтей и возможности образо­вания ими собственных промышленных скоплений.

В генеральной рассмотренной выше эмпирической модели подстадия протокатагенеза рассмотрена интегрально на уровне одной градации, а, как установленно на примере различных бас­сейнов мира, генерация протокатагенетических, или незрелых, нефтей изменяет интенсивность и динамику нефтеобразования в ГФН. Концепция протокатагенетического нефтеобразования рас­смотрена на примере кремнистых толщ Тихоокеанского региона (Баженова, 1991). Установлены две группы незрелых нефтей. Первая группа включает нефти, генетически связанные с нор­мально-морскими, относительно глубоководными толщами, со­держащими бактериально-фитогенное УВ. Это нефти биогенных силицитов Камчатки, Сахалина, Калифорнии, некоторые нефти доманикового горизонта Волго-Уральской области. Вторая группа объединяет незрелые нефти и конденсаты, генетически связан­ные с нефтематеринскими толщами, накопленными в континен­тальных обстановках и содержащими ОВ, обогащенное резини­том и экзинитом. В обеих группах выделяются нефти с высоким содержанием серы. В первой группе — это некоторые нефти фор­мации Монтерей (бассейн Санта-Мария), генерированные мор­ским ОВ, но чрезвычайно обогащенным серой, — кероген П-S. В группе континентальных нефтей — это нефти фаций гиперсоле­ных озер (например, нефти некоторых бассейнов Восточного

Китая).

Особенностью всех незрелых нефтей является их обогащен-ность смолисто-асфальтеновыми компонентами. В основном это тяжелые нефти, и если среди них встречаются нефти относитель­но легкие, как, например, нефти месторождения Окружное Вос­точного Сахалина, то содержание смолисто-асфальтеновых ком­понентов в них достаточно высокое (до 24%). Исходное ОВ нефтематеринских кремнистых толщ Сахалина и Камчатки по ге­незису отвечает типично сапропелевому, но несколько отличается повышенным содержанием гетероэлементов и структурой. Такой состав обусловлен значительным вкладом бактериального ОВ, присутствие которого подтверждено соответствующими биомар­керами. Процессы деструкции подобного вещества будут проте­кать несколько иначе.



На примере многочисленных разрезов Сахалина и Камчатки было показано, что синбитумоиды кремнистых НМ толщ на ран­них градациях катагенеза (до ПК3) обогащены смолисто-асфаль-теновымии компонентами, резкое сокращение которых происхо­дит к концу протокатагенеза. Источником УВ в протокатагенезе, очевидно, являются в основном смолисто-асфальтеновые компо-


ненты синбитумоидов, т.е. компоненты, содержащие гетероэле-менты — кислород, серу, азот.

Опыты по термолизу различных фракций ОВ нефтематерин-ской толщи Восточного Сахалина — пиленгской свиты — показа­ли, что эти нефти, так же как УВ битумоидов пиленгской свиты, генетически не связаны с керогеном, точнее, с теми структурны­ми элементами керогена, которые сформировались к среднему протокатагенезу. Образование этих флюидов происходило прежде всего за счет растворимого смолисто-асфальтенового комплекса, обогащенного кислыми компонентами. Этот комплекс содержит в значительном количестве гетероэлементы. В диагенезе гетеро-элементы частично, в зависимости от структуры молекулярного веса и способа упаковки, или попадают в растворимую часть ОВ — битумоиды, или по большей части участвуют в формирова­нии керогена, при этом в значительной степени разрыхляют его структуру.

Количественный расчет расхода продуктов, образовавшихся в протокатагенезе, проведенный с использованием результатов экс­периментов Р. Исиватари, показал, что смолисто-асфальтеновый (липидный) комплекс на образование летучих расходует 15% и жидких, главным образом УВ — 70% своей массы; кероген на производство УВ на этом этапе расходует всего 5-6%, а лету­чих — 20% своей массы, т.е. количество образовавшейся в прото­катагенезе нефти определяется долей липидов в исходном ОВ.

Уходу новообразованных жидких продуктов из непосредст­венного очага генерации, а также миграции внутри НМ толщи способствует огромное количество летучих компонентов (воды и двуокиси углерода), генерированных одновременно с жидкими УВ. Образование УВ из твердых компонентов ОВ (керогена и/или асфальтена) идет ступенчато с формированием жидкого ге-тероатомно-углеводородного продукта, который в свою очередь генерирует жидкие УВ и(или) остается неизменным, образуя за­лежи незрелых асфальтов. По мнению Дж. Ханта, 40% залежей асфальтов, известных в мире, образовались в диагенезе (протока­тагенезе).

Таким образом, образование УВ в протокатагенезе в ощути­мых количествах или формирование незрелых нефтей происходит в толщах, содержащих ОВ, изначально обогащенное липидными (битуминозными) компонентами, содержащими в повышеных концентрациях гетероэлементы. В кайнозойских кремнистых тол-шах это бактериально-фитогенное ОВ со значительной долей би­туминозных компонентов, образовавшихся из липидов запасных веществ фитопланктона и бактериальных липидов. «Ранние» нефти будут генерироваться в значительных количествах далеко не любым ОВ, а только тем, в структуре которого заложены пред-




посылки «ранней генерации». Формирование промышленных за­лежей собственной протокатагенетической нефти возможно при небольших миграционных потерях, т.е. при близости коллектора. Наиболее благоприятной ситуацией является совмещение нефте-материнских и коллекторских свойств, т.е. формирование зале­жей аутогенных нефтей.

Нефтеобразование в угленосных толщах

Последние десятилетия ознаменовались новыми открытиями месторождений нефти в континентальных угленосных толщах. Такие бассейны с преимущественно континентальным выполне­нием широко распространены в Китае, Австралии, Юго-Восточ­ной Азии. На более жесткие условия проявления ГФН в толщах с гумусовым типом ОВ обратил внимание еще Н.Б. Вассоевич. Известна и альтернативная точка зрения для континентального ОВ, обогащенного экзинитом и резинитом (бассейн Маккензи в Канаде, Махакам-дельта в Индонезии). До сих пор остается дис­куссионным и недостаточно разработанным вопрос о возможнос­ти генерации жидких УВ в угленосных толщах. Наиболее рас­пространена точка зрения, что генерировать нефть может не весь уголь, а только его липоидные компоненты — воски, коровые ткани, споры, пыльца, кутикула, смоляные тела и др. Некоторые исследователи полагают, что и витринит и даже инертинит могут участвовать в генерации жидких УВ.

Нефте- и нафтидопроявления известны в угольных бассейнах различного возраста, так же как и в нефтегазоносных бассейнах часто присутствуют угольные пласты. Большую работу по сбору и анализу этих данных провели М.В. и A.M. Голицины. Они, на­пример, подчеркивают, что Западная Сибирь представляет собой не только крупнейший нефтегазоносный мегабассейн, но и круп­нейший угольный бассейн с углями позднепалеозойского, мезо­зойского и кайнозойского возраста. Наиболее угленасыщена юр­ская тюменская свита и меловые — танопчинская и покурская

свиты.

Мезозойские угли сложены гумусовым и сапропелево-гуму-

совым ОВ с повышенным содержанием компонентов групп вит-ринита и лейптинита. Юрские угли (тюменская свита) характери­зуются повышенным содержанием водорода (до 7,3%), что свиде­тельствует о повышенном содержании в них микрокомпонентов группы лейптинита. Это позволяет предположить, что эти угли могут генерировать не только газообразные, но и жидкие УВ.

Проявления нефти, вязких и твердых нафтидов отмечены во многих угленосных бассейнах: Донецком, Карагандинском, Лен­ском, Таймырском, Печорском, Львовско-Волынском, Кизилов-ском и др. Особенно широко распространены нефтепроявления в


Кузнецком угольном бассейне. Для северных районов Кузбасса. где развиты малометаморфизованные угли марок Д и Г (MK1 и МК2), характерно наличие нефтей смолисто-асфальтеновых, наф­теновых, с малым количеством парафинов.

В южных районах бассейна, где развиты более метаморфизо-ванные угли, появляются метановые высокопарафинистые нефти с малым содержанием смол и полным отсутствием асфальтенов. Более напряженные термодинамические условия способствовали здесь метанизации нефти.

В газах Кузнецкого угольного бассейна повышенные концент­рации тяжелых УВ (этана до 30%, пропана 8-22%, бутана 5-7%) отмечаются в области распространения газовых и жирных углей. В районах развития углей марок К, ОС и Т содержание тяжелых УВ не превышает 1—2%, хотя иногда и увеличивается в зонах тектонических нарушений.

Максимумы содержания тяжелых УВ в угольных газах совпа­дают с площадями развития нефтепроявлений в пластах угля в зонах нарушений.

В целом нефти угольных бассейнов высокопарафинистые, а угли, с которыми пространственно и генетически связаны нефти, характеризуются повышенным содержанием лейптиновых компо­нентов (5—35%). Интересные исследования по возможной нефте-генерации гумусовыми углями, бедными лейптинитом, проведе­ны по австралийским бассейнам Купер и Боуэн. Пермское ОВ в них имеет явно континентальный генезис, оно представлено в здесь в основном группой инертинита (до 80%). В то же время бассейн Купер содержит не только заметные ресурсы газа, но и несколько мелких нефтяных месторождений. Расчет содержания ОВ в породе с учетом только компонентов групп витринита (0,15-0,35%) и лейптинита (1,5-2,5%) с учетом группы инерти­нита привел Б. Томаса и М. Смита к выводу, что и инертинит участвует в генерации не только газообразных, но и жидких УВ. Экспериментальные исследования генерационной способнос­ти различных микрокомпонентов углей позволили Д. Мурчисону установить следующую последовательность генерации флюидов.

Первым, еще на ранней стадии (протокатагенез), при темпе­ратуре 40-60°С в процесс генерации вступает инертинит и гене­рирует метан и легкие УВ. С переходом в каменноугольную ста­дию инертинит генерирует лишь газ. Группа витринита прекра­щает генерацию тяжелых УВ при температуре 80~100°С (стадия MK1-MK2). Замыкают этот ряд липоидные компоненты, кото­рые дают максимум генерации тяжелых УВ при температуре 110-140°С (МК3-МК4).

Практический интерес с точки зрения генерации жидких УВ, очевидно, имеют только угли, обогащенные водородом, каковыми


прежде всего являются угли с повышенным содержанием лейпти-нитовых компонентов. При этом необходимо учитывать и повы­шенную сорбционную способность углей, затрудняющих эмигра­цию УВ, и несравненно более низкие значения коэффициентов эмиграции жидких УВ. В то же время газы, генерируемые углем на разных этапах их преобразования, являются прекрасными агента­ми эмиграции и переноса флюидов в вышележащие толщи.








Date: 2015-04-23; view: 663; Нарушение авторских прав

mydocx.ru - 2015-2018 year. (0.012 sec.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав - Пожаловаться на публикацию