Газоносность угольных пластов.

Процессы преобразования растительного вещества в уголь на всех стадиях проходит с выделением значительного количества газовых компонентов. Кравцов А.И. (1982) приводит следующие возможные реакции разложения клетчатки растений:

4С₆Н₁₀О₅ = 7СН₄ + 8СО₂ + 3Н₂О + С₉Н₆О и

2С₆Н₁₀О₅ = 5СН₄ + 5СО₂ + 2С

По различным оценкам при преобразовании 1т растительного вещества в уголь может образоваться от 250 до 450 м³ метана и соответствуещее количество углекислого газа. Значительная часть образовавшихся газов, особенно на торфяной стадии мигри­рует в атмосферу, но большое его количество остается в угле­носной толще и главным образом в углях. В породах газы нахо­дятся в свободном состоянии - в порах и трещинах, в углях - в свободном и сорбированном состоянии. Газоносность угольных месторождений во многом определяет безопасность условий труда при их разработке, и поэтому должна изучаться и контролиро­ваться на всех этапах разведки и разработки угольных месторож­дений.

В газах угольных месторождений встречаются метан (до 98% всех газов), углекислый газ (до 50% и более), азот, сероводо­род, водород и тяжелые углеводородные газы - гомологи метана (этан и пропан, реже бутан и пропан). Наибольшую опасность представляет наиболее часто встречающийся метан, способный при концентрациях от 5 до 16% образовывать с воздухом взрывчатую смесь. Во избежание этого, а также отравления шахтеров повы­шенные концентрации метана разбавляют атмосферным воздухом (проветриванием) до предельно-допустимых концентраций - 1%.

Многолетнее изучение газоносности угольных месторождений позволило установить, что содержание газов в углях увеличива­ется от бурых углей к каменным, а в антрацитах вновь резко снижается. При этом состав газов с глубиной существенно меня­ется. Это позволило выделить ряд зон (табл. 3).

Таблица 3

Газовая зональность угленосных отложений

(по Кравцову А.И., 1982)

Зоны (сверху вниз)	Химический состав и содер­жание основных газов в угольных пластах
N2,%	СО2,%	CH4,%	CO2 м3/т	СН4 м3/т
Газо- вого вывет- ривания	Азотно-углекислых газов Углекисло-азотных газов Метаново-азотных газов Азотно-метановых газов				- - 1-50 50-70	до 2 до 1 <0,5 <0,5	- - <1 <2-5
Метановых газов					<0,5

Мощность зоны газового выветривания зависит от геоморфо­логических, климатических, тектонических факторов и колеблется в широких пределах: от 50 до 300 м.

Метаноносность угля в пределах зоны метановых газов на действующих в России шахтах колеблется от 2 до 35 м3/т угля. При этом газообильность горных выработок за счет подтока газов из выше и нижележащих пластов и пропластков угля и пород может увеличиваться в несколько раз и достигать 100-150 м3/т суточ­ной добычи угля.

Значительные количества газа, содержащиеся в угольных пластах, при определенных условиях могут приводить к внезапно­му выбросу - лавиннонарастающему выделению газа с обнаженной поверхности угольного пласта, часто сопровождающегося отбросом угля или вмещающей породы в горную выработку. Продолжитель­ность внезапного выброса до нескольких секунд. В процессе вне­запного выброса газа и угля (пород) в массиве образуется по­лость обычно грушевидной формы. Количество выброшенного угля (интенсивность выброса) колеблется от нескольких десятков ки­лограмм до 14 тыс. тонн (Донбасс, 1968). Наиболее часто интен­сивность внезапных выбросов составляет 5-50 т (70% выбросов). Внезапные выбросы угля и газа в основном происходят на глуби­нах свыше 250 м, при мощности угольных пластов от 0,5 до 2,5 м и связаны с пониженной прочностью, перемятостью угля, измене­нием мощности угольного пласта, развитием трещин тектоническо­го происхождения. Угли при этом имеют повышенную газоносность (10 - 30 м3/т). Основные способы прогноза возможных внезапных выбросов на стадии разведки - обследование механических, филь­трационных, сорбционных свойств угля, структуры угля, на ста­дии разработки - применение сейсмоакустических методов, улав­ливание предупредительных признаков (шелушение и "стреляние" пород на поверхности массива и т.п.).

Изучение газоносности угольных месторождений проводится на всех этапах геологоразведочных работ. При поисковых рабо­тах, как правило, определяется лишь качественный состав газов. Для этого пробы угля отбираются в вакуумированные сосуды. Пос­ле дегазации угля определяется состав и содержание природных газов. При поисково-разведочных работах определение газонос­ности проводят с помощью газокернонаборников - особых буровых снарядов, позволяющих при перебурке угольных пластов извлекать не только керн, но и весь выделяющийся газ, а также с помощью газового каротажа или пластоиспытателей. Большое распростране­ние получили методы, позволяющие определять сорбционную спо­собность углей, т. е. максимальное количество газа, которое может поглотить данный уголь при заранее заданных условиях. Эти результаты в большинстве случаев хорошо согласуются с при­родной газоносностью угольных пластов.

В результате изучения газоносности при разведке месторож­дений должна быть выявлена и отображена на картах и разрезах поверхность метановой зоны и определена природная газоносность рабочих пластов в этой зоне на всей площади месторождения. Данные по природной газоносности определяются по двум (при простом) или трем (при сложном строении) опорным профилям и отдельным скважинам на других профилях, позволяющим обеспечить точность построения изогаз со значениями через 5 м3/т.

Метан, содержащийся в угленосной толще, может использо­ваться и как попутное полезное ископаемое. По плотности ресур­сов метана на 1 км2 некоторые угольные бассейны (например, Кузнецкий - до 250 млн. м3 и более) сопоставимы с чисто газо­выми месторождениями.

Попутные полезные ископаемые.

Угленосная толща, формирующаяся в разнообразных условиях, содержит различные попутные полезные компоненты. В их качестве могут выступать и породы, входящие в состав угленосной толщи (глины - как керамическое сырье, песчаники как стройматериа­лы), а также ряд элементов, содержащихся в углях: уран, герма­ний, галлий, ванадий, вольфрам, благородные металлы и др. Большинство исследователей считает, что эти элементы привноси­лись в угленосную толщу во время торфообразования и диагенеза и сорбировались из растворов органическими коллоидами. При этом сколько-нибудь значительные концентрации связаны как пра­вило с наиболее низкометаморфизованными углями. Так, уран встречается в бурых углях, германий - в бурых и низкометамор­физованных каменных углях, галлий чаще связан с низкометамор­физованными углями. Извлечение этих элементов производится как правило из золы углей, где их концентрация возрастает многок­ратно.

Германий - единственный редкий элемент, для которого угли являются основным источником его получения. Предельно низкими концентрациями для его получения установлены в 15 г при сжига­нии и 3 г на 1 т сухого угля - при коксовании.

При существующих в настоящее время технологиях сжигания угля на каждую тонну угля в атмосферу выбрасывается 15 кг та­ких газообразных продуктов, как окись углерода (10 кг), сер­нистые газы (2,5 кг), окислы азота и 2 кг пыли, в которой при­сутствуют такие металлы как титан (0,79 кг), ванадий (0,02кг), хром (0,014 кг), марганец (0,092 кг), свинец (0,007 кг), медь (0,027 кг), цирконий (0,044 кг), никель (0,009 кг), уран (0,038 г). При отсутствии надежных фильтров указанные элементы и соединения в значительной мере ухудшают экологическую обста­новку.

ВОПРОСЫДЛЯ КОНТРОЛЯ

1. Что такое ископаемый уголь.

2. Какие стадии проходит ОВ при его преобразовании в уголь.

3. Что такое пояс угленакопления, узел угленакопления.

4. Что такое угленосная формация.

5. Какова последовательность отложения пород в ритме УФ.

6. Деление угольных пластов по: 1)строению, 2)мощности, 3)углу наклона, 4)выдержанности.

7. Что такое угленосность и углеплотность.

8. Каковы основные типы угленосных формаций.

9. Что такое угленосный бассейн и угольное месторождение.

10.Назовите основные стадии преобразования растительного веще­ства.

11.Генетические классификации углей.

12.Какие виды метаморфизма оказывают влияние на преобразова­ние угольного вещества.

13.Как изменяется химический состав углей при метаморфизме.

14.Изменение физических свойств при метаморфизме углей.

15.Перечислите основные показатели промышленной классификации углей.

16.Какие газы встречаются в угольных месторождениях.

17.Что такое газовая зональность.
ГОРЮЧИЕ СЛАНЦЫ.

Горючие сланцы - это глинистые, известковистые или песча­ные породы, содержащие органическое вещество.

Изначально к горючим сланцам относили породы, содержащие любое органическое вещество: высшие и низшие растения, прос­тейшие организмы, нефтяные битумы. Поэтому среди сланцев выде­лялись: 1)гумусовые сланцы, в которых органическое вещество (ОВ) представлено высшими растениями; 2)сапропелевые (ОВ - низшие растения и простейшие организмы); 3)смешанные (ОВ сос­тоит из остатков высших и низших растений) и 4)битуминозные сланцы, в которых ОВ представлено нефтяными битумами. Однако, учитывая различия в механизме образования, в последнее время к горючим сланцам стали относить породы, в которых органическое вещество представлено керогеном. В первоначальном и наиболее распространенном значении (А. Крам-Браун, 1912) кероген - не­растворимое в органических растворителях ОВ сапропелевых горю­чих сланцев, из которого при сухой перегонке образуются нефте­подобные продукты (сланцевое масло, деготь, смола). В настоя­щее время одни понимают под этим термином все органическое ве­щество горючих сланцев, другие только нерастворимую его часть. К горючим же сланцам относят породы, содержащие ОВ прежде все­го низших растений и простейших организмов или с примесью гу­мусового материала, привнесенного в осадки мелководных бассей­нов в период их образования.

Строение горючих сланцев весьма различно из-за многообра­зия условий их образования. Чаще всего они обладают различными разновидностями слоистой текстуры, хотя в мощных слоях могут иметь и массивное строение. Структура сланцев чаще всего лен­точная. Цвет сланца во многом определяется составом минераль­ной части и варьирует от светло- до темнокоричневого и от се­рого до почти черного. Нередко встречаются сланцы с зелеными, красными и желтыми оттенками. Органическое вещество горючих сланцев состоит из микрокомпонентов группы альгинита (алга, лат. - водоросль) с подчиненным значением микрокомпонентов групп витринита, микстинита (микстус, лат. - смешанный), а также фюзинита. Плотность сланца меняется от 900 до 2800 кг/м3 в зависимости от содержания ОВ.

Химический состав ОВ горючих сланцев отличается от соста­ва углей и нефти. Содержание углерода в нем колеблется от 52 до 82%, водорода - 6 - 11%, кислорода - 3 - 27%, азота - 0,2 - 3%, серы - до 12%. В сапропелевых сланцах содержание углерода и водорода выше, а кислорода ниже, чем в сланцах с примесью гумусовых компонентов.

Образование горючих сланцев - длительный процесс, распа­дающийся на несколько последовательных стадий (Зеленин Н.И., Озеров И.М., 1983).

Водорослевая стадия сланцеобразования связана с широким развитием водорослей в верхней зоне морских, озерных и прочих преимущественно мелководных бассейнов. Наиболее благоприятными условиями являются существование нормального кислородного ре­жима,обеспечивающее широкое развитие фитопланктона. Такие ус­ловия сохраняются в бассейнах на глубинах до 300 м. Эта стадия связывает не только рост водорослей, но и начальную стадию их преобразования в коллоидное состояние после отмирания.

Липидная стадия формирования ОВ является продолжением

первой стадии и наступает после того, как образовавшиеся гели

в результате налипания минеральных частиц погружаются на дно

водоема. При этом преобразование ОВ происходит в анаэробных

условиях. Полимеризация соединений, возникших на первом этапе

приводит к образованию нерастворимых и инертных соединений,

обогащенных по сравнению с исходным веществом углеродом и во­дородом, по составу близкого к липидным (жировым) соединениям.

Геохимическая стадия начинается после захоронения образо­вавщегося осадка под более молодыми отложениями. Кроме процес­сов диагенеза на этой стадии происходит дальнейшее изменение структуры и состава ОВ под действием все увеличивающейся тем­пературы и давления.

Некоторые исследователи выделяют и шунгитовую стадию,

присущую в основном протерозойским и архейским образованиям,

содержащим рассеянное ОВ, в котором содержание углерода сос­тавляет 95 - 98%.

В зависимости от состава ОВ среди горючих сланцев выделя­ют сапропелевые, сапропелево-гумусовые и гумусо-сапропелевые типы горючих сланцев.

Сапропелевые горючие сланцы образуются чаще всего в приб­режно-морских, реже озерных условиях, содержат ОВ более 30%. ОВ состоит из микрокомпонентов группы альгинита. Выход летучих веществ составляет 75-84%, выход смолы на сланец 20-30%, на горючую массу более 50%.

Сапропелево-гумусовые сланцы имеют преимущественное расп­ространение. Содержание гумусового вещества в них составляет 10-30%. Отличительной особенностью этих сланцев является за­метно меньшее содержание ОВ - до 20-25%. Выход смолы на сланец составляет 4-20%.

Гумусо-сапропелевые сланцы отличаются преобладанием гуму­сового вещества. Содержание ОВ не выше 20%. Выход смолы на сланец редко превышает 10%, на горючую массу до 25%.

Образование горючих сланцев связано с мелководными морс­кими бассейнами, реже с дельтовыми и озерными впадинами. Боль­шинство сланценосных бассейнов связано с конечными стадиями трансгрессии моря в крупные впадины первого порядка (Прибал­тийская, Предуральская, Оленекская и др.). При этом многие исследователи (Рухин Л.Б., Зеленин Н.И., Озеров И.М. и др.) отмечают большую роль глинистых образований как адсорбента ор­ганического вещества. Глинистые частицы способствовали осажде­нию органики, и поэтому в горючих сланцах с глинистой мине­ральной частью содержание ОВ значительно больше, чем в извест­ковистых и песчанистых отложениях и составляет 20 - 40% и бо­лее.

Сланценосные толщи большинства месторождений имеют слож­ное строение. Сложность обусловлена повторяющимися в разрезе комплексами пород песчано-глинисто-известковистого состава, иногда с прослоями туфового материала. Наиболее часто отмеча­ются переслаивание слоев горючих сланцев с прослоями глинис­тых, известково-глинистых и алеврито-песчанистых пород. Коли­чество таких переслаиваний (ритмов) колеблется от 3 до 50-100 и более и зависит прежде всего от климатических, геоморфологи­ческих и, особенно, тектонических условий осадконакопления.

Так как низшие растения появились на Земле гораздо раньше высших, то и толщи с горючими сланцами отмечаются в более ран­них образованиях, чем ископаемые угли. Уже в отложениях кемб­рия известно немало месторождений горючих сланцев.

Выделяются (Зеленин Н.И., Озеров И.М., 1983) платформен­ные, промежуточные и геосинклинальные типы месторождений горю­чих сланцев. Платформенный тип приурочен к мелководным отложе­ниям древних и эпипалеозойских платформ. Сланценосные толщи платформенного типа имеют значительные площади распространения (десятки и сотни тысяч км2) при сравнительно небольшой мощнос­ти отложений: от нескольких метров до нескольких десятков мет­ров, редко более. Количество пластов сланца обычно от 3 до 20, пласты сложного и очень сложного строения мощностью от 0,1 до 3, редко до 8 м. Пласты сланцев выдержаны по мощности и ка­честву на значительной площади, изменяясь лишь к краевым час­тям месторождений.

Промежуточный тип месторождений горючих сланцев образо­вался в переходной области от геосинклиналей к платформам. Особенностями этого типа является изменчивость литологического состава, большое количество маломощных пластов и прослоев го­рючих сланцев, непостоянство их мощности и качества и большая площадь распространения (до 100 тысяч км2). Например, горючие сланцы франкского яруса среднего девона (доманиковые отложе­ния) прослеживаются вдоль всего западного склона Урала.

Геосинклинальный тип месторождений горючих сланцев приу­рочен к межгорным впадинам и краевым прогибам. Его отличает обширная площадь распространения (до 100 тысяч и более км2), значительная мощность сланценосной толщи (600 - 1800 м), боль­шое количество (от 50 до 100 и более) пластов горючих сланцев. Пласты выдержанные, мощностью от 0,2 до 6 м. Для этих толщ ха­рактерно частое присутствие вулканогенного материала. Запасы горючих сланцев составляют десятки и сотни миллиардов тонн.

Для всех типов месторождений горючих сланцев характерна пластовая, пластообразная и линзовидная форма залежей. Реже встречаются мульдообразный и чашеобразный типы. Границы с вме­щающими породами могут быть резкими и постепенными.

Исследования качества горючих сланцев производится с по­мощью углехимических методов и включает определение химическо­го состава (C, H, O, N, S), зольности, влажности, выхода смолы и теплотворной способности сланца.

Горючие сланцы используются как энергетическое топливо и технологическое сырье. Как энергетическое сырье сланцы из-за высокой зольности могут использоваться лишь вблизи мест их до­бычи. Для технологической переработки используются сланцы с крупностью кусков 25 - 125 мм. Технологическая переработка осуществляется полукоксованием (нагревом до температуры 450оС) с целью получения сланцевой смолы, которая используется для производства жидкого топлива и смазочных масел, а также как компонент для изготовления шпалопропиточного масла, для произ­водства лаков, клея, ихтиоловой мази, синтетических дубителей и других химических продуктов.

Горючие сланцы могут служить резервом промышленного изв­лечения таких элементов как уран, молибден, германий, ванадий, рений, бериллий и др.

ВОПРОСЫДЛЯ КОНТРОЛЯ

1. Какие породы относят к горючим сланцам.

2. Что такое кероген.

3. В каких условиях образуются горючие сланцы.

4. Назовите типы месторождений горючих сланцев.

5. Какие стадии проходит ОВ при образовании горючих сланцев.

6. Перечислите существующие типы горючих сланцев.

7. Перечислите направления использования горючих сланцев.
НЕФТЬ.

Нефть - горючая маслянистая жидкость со специфическим за­пахом, распространенная в осадочной оболочке Земли. Нефть сос­тоит из углеводородов (УВ) метанового, нафтенового и аромати­ческого рядов с примесью сернистых, азотистых и кислородных соединений.

Хотя нефть известна человечеству с давних времен (бальза­мирование в древнем Египте), широкое применение нефти началось лишь со второй половины Х1Х века, когда были найдены способы разделения нефти на различные, прежде всего масляные фракции, необходимые для смазки широко распространенных к тому времени паровых машин. Вслед за выделением масляных фракций, последо­вало выделение и керосиновых фракций, широко использовавшихся в конце X1X для освещения. Усовершенствование способов разде­ления нефти привело к получению бензиновых фракций, открывших дорогу новому типу двигателей. Получение при переработке нефти полимерных соединений еще более расширило возможные области ее применения.

Нефть представляет собой природную систему. В зависимости от геологической обстановки в недрах и природных условий на поверхности в ней изменяется структура и количественные соот­ношения между компонентами.

Химический состав нефти.

Исследование нефти начинается с разделения ее на состав­ные части. Прежде всего из пластовой нефти извлекают попутные газы. Для характеристики нефти как системы в дальнейшем ис­пользуют элементный, углеводородный, компонентный и фракцион­ный состав.

Основой элементного состава нефти являются два элемента: углерод (83 -87%) и водород (11 -14%). В составе нефти всегда встречаются также кислород, азот и сера в содержании от сотых долей до (соответственно) 3,6%, 1,7% и 4% (редко до 8%). Угле­род и водород в нефти, природных газах и битумах образуют угле-

водородные соединения (УВ), которые определяют основные потре­бительские свойства нефти и горючих газов. Кислород, азот и серу в нефти принято считать гетероэлементами. В нефтях встре­чаются также в концентрациях от тысячных долей процента и ме­нее еще до 50 элементов - металлов и неметаллов. Углеводород­ные соединения нефти (т.е. соединения углерода с водородом) представлены 3 типами соединений: метановыми (алканами), наф­теновыми (цикланами) и ароматическими УВ (аренами).

Компонентный (групповой ) состав нефти характеризует со-

держание компонентов по агрегатному состоянию. К основным ком­понентам относят: газы, бензины, масла, смолы, асфальтены, а также твердые парафины в составе масел (рис. 3). Температурное фракционирование (перегонка) - простейший способ разделения смеси на части. Выход фракций и температура начала кипения нефти (Тнк) характеризует ее фракционный состав.

Физические свойства нефти.

Среди физических свойств нефти наиболее важными являются такие, как плотность, молекулярная масса, вязкость, температу­ра кипения и застывания, оптические и электрические свойства.

Плотность. В геологии применяют безразмерную величину - относительную плотность r420 - отношение массы нефти при тем­пературе 20оС к массе воды при температуре 4оС. По плотности нефти делятся на три группы: легкие - с плотностью 0,800 - 0,870, средние - 0,871 - 0,910 и тяжелые - 0,911 - 0,980 (до 1,050). Более низкие плотности имеют конденсаты, а более высо­кие (более 1,050) - мальты.

Молекулярная масса (М) - масса молекулы, выраженная в единицах атомной массы. У нефтяных УВ она колеблется от 16 до 500, у смол от 500 до 1200, у асфальтенов достигает нескольких тысяч. Для многих нефтей молекулярная масса находится в преде­лах 250 - 300, что соответствует 10 - 15 атомам углерода в средней молекуле нефти. Этот показатель используется при рас­четных методах изучения группового состава 50-градусных фрак­ций нефти (n-d-M метод).

Вязкость нефти в пластовых условиях отличается от вязкос­ти дегазированных нефтей на поверхности. При извлечении на по­верхность вязкость сильно повышается и зависит от состава УВ (наименьшей обладают алканы), содержания парафина. Парафинис- тые дериваты нефти на поверхности становятся настолько вязки­ми, что перестают течь. По вязкости нефти разделяют на нефти с незначительной вязкостью - < 1 мПа7с, маловязкие - от 1 до 5 мПа7с, с повышенной вязкостью - 5 - 25 мПа7с и высоковязкие - с вязкостью более 25 мПа7с.

Температура кипения нефти колеблется от 28 до 210оС, зас­тывания от +26 до -60оС. Температура вспышки находится в пре­делах от 35 до 120оС в зависимости от фракционного состава и давления насыщающих паров.

Оптические свойства нефти широко используются при изуче-

нии химического состава и ее геохимической характеристики.

Среди них наиболее часто используются такие как цвет нефти, оптическая плотность, люминесценция, показатель преломления.

Цвет нефти. В составе нефти есть бесцветные, белые, свет­ло- и темноокрашенные компоненты. Углеводороды в большинстве своем бесцветные (прозрачные) вещества, смолы окрашены в жел­то-коричневые цвета, асфальтены в черные.

Оптическую плотность нефти характеризует коэффициент све­топоглощения (Ксп). Оптическая плотность нефти зависит в ос­новном от содержания асфальтенов, так как коэффициент свето­поглощения асфальтенов в сотни и тысячи раз больше, чем у смол и УВ. Благодаря этому Ксп является наиболее чувствительным к изменению состава нефти и используется для решения ряда про­мысловых задач (изменение плотности нефти, перемещение водо­нефтяного контакта и др.).

Люминесценция используется при наиболее массовом поиско­вом методе - люминесцентно-битуминологическом анализе. С ее помощью обнаруживаются даже следы нефти. УВ (особенно масла) обладают голубым и фиолетовым свечением, смолы - желто-корич­невым, добавки асфальтенов дают коричнево-бурые цвета, хотя сами асфальтены не обладают видимой люминесценцией и подавляют интенсивность свечения.

 

 

---------------------------------------------------------------

| | Светлые продукты | Мазут | С -

| ----------------------------------------------------------

|Газы| |Керо-|Га- | Масла | |

| | Бензин |син |зойль---------------------------Гудрон|

| | | | | легкие | смазочные | |

---------------------------------------------------------------

число атомов углерода

5 6 10 11 13 14 17 18 25 26 35 36-60

молекулярная масса

16 72 150 156 210 220 500 >1000

температура кипения, о С

100 200 300 400 500

---------------------------------------------------------------

Рис.3. Состав нефти в недрах (в весовых процентах).

Показатель преломления изменяется пропорционально молеку­лярной массе УВ и обратно пропорционально доле атомов водорода в молекуле. Обозначается nD20, где D - спектральная линия ис­точника света (желтая линия в спектре натрия). Различия в по­казателях преломления заметны во втором знаке после запятой (при точности измерений 4 - 5 знаков). Например, для молекул из 6 атомов углерода: у гексана nD20=1,3749, у циклогексана nD20=1,4262, у бензола nD20=1,5011. В настоящее время показа­тель преломления применяется при расчетных методах изучения структурно-группового состава 50-градусных фракций нефти (ме­тод n-d-M).

Электрические свойства нефти. По своим электрическим

свойствам нефть является диэлектриком. Электрическая проводи­мость нефти находится в пределах 271010 - 371017 Ом-17см-1, диэлектрическая проницаемость 2 - 2,5. Так как нефть и газ на­ходятся в горных породах вместе с минерализованной водой, об­ладающей высокой проводимостью, то нефтегазонасыщенные породы обладают проводимостью, зависящей от соотношения воды и нефти (газа) в пласте. На каротажных диаграммах эти породы выделяют­ся значениями электрического сопротивления в 2 - 100 и более (до 1000 Ом7м) раз превышающими электрическое сопротивление пород, не содержащих нефть или газ.

Растворимость нефти, природных газов и воды - характерис­тика определяющая состав и фазовое состояние природной системы.

Растворимость нефти в воде составляет незначительную ве­личину - 0,020-0,035%, причем, большими показателями обладают цикланы и арены. Растворимость нефти при температуре 150оС увеличивается, а при температуре более 200оС резко возрастает.

При промысловых исследованиях определяют плотность нефти, ее фракционный состав, вязкость, содержание серы, смол, ас­фальтенов, парафинов и их температуру плавления.

В промышленной (технологической) классификации, принятой в России, нефть делится на типы (по содержанию фракций, выки­пающих до 350оС), группы (по содержанию масляных фракций), подгруппы (по качеству масла), классы (по содержанию серы) и виды (по содержанию парафина).

Гипотезы образования нефти.

Образование нефти связывается с образованием УВ при хими­ческих реакциях в нижних частях земной коры или в верхних час­тях мантии, либо с преобразованием органического вещества (растительного и животного) в осадочной оболочке Земли. Эти две группы гипотез получили название гипотез неорганического и органического происхождения нефти.

Неорганическое происхождение нефти связывают или с воз­действием воды, углекислого газа, сероводорода на щелочные ме­таллы, железо (французские химики Бертло М., Биассон Г.). Мен­делеев Д.И. предполагал, что нефть образуется в результате воздействия паров воды на карбиды тяжелых металлов (например железа) в верхней части мантии:

2FeC + 3H2O = Fe2O3 + C2H6

Эти гипотезы предполагают образование на первом этапе ме­тана, этана, в некоторых случаях смеси газов из метана, окиси и двуокиси углерода.Ряд гипотез космического происхождения нефти (Земля - космическое тело и в недрах состоит из всех элементов, известных в других космических телах) предполагает образование метана из атомарных углерода и водорода, присутс­твующих в мантии Земли.

Дальнейшее преобразование метана в более тяжелые УВ сто­ронники неорганического происхождения нефти связывают с поли­меризацией УВ в условиях уменьшения температуры, происходящей при подъеме образовавшейся смеси газов главным образом по раз­рывным нарушениям. Скопления нефти и (или) природного газа происходит в пористых породах вблизи этих глубинных разломов.

Органическая группа гипотез (Губкин И.М., Вассоевич Н.Б., Бакиров А.А. и др.) связывают происхождение нефти с преобразо­ванием рассеянного органического вещества. Большинство сторон­ников органического происхождения нефти представляют нефтега­зообразование как единый, длительный и стадийный процесс.

На первой стадии (Вассоевич Н.Б., и др.) в осадок, обра­зующийся в мелководном морском или озерном бассейне попадает ОВ в виде остатков водорослей, а также простейших организмов. Современные исследования показывают, что период полного обнов­ления фито- и зоопланктона занимает, в зависимости от климати­ческих условий 2 - 3 года. При этом накопление ОВ происходит в восстановительных или слабовосстановительных условиях. Часть ОВ при этом теряется в результате воздействия анаэробных орга­низмов, но при этом в нем увеличивается содержание углерода и водорода.

Вторая стадия связана с преобразованием осадка в процессе диагенеза и ранними протокатагенетическими изменениями. В на­чале этой стадии наряду с уплотнением и частичным обезвожива­нием осадка продолжается потеря органического вещества за счет продолжающегося бактериального разложения с одновременным вы­делением углекислоты, аммиака, сероводорода и метана. К концу этой стадии биохимические процессы затухают, а низкие темпера­туры (до 50оС) определяют низкую скорость реакции термокатали­за РОВ. Среди газовых компонентов в конце этой стадии явно преобладает метан. Этот этап преобразования РОВ соответствует зоне первичного газообразования.

Третья стадия отмечается началом образования жидких УВ. Начало этого процесса происходит при температурах 50 - 60о С и давлениях 200 - 300 атм, что соответствует глубинам 1 - 1,5 км. Многие исследователи (Вассоевич Н.Б., Высоцкий И.В. и др.) связывают начало этого процесса со стадией 3Б метаморфизма ис­копаемых углей. При дальнейшем повышении температуры РОВ испы­тывает активную термокаталитическую деструкцию, в результате чего в его составе уменьшается количество нефтяных УВ и гомо­логов метана, которые переходят во вмещающую породу. Этот про­цесс наиболее интенсивно происходит в зоне мезокатагенеза, со­ответствующей метаморфизму ископаемых углей на стадии Г и Ж. Предполагается, что отделение жидких фракций заканчивается к концу стадии К метаморфизма углей (и соответственно температу­ре 170оС). Этот период увеличения содержания УВ и битумоидов в глинистых породах при их погружении получил название главной фазы нефтеобразования (ГФН), а зона глубин соответсвующая этой фазе названа главной зоной нефтеобразования (ГЗН). В зависи­мости от конкретных геологических условий (главным образом от величины геотермического градиента) нижняя граница этойзоны соответствует глубинам 4,5 - 6 км.

Образование жидких УВ зависит от состава первичного РОВ. Гумусовое вещество генерирует не более 2 -3% жидких УВ, в то время как у сапропелевого ОВ этот показатель достигает 25 - 28%. Капельно-жидкая нефть, образующаяся на этой стадии (пер­вичная или протонефть), выжимается (эмигрирует) из материнской породы в пористые коллектора (первичная миграция нефти). Эта эмиграция становится заметной при содержании РОВ в породе бо­лее 0,5%. Главная фаза нефтеобразования завершается по мере расходования той части ОВ, которая способна генерировать жид­кие УВ и другие составные части нефти.

Четвертая стадия наступает при погружении осадка на глу­бины, где температура выше 170оС. ОВ исчерпало свои нефтегене­рирующие возможности, но продолжает реализовываться метаноге­нерирующий потенциал. Эта стадия захватывает завершающие этапы мезокатагенеза и стадию апокатагенеза осадков (соответствующие стадиям метаморфизма углей от ОС до А), с максимумом газообра­зования на стадиях ОС - Т.

Пятая стадия связана с миграцией жидких и газообразных углеводородов по пласту-коллектору (вторичная миграция) во время которой происходит не только смешивание компонентов неф­ти, но и образование новых соединений, благодаря чему в скоп­лениях нефть предстает полнокомпонентной системой.

Завершается этот процесс переформированием и разрушением залежей.

Таким образом, согласно этой группе гипотез, носящих в настоящее время название осадочно-миграционных, в осадочной оболочке можно выделить зону первичного газообразования на глубинах до 1 - 1,5 км (и температурах 50 - 60оС), главную зо­ну нефтеобразования на глубинах 1-1,5 - 4,5-6 км (и температу­рах 50 -170оС) и главную зону газообразования на глубинах до 7-9 км (и температурах 170 - 220оС). Дальность вторичной миг­рации нефти, которая может быть как вертикальной, так и по ка­кому-то определенному пласту (или группе пластов) - т.е. боко­вой или латеральной, зависит от конкретных геологических усло­вий и по различным оценкам может колебаться от нескольких сот метров до 150-170 и более километров.

Условия формирования нефтегазоносных толщ.

Скопления нефти и газа известны в отложениях всех возрас­тов, начиная от протерозоя до четвертичного времени. Однако, основные их запасы приурочены к осадочным породам определенных возрастных интервалов. Так, основная часть запасов нефти сос­редоточена в палеозойских и мезозойских породах, а газа - в мезозойских и кайнозойских. В докембрийских и четвертичных от­ложениях скопления нефти и газа встречаются редко и в незначи­тельных масштабах.

Такое неравномерное распределение запасов нефти и газа объясняется с одной стороны периодичностью геологических про­цессов, прежде всего процессов накопления органического ве­щества, а с другой - этапностью процессов нефтегазообразова­ния.

Образование нефтегазоносных толщ связано с крупными об­ластями длительного погружения. При этом скопления рассеянного ОВ приурочено как правило к небольшой группе фаций. Это, во-первых, терригенные фации: прибрежно-морские, лагунно-морс­кие, озерно-континентальные. Во-вторых, терригенно-карбонатная группа фаций и, в третьих, карбонатная группа фаций (фации морских обстановок, рифов). Перечисленные отложения могут встречаться на древних и молодых платформах, в складчатых об­ластях, в областях рифтогенного режима и характеризуются вос­становительными условиями их формирования на глубинах до 3 км.

К благоприятным для нефтегазообразования Бакиров А.А. (Бакиров и др., 1993) относит:

-сероцветную песчано-глинистую платформенную формацию морского происхождения,

-песчано-глинистую формацию платформ и сопредельных про­гибов,

-орогенную формацию тонких молласс,

-песчано-глинистую дельтовую формацию крупных поперечных прогибаний континентальных окраин,

-пестроцветную песчано-глинистую платформенную формацию,

-группу карбонатных формаций (биогермных известняков, банко-рифовую, слоистых известняков с рассеянными органогенны­ми постройками).

Преобразование рассеянного ОВ в нефтегазоматеринских тол­щах в нефть и (или) газ происходит при достижении этими толща­ми соответствующих условий (т.е. зон нефте- или газообразова­ния). Формирование скоплений нефти и газа зависит от присутс­твия в разрезе пород, обладающих определенным пустотным прост­ранством, и флюидоупоров, препятствующих разрушению этих скоп­лений.