Вы здесь

Геологічні умови формування важких високов'язких нафт і перспективи пошуків їх покладів у нафтогазоносних регіонах України

Автор: 
Окрепкий Роман Миколайович
Тип работы: 
Дис. канд. наук
Год: 
2003
Артикул:
3403U002191
99 грн
(320 руб)
Добавить в корзину

Содержимое

РОЗДІЛ 2
ПАРАГЕНЕТИЧНІ СПІВВІДНОШЕННЯ ВАЖКИХ ВИСОКОВ`ЯЗКИХ НАФТ І ПРИРОДНИХ БІТУМІВ
Під терміном "бітум" звичайно розуміються рідкі, аморфні, квазітверді або
тверді сполучення вуглецю і водню, що вміщують невелику кількість кисне-,
сірко- і азотовмісних сполук і металів, а також значну кількість
асфальто-смолистих речовин, які добре розчиняються в сірковуглеці, хлороформі
та інших органічних розчинах [11,27]. За походженням вони можуть бути поділені
на бітуми природні та штучні. Останні отримуються внаслідок штучної
(техногенної) переробки нафти, торфу, вугілля і різноманітних збагачених
органічною речовиною пелітоморфних порід [* Вони не зовсім вдало іменуються
"чорними сланцями" /20/. Більш слушна назва цієї дуже широкої групи порід –
гідрокарбеполіти /14/.], зокрема горючих сланців. Бітуми природного походження
в свою чергу поділяються на ПБ-нафтиди і ПБ-нафтоїди. Останні це, зокрема,
генетична галузь ПБ в діапазоні від ВВВН і мальт до вищих керитів та
антраксолітів, походження яких не пов`язано з "макронафтою". Шляхи утворення
ПБ-нафтоїдів різноманітні. Насамперед, це продукти локального впливу на
різноманітні вуглисті або гідрокарбопелітові породи (осадки) високих температур
(контактовий метаморфізм), гідротерм, тектонічного стресу. Крім того, існують
різноманітні природно-сингенетичні тверді бітуми переважно гідротермального
походження.
Продукти техногенної переробки порід, збагачених органічною речовиною
сапропелевого або гумусового складу, це дуже важливе джерело вуглеводневої
сировини. Але на відміну від ПБ, газів вугільних пластів, газогідратів,
водорозчинених вуглеводнів природні ресурси яких є додатковими до традиційних
скупчень нафти і газу, їх треба розглядати як альтернативні джерела
вуглеводнів.
Слід підкреслити, що границя між нетрадиційними (додатковими) і альтернативними
вуглеводневими джерелами має досить умовний характер. Зокрема, тверді природні
бітуми-нафтоїди в цій якості мало чим відрізняються від вугілля. Тому, строго
кажучи, до додаткових джерел вуглеводнів треба відносити лише рідкі ПБ-нафтиди,
що представлені високов`язкими нафтами і мальтами. Але приймаючи до уваги
генетичні зв`язки нафт і бітумів-нафтидів, а також умови залягання останніх
(принципова єдність типів покладів, наявність поступових переходів: нафта –
ВВВН-мальта-асфальт-асфальтит), всі ПБ "нафтового тренду" в даному аспекті
доцільно розглядати разом. Що ж стосується рідких нафтоїдів, що утворюються
внаслідок гідротермального впливу на породи чи осадки, збагачені органічною
речовиною, то масштаби їх генерування недостатні для того, щоб розглядати
можливості їх практичного використання. Разом з тим їх вивчення має дуже велике
значення як в цілому для вирішення питань нафтидогенезу, так і для з`ясування
деяких закономірностей утворення ВВВН (див. нижче). Їх позиція в загальній
системі природних нафтидів все ще залишається дискусійною. Широке застосування
словосполучення "важкі (високов`язкі) нафти і бітуми" свідчить про те, що
більшість дослідників схильні відносити ВВВН не до ПБ, а до нафт. Це також
відбиває значення ВВВН як важливої проміжної генетичної ланки між звичайними
нафтами і ПБ. Але з точки зору фізичних і хімічних властивостей, не кажучи вже
про технологічні аспекти, вони ближче до мальт, аніж до легких і середніх
малов`язких нафт з низьким вмістом смолисто-асфальтенових сполук і сірки.
Згідно з В.А. Успенським до класу нафт відносяться рідкі, повністю розчинні в
органічних розчинниках високовуглецеві різновиди бітумів, що містять не менше
65% масляних компонентів. Густина нафт, як відомо, коливається в дуже широких
межах (750-960 кг /м3), відповідно з чим визначаються: легкі (750–850кг/м3, у
їх складі переважають вуглеводні парафінового ряду, вміст асфальтово-смолистих
компонентів до 5-8%), середні або обважнені (850–900 кг/м3, нафтенові і
ароматичні вуглеводні присутні у помірних кількостях, вміст
асфальтово-смолистих компонентів до 15%) і важкі (900–960 кг/м3) нафти. Існують
і інші класифікації нафт за густиною. На міжнародній нараді фахівців з нафтової
хімії та технології в Каракасі (1984) було прийняте рішення виділяти три типи
нафт: звичайні (густина ? 904 кг/м3, проміжні (904–934 кг/м3) і важкі (>934
кг/м3). Останні, враховуючи важливість проблем освоєння їх ресурсів,
поділяються на 3 класи: I - нафти густиною 934–966 кг/м3, II – нафти густиною
966-1000 кг/м3 і III - надважкі нафти (>1000 кг/м3). Суттєва розбіжність
класифікацій нафт за густиною пов`язана насамперед з неоднозначністю зв`язку
між цим параметром та в`язкістю (рис. 2.1). З генетичної (закономірності
міграції вуглеводнів та формування нафтових покладів) і особливо технологічної
точки зору більш доцільно класифікувати нафти не за густиною, а за в`язкістю:
нафти з малою ( 30 МПа · С)
в`язкістю. Інтервал 30-40 МПа · С відповідає переходу нафт в мальти. Досить
широкий інтервальний характер цієї принципово важливої границі (за густиною
вона значно більш неозначена) відбиває проміжний характер ВВВН як перехідної
ланки між нафтами і ПБ. З точки зору фізико-хімічних властивостей, не кажучи
вже про технологічні аспекти, ВВВН ближче до мальт, ніж до звичайних нафт і
повинні відноситися до ПБ що фіксується за сукупністю значень різних показників
(рис.2.1, 2.2, 2.3). Останні (поряд з "нафтогазами" і "газонафтами") – це
типові ньютонівські рідини, рух яких підпорядковується закону внутрішнього
тертя (залежність швидкості від паралельного переміщення частин рідини в потоці
від відстані до деякої нерухомої площини). ВВВН, у яких внаслідо