11.12.2018 г. Главная
         
Главное меню
Главная
Новости
Блог
Ссылки
Ленты новостей
Карта сайта
Фото камней
Гостевая
Общая информация
о камнях
походы и сплавы
Кристаллография
Сейсмика
Учебные пособия
Классификации
ювелирная
Словарь Куликова
Популярно о камнях
Камень в природе
Мертвая природа
История камня
Технические
Диковинки
Люди и камни
Тяжелое серебро
Минералог-любитель
Легенды и мифы
Об алмазах
Камни-талисманы
Полезные ископаемые
Нефть
Геология
 
 
Краткие новости
Высокий удельный вес нефтей некоторых залежей Печать E-mail
Автор Administrator   
31.05.2013 г.

Высокий удельный вес нефтей некоторых залежей известняков арбокл, нефтей, не содержащих легких фракций, обычно присутствующих в большинстве других скоплений, объясняется не возрастом и глубиной залегания нефти, а тем, что эти нефти, видимо, прошли через стадию выветривания. Последнее могло произойти во время перерыва в осадконакоплении, наблюдающегося между девоном и миссисипской системой. Отмечается также, что воды известняков арбокл в районе расположения рассматриваемых залежей, видимо, разбавлены метеорными водами, поступающими из области соседнего поднятия Озарк. Метаморфизация нефтей могла быть обусловлена воздействием этих вод.
Авторы считают, что при формировании рассмотренных месторождений, свойства нефти которых определяются первоначальными местными условиями, дальняя миграция не играла сколько-нибудь существенной роли. Наиболее вероятными материнскими отложениями для нефти залежей в линзообразных песчаниках бартлсвилл и барбэнк являлись, видимо, болотные осадки, обогащенные органическим веществом. Они накапливались тут же по соседству в прибрежной зоне одновременно с отложением песчаных тел либо непосредственно после него. Местами наблюдается взаимноепереслаивание отложений обоих типов.

К аналогичным выводам относительно местного происхождения нефти и ограниченности миграции для рассматриваемой зоны приходит также Уэйрик, исходя из совокупности геологических условий месторождений и палеогеографических реконструкций. Уэйрик восстанавливает древние береговые линии бассейнов пенсильванского времени и показывает, что все нефтяные «скопления в пенсильванских слоях приурочены к зоне шельфа того времени. Только в пределах этой зоны распространены линзообразные песчаные тела, содержащие нефть, ограниченные со всех сторон непроницаемыми глинистыми породами.
Хаббард, анализируя изложенные результаты, указывает, что среди первоначальных местных условий накопления, определяющих свойства нефти, основным является характер исходного органического вещества. Это наглядно видно на примере различия свойств нефти (то более ароматической, то более нафтеновой, то более парафинистой), содержащейся в различных линзах песчаников бартлсвилл, несмотря на одинаковые условия образования самих линз и общую последующую геологическую историю. Наряду со спецификой исходного органического вещества определенное значение могут иметь небольшие различия неорганического литологического состава самих песчаников и, предположительно, материнских болотных отложений. Важно содержание определенных металлов, например никеля, ничтожное количество которого может губительно повлиять на определенные бактерии, разрушающие ароматические углеводороды. В результате этими углеводородами может обогатиться нефть в определенной, локализованной линзе.
Хаббард указывает, что при изучении закономерного изменения свойств нефти в зависимости от геологического возраста нужно принимать во внимание следующее. Высокомолекулярные углеводороды и близкие к ним соединения (твердые при обычных температурах), образующиеся в результате жизнедеятельности современных растений (в том числе микрофлоры), принадлежат в основном не к парафинам, а к нафтеновым и ароматическим и сходным с ними по структуре неуглеводородным соединениям, а также к ряду сложных ненасыщенных кольцевых соединений (хлорофилл и его производные порфирины и каротины). Изучение характера органического вещества, присутствующего в современных морских осадках, возможных аналогах нефтематеринских отложений, как показывают исследования Траска, позволяет сделать следующие выводы. Эти осадки обогащаются лишь тяжелыми, в основном твердыми, высокомолекулярными углеводородоподобными веществами типа восков и смол. Большая же часть газообразных и жидких веществ уходит из осадка в покрывающую его воду, окисляется и рассеивается. Остающиеся в осадке углеводородоподобные твердые вещества, дающие исходный материал для образования нефти, принадлежат в основном к ненасыщенным соединениям с очень сложной структурой - кольцевой и с боковыми цепочками. Поэтому геологически молодые нефти должны быть сравнительно богаты подобными соединениями и относительно бедны соединениями, более легкими и обладающими более простой структурой, свойственной нормальным парафинам. Этому соответствует тот факт, что именно геологически молодые нефти наиболее богаты парафинами. Имеющийся фактический материал позволяет утверждать, что с течением времени нефть в породах преобразуется. Весьма сложные соединения восстанавливаются, декарбоксилируются или каким-либо иным путем переходят в более простые углеводородные соединения меньшего молекулярного веса, кипящие при более низкой температуре, находящиеся в жидком и газообразном состоянии при обычных в недрах температурах. Воски и другие высокомолекулярные компоненты со сложным строением, присутствующие в нефтях, видимо, либо непосредственно унаследованы от исходного твердого или полутвердого органического вещества, либо лишь слегка преобразованы. Жирная кислота СНз(СН2)24СООН, известная под названием гексакозановой, присутствующая во многих растительных восках, декарбоксилируясь, переходит в нормальный парафин С25Н52 (пентакозан), находимый в восках унефтей. Таким образом, при прочих равных условиях чем старше геологический возраст нефти, тем меньше будут средний молекулярный вес основных компонентов нефти и ее удельный вес и тем богаче она будет парафинами, имеющими самое простое строение из всех углеводородов и химически наиболее устойчивыми. Поскольку ароматические соединения с их двойными связями химически менее устойчивы, чем циклопарафины (нафтены), то при прочих равных условиях, чем древнее геологический возраст нефти, тем относительно беднее она будет ароматическими углеводородами. При каких-либо особенных местных условиях могут возникнуть отклонения от указанной закономерности, что, например, наблюдается для нефтей из линз бартлсвиллских песчаников.
Хаббард отмечает, что особо важное значение для исследования механизма нефтеобразования имеет изучение таких компонентов нефтей, как воски, асфальтены и т. п., в которых, видимо, можно различить остатки первичного исходного органического вещества нефти.
В СССР такие исследования проводила группа советских, геохимиков.
Глаушек для выяснения причин, обусловливающих различия свойств нефти, использует массовый материал анализов нефтей румынских месторождений. Установлено, что верхнеплиоценовые нефти (дакийского яруса) имеют нафтеновое или близкое к нему основание, а меотические- парафиновое. Это разграничение выдерживается очень четко. Ни глубина залегания, ни тип продуктивных структурных форм на свойства нефти влияния не оказывают. Глаушек отвергает возможность объяснения указанной закономерности воздействием неорганических катализаторов, окислением более молодой нефти или гидрированием, частично либо полностью биохимическим. Возможность протекания этих процессов в недрах очень слабо изучена и, скорее всего, весьма сомнительна.
Нефть дакийского и меотического ярусов образовывалась раздельно в материнских толщах того же возраста, в которых она содержится. Предположению, что дакийская нефть мигрировала из меотических либо из еще более древних отложений, противоречат:
1) отсутствие нефти промежуточного типа;
2) невозможность миграции через толщу понтических глин, служащих эффективной покрышкой для меотических скоплений;
3) отсутствие нефти в левантийских слоях, перекрывающих дакийские отложения и содержащих ряд песчаных горизонтов, в которые миграция должна была бы продолжаться;
4) совместное согласное смятие дакийских и меотических отложений, делающее непонятным раздельное существование различных нефтей во время этого смятия и во время миграции.
Наиболее приемлемым объяснением различия свойств нефти, образовавшейся самостоятельно в отложениях дакийского и меотического ярусов, является глубокое различие исходного органического вещества, накапливавшегося в разных геологических обстановках. С этим согласуются фациальные особенности дакийских и меотических отложений и особенности палеогеографии соответствующих эпох. Меотическая трансгрессия распространялась значительно дальше на область современных флишевых предгорий Карпат; накопление осадков происходило и на площади, значительно более удаленной к северу от их современных выходов в нефтеносной зоне. В самых низах меотических отложений содержатся местные скопления остатков пресноводной фауны, но в основном она солоноватоводна, бурые угли здесь отсутствуют. Спокойные условия осадконакопления в понтичеекое время сменяются отложением дакийских слоев с обильным песчаным материалом. В верхней половине этих слоев содержатся бурые угли, отмечающие начальную стадию поднятия Карпат. Поднятие обусловило регрессию и перемещение береговой линии бассейна к югу; современные выходы дакийских отложений расположены, видимо, неподалеку от древней береговой линии. Исходное органическое вещество меотической нефти накапливалось, вероятно, в значительно большем удалении от берега, чем нефти дакийской. Такое допущение объясняет также известное своеобразие распределения нефти в дакийских слоях. Органическое вещество наземного или прибрежноморского происхождения отлагалось в пределах лишь сравнительно узкой прибрежной зоны, не уносясь далее к югу в открытое море. Поэтому дакийские отложения продуктивны лишь в пределах зоны Морени-Байкой, поднятия же, расположенные южнее, иногда газоносны, но не нефтеносны. В дакийское время в более прибрежных условиях значительное, если не основное, участие в накоплении органического вещества принимал материал наземной растительности, обогащенный лигнином. Лигнин и его производные содержат ароматические углеводороды кольцевого строения. Известно, что в лабораторных условиях ароматические углеводороды восстанавливаются в нафтеново-ароматические соединения. Они представляют единственные циклические соединения, встречающиеся в заметных количествах в морской обстановке. Естественно допустить, что исходным веществом для образования циклических углеводородов природных нефтей послужил частично лигнино-гуминовый материал. Возможно, и другие факторы сыграли ту или иную роль при созревании нефтей различного типа в дакийских и меотических отложениях, однако в основном различие между этими нефтями правдоподобнее всего объясняется преобладанием в дакийское время накопления лигнинного материала наряду с определенным количеством жиров и восков. Автор считает, что сделанные им выводы, очевидно, справедливы и для случаев, когда более древние морские члены разреза содержат в основном парафиновые нефти, а перекрывающие их прибрежные отложения - нефти, главным образом обогащенные циклическими соединениями; венчается же разрез угленосными или континентальными толщами.
Таким образом, Глаушек хотя и исходит из других соображений, чем исследователи нефтейГолфа, и даже весьма критически относится к возможной роли катализаторов глин, в конечном итоге приходит к очень близким выводам о роли различных фациальных обстановок. Мало вероятно предположение Глаушека о непосредственном образовании нефти и газа в узких прибрежных зонах, с которыми ныне связано распространение нефтяных и газовых залежей. Он недоучитывает роль миграции и дифференциации углеводородов в нефтях.
Легтерс на материале месторождений Эмсландского бассейна (западная часть Северогерманской впадины) устанавливает закономерную связь свойств нефти с дальностью пути ее миграции. В центральной части бассейна, на месторождении Квакенбрюк, верхнеюрская и нижнемеловая нефть претерпела минимум вторичных изменений и характеризуется высоким содержанием (до 67,4%) белых и бесцветных компонентов (при хроматографическом анализе) и низким окрашенных и смолистых компонентов (до 32,6%), очень высокой точкой кипения (+32°), меньшим удельным весом (0,85) и вязкостью 4,03Е° при 50°С, меньшим содержанием серы (0,6%). На месторождении Дилум, в краевой части бассейна, куда нефть мигрировала из его центральной части, содержание в нефти белых и бесцветных компонентов 66%, окрашенных и смолистых 34%, уд.вес нефти 0,87, вязкость 3,8, точка кипения +16°, содержание серы 75%. Еще большие изменения претерпела нефть на таких месторождениях, как Георгсдорф, так как сюда она попала в результате вторичной миграции из краевых частей бассейна в поднятия, сформированные ларамийской складчатостью. В нефти месторождения Георгсдорф содержание белых и бесцветных компонентов 35%, окрашенных и смолистых 65%, уд.вес нефти 0,91, вязкость 32,4, точка кипения +8°, а содержание серы 0,97. Также направленно-закономерно изменяются и другие свойства нефтей рассматриваемых месторождений (число кислотности, показатель преломления, содержание азота).
Томас, сопоставляя удельные веса третичных нефтей из месторождений восточной части Миссисипского залива области Голфа, приходит к выводу, что невозможно установить какую- либо строгую зависимость между удельным весом нефти и геологическим возрастом и глубиной залегания нефти. Из одних и тех же третичных формаций на соседних месторождениях сплошь и рядом добывается нефть уд.веса 0,83-0,95. При этом в восточной части рассматриваемой территории преобладают более тяжелые нефти, с уд.весом 0,92-0,97, а в западном - более легкие, с уд. весом 0,79-0,91. Общее региональное падение слоев направлено к запад-юго-западу, к осевой зоне Миссисипского залива.
Факка, Роберти и Соммарива обобщили результаты многочисленных анализов нефтей 13 месторождений различных районов Италии. Возраст нефтеносных отложений обнимает интервал от палеогена до верхнего миоцена включительно, глубина залегания 100-1600 м, уд.вес нефти 0,77-0,95. Закономерных изменений удельного веса и других свойств нефти с возрастом или с глубиной залегания ее установить не удалось.

 

Добавить комментарий

:D:lol::-);-)8):-|:-*:oops::sad::cry::o:-?:-x:eek::zzz:P:roll::sigh:
Жирный Цитата


« Пред.   След. »
 
 
Опросы
Ваш любимый камень

Популярное
Авторизация





Забыли пароль?
Кто на сайте?
 
         
 
Design by Камни
Rambler's Top100