Каустобиолитовые месторождения. 
Геология полезных ископаемых

Каустобиолиты — минеральные образования существенно органического состава. Среди них выделяют каустобиолиты углеводородного нефтяного (битумного) ряда, обладающие миграционной способностью, и твердые каустобиолиты угольного ряда, сформировавшиеся сингенетично осадконакоплению.

Каустобиолиты углеводородного ряда образуются из исходного органического вещества при недостатке кислорода и сохранении водорода. В окислительной обстановке формируются каустобиолиты угольного ряда.

Месторождения углеводородов. Углеводородный ряд включает месторождения нефти, природного газа и производных от них твердых битумов. Представление о генезисе углеводородов основано на двух принципиально различных подходах — неорганического и органического происхождения. С первым из них связана широко известная карбидная гипотеза Д. И. Менделеева, согласно которой нефть и газ образуются при химическом взаимодействии расплавленных карбидов металлов и воды на больших глубинах. Менее популярны гипотезы образования углеводородов в генетической связи с расплавами магмы или космопланетарными процессами.

Заслуживают внимания модель «водородного дыхания мантии» через глубинные разломы и последующего взаимодействия водорода с углеродными соединениями земной коры, а также роль генерированного мантией флюидного и теплового потока в преобразовании погребенного органического вещества в газообразные и жидкие углеводороды.

А. А. Ковалев [5, 8], не отделяя промышленные скопления углеводородов от пород осадочного бассейна, в то же время указывает на эндогенную природу их флюидов и относит к катагенно-инфильтрациониому классу.

В теории биогенного генезиса наибольшую доказательность имеет модель сапропелевого смешанного растительноживотного происхождения нефти. Изначально при отмирании живых организмов, которые состоят из протеинов, углеводов, липидов и лигнина, в бескислородной водной среде в связи с глинистыми частицами происходит их седиментация с образованием материнских пород и керогена. Кероген — это органические компоненты осадочных толщ, нерастворимые в органических и щелочных растворителях, в отличие от битумов. Керогена в 1000 раз больше, чем угля и нефти. В горных породах кероген находится в форме тонкодисперсного аморфного материала или в виде мелких частиц в кластических осадках. Из выделяемых грех типов керогенов (сапропелевый, гумусо-сапропелевый и гумусовый) наивысший исходный потенциал нефтегенерации у сапропелевого керогена, образованного из остатков одноклеточных водорослей озерных и лагунных фаций.

Образование углеводородов в осадочных породах связано с процессами диагенеза, катагенеза и частично метагенеза под воздействием температуры, давления, растворов и биогеохимических факторов. В ходе этих процессов органические вещества трансформировались: на стадии диагенеза — в метан и ранний газ; на стадии катагенеза — в нефть, жирный газ и конденсат. При метагенезе продолжалось образование конденсата и метана.

Таким образом, образовавшиеся углеводороды находились в материнских породах глинистого состава в диффузионно-рассеянном состоянии. При достижении максимального (порогового) значения насыщения происходила их эмиграция. Под воздействием капиллярных и гравитационных сил они перемещались в породы повышенной пористости и проницаемости, формируя в структурных ловушках промышленно значимые залежи — нефтяные, газовые и нефтегазовые.

Пористость — это суммарный объем пустот и пор, оцениваемый его отношением к объему горной породы. Полученная величина, выраженная в процентах, называется коэффициентом пористости. Сообщающиеся между собой пустоты и поры формируют открытую пористость, в которой выделяют меньшую по объему эффективную пористость.

Проницаемость характеризует способность горных пород пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления. Она измеряется в миллидарси; в системе СИ имеет размерность в м² или км². Выделяют абсолютную эффективную (фазовую) межзерновую трещинную и относительную проницаемость. Величина последней определяется отношением эффективной проницаемости к абсолютной. Величина проницаемости составляет: для хорошо проницаемых пород — более 0,01 км², среднепроницае;

мых — 0,1—0,01 км² и слабоироницаемых — менее 0,01 км². Такие благоприятные для нефтегазонасыщения породы называются коллекторами.

Основными типами коллекторов являются: терригенный, карбонатный, смешанный. Наряду с ними известны также нетрадиционные коллекторы, которыми могут служить толщи глинистых, кремнистых, магматических и метаморфических пород.

Коллекторы перекрываются слабо проницаемыми породами, которые служат покрышками, либо экранами, образуя природные резервуары. Наглядным примером литологоструктурного контроля нефтеносных резервуаров могут служить месторождения нефти юга Западной Сибири (рис. 2.32).

Покрышки и толщи пород, играющих роль экранов,.

Рис. 2.32. Геологический разрез нижнеюрских отложений и приконтактной зоны фундамента юга Западной Сибири (по В. С. Суркову и др., 1999 г.):

• 1 — известняки: 2 — терригенные отложения, местами угленосные; 3 — глинистые горизонты; 4 — песчаные горизонты (а — песчаные пласты, б — глинисто-алевритовые прослои);
• 5 — кора выветривания; 6 — залежи нефти

могут быть: по литологическому составу — глинистыми, соленосными, карбонатными, кремнистыми и др.; по масштабности — локальными, зональными и региональными; по положению в геологическом разрезе — межэтажными, внутриэтажными.

Флюидоупорами могут являться также толщи многолетнемерзлых пород, распространенных в северных широтах. При оттаивании они могут становиться водопроницаемыми. Покрышки могут быть ложными, когда миграции флюидов по породам не происходит.

Коллекторские и экранирующие характеристики пород изменчивы. Помимо их состава, пористости и физикопрочностных свойств, они зависят также от геостатического давления, температурного режима и состояния флюидов. Их изменчивость с глубиной для различных пород проявляется неодинаково. Коллекторские свойства пород изменяются также при вскрытии залежей и в процессе их эксплуатации.

В качестве ловушек выделяют сводовые, выклинивающиеся, линзы седиментациоиные, выветривания и тектонической трещиноватости, флексурпые изгибы, эрозионные и выклинивающиеся биогенные выступы.

Экранирование может происходить по тектоническому нарушению либо поверхности несогласия, либо осуществляться ядром диапира.

Среди различных типов резервуаров выделяются пластовые, массивные и литологически ограниченные. Вместилищем резервуаров являются осадочные бассейны, число которых в мире достигает 600.

Нефтегазоносные осадочные бассейны слагаются наземными и морскими терригенными, карбонатными, эвапоритовыми, угленосными, реже флишевыми формациями и размещаются в различных геодинамических обстановках:

• — на шельфах пассивных окраин континентов и окраинных морей;
• — во внутриконтинентальных впадинах (авлакогенах, синеклизах и рифтогенных зонах);
• — в межгорных и предгорных впадинах и краевых прогибах, расположенных в коллизионных зонах;
• — в складчатых покровно-надвиговых поясах.

В аналогичных геодинамических обстановках и геологических формациях могут залегать месторождения угля, горючих сланцев, галита, калийных солей, фосфоритов, а также марганца, железа, бокситов, стратиформные залежи свинца, цинка, меди, сурьмы и ртути (см. табл. 1.7).

По фазовому составу (жидкие, газовые, твердые) выделяются следующие типы углеводородов: нефтяные, газовые, газонефтяные, нефтегазовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные и твердые битумы (рис. 2.33). В этой природной цепи углеводородов (нафтидов) рассмотрим основные свойства главных из них — нефти, газа и твердых битумов. Эти типы формируют различные по длине цепочки или решетки и соответствующие им парафиновые, нафтеновые (цикланы) и ароматические (арены) углеводороды (рис. 2.34).

Рис. 2.33. Схема классификации залежей нефти и газа:

1 — газ; 2 — газоконденсат; 3 — нефть; 4 — вода; I — газовые залежи; II — газонефтяные залежи (Па — с двусторонней оторочкой нефти, Нб — с односторонней оторочкой нефти, Пв — подгазовая залежь нефти); III — газоконденсатные залежи; IV, V — нефтегазовые залежи с двусторонней оторочкой нефти.

Рис. 2.34. Примеры структур углеводородов (по Л. В. Милосердовой).

Парафиновые углеводороды подразделяют на алканы (бутан, пропан и др.) и предельные углеводороды или углеводороды метанового ряда (метан, этан, пропан и др.), отвечающие общей формуле C_wH_2w+2, где п —число атомов углерода. Парафины в нефти при нормальных давлениях и температуре выше 50—60°С находятся в растворенном состоянии. При разработке они выпадают в виде кристаллов, усложняя технологию эксплуатации.

Нафтеновые углеводороды имеют формулу C_wH_2w. Они служат сырьем для получения ароматических углеводородов.

Ароматические углеводороды выражаются формулой с"н₂«_в;

Нефть — маслянистая жидкость, состоящая в основном из углеводородов метанового, нафтенового и ароматического рядов с примесыо сернистых, незначительных, но массе азотистых и кислородных соединений. Различают легкую и тяжелую нефть. Первая состоит в основном из легких фракций жидких углеводородов и газа, вторая — из тяжелых фракций, в растворе которых содержатся твердые битумы.

Легкие нефти имеют плотность менее 870 кг/м³, тяжелые — более 910 кг/м³. Промежуточное положение с плотностью 870—910 кг/м³ занимают переходные между ними разности — средние нефти. В пластах указанное значение плотностей меньше, чем на поверхности, за счет растворенного газа. Растворимость газа в нефти — до 50 м³/м³, а в воде — до 10 м³/м³.

Содержание химических элементов в нефти: углерод — 83—87%, водород — 12—14%, остаток — сернистые соединения (меркаптаны). По содержанию серы выделяются нефти: малосернистые (менее 0,5%); сернистые (0,5—1,9%); высокосернистые (более 1,9%). В форме различных соединений содержится кислород (3,5%) и азот (до 1,7%), а также в незначительных количествах Hg, V, Ni, Fe, Pb и другие элементы.

По вязкости различают нефти: маловязкие — динамической вязкостью менее 5 мПа • с, средневязкие — 5—10 мПа • с, повышенной вязкости — 10—30 мПа • с, высоковязкие — более 30 мПа • с. Тяжелые нефти характеризуются высокими показателями содержания серы и большой вязкостью. Вязкость нефтей уменьшается с повышением температуры. Это свойство используется при добыче тяжелых нефтей.

Поверхностное натяжение нефтей меньше, чем у воды, что используют для вытеснения нефти водой из открытой пористости пород-коллекторов.

На диэлектрических свойствах нефтей основано применение различных видов электрокаротажа.

Теплота сгорания нефтей: легкой — 47—44 МДж/кг, тяжелой — 43—42 МДж/кг.

Природные газы встречаются в осадочных бассейнах в виде обособленных залежей или насыщают залежи нефти, или образуют над ними «газовую шапку». Они в виде углеводородных смесей могут находиться: в газообразном состоянии в атмосфере и пустотах газовых залежей; растворенными в нефти и воде, в сорбированом состоянии, а также в виде газогидратов и газоконденсатов. Газы, растворенные в нефти и воде и выделяющиеся при разработке, называются попутными. Также они могут сопутствовать практически любым другим полезным ископаемым, различным минеральным и породным ассоциациям.

Газогидраты (газовые клатраты) или гидраты метана распространены в зонах многолетней мерзлоты и в придонных илах океанических рифтов. Такое широкое распространение природных газов обусловлено различными процессами преобразования органических веществ — биохимическим, каталитическим, радиационно-химическим и механохимическим. В гипотезе неорганического образования углеводородов заслуживают внимания космогенные процессы образования природного газа.

Главным компонентом природного газа на большинстве месторождений является метан, содержание которого может достигать почти до 100%. Его гомологами являются этан, пропан, бутан при их содержании до 15—20%. В метановом газе содержится азот (не более 5%), кислые компоненты H₂S и С0₂ — обычно ниже 0,5—1,0% объемного состава газа.

Кроме чистометановых залежей выделяются углекислые, содержащие в значительных количествах сероводород и углекислый газ. В азотистых залежах сопутствующими полезными компонентами являются гелий и аргон, среднее содержание которых на самом крупном в США месторождении Панхендл-Хьюготон составляет: гелия — 5,2%, азота — 25%. Растворенный в жидкой фазе газ увеличивает се объем и учитывается через объемный коэффициент пластовой нефти.

Теплота сгорания газа в среднем — 38—40 МДж/кг; она зависит от вида углеводородов и состава других составляющих.

Твердые битумы включают гидраты метана или клатраты и семейство битумов (асфальтовые пески и битуминозные сланцы). Согласно А. Перродону [33], при температурах ниже 0 °C и давлении ниже 25 бар гидраты метана выпадают в осадок и кристаллизуются в виде гидрата или клатрата. С повышением давления повышается температура кристаллизации. С этими процессами связывают скопление гидратов метана и газа в Арктических осадочных бассейнах.

Битумы — это вязкие соединения, состоящие из тяжелых углеводородов и небольшого количества сернистых и азотистых соединений, а также смол, асфальтенов и карбенов. В асфальтенах отмечаются концентрации ванадия и никеля. Динамическая вязкость битумов превышает 10⁴ сПз при плотности около 1 г/см³.

Жидкие битумы содержат в основном нефть. Твердые битумы представлены воском, асфальтами и асфальтитами. Эти вещества входят в состав асфальтовых песков и битуминозных сланцев.

Битумы могут быть как природными, так и технологическими продуктами, получаемыми при перегонке тяжелых сортов нефти.