Теории образования Земли, глубинное строение ее внутренних оболочек и другие вопросы мироздания > О волновой природе напряжений и деформаций и механизме концентрации пи в земной коре
О волновой природе напряжений и деформаций и механизме концентрации пи
Устьянцев Валерий Николаевич:
«На основе цифровой базы данных автора (576 сланцевых толщ в 177 осадочных бассейнах 47 стран мира) впервые составлен Сводный стратиграфический разрез нефтегазоматеринских толщ планеты Земли, охватывающий временной диапазон в 2100 млн. лет. Выделены «Уровни формирования НГМТ» (УФ НГМТ), отражающих совокупность нефтегазоматеринских толщ» (Н. Киселева, 2017).
Анализ разреза (В.Н. Устьянев):
Древнейшие АУФ НГМТ палеопротерозоя, рифея и раннего венда
( ≈ 2 100 – 570 млн. лет).
Для интервала времени, включающего палеопротерозой, рифей и ранний венд, автору известно около 30 индивидуальных НГМТ, которые, с определенной условностью, могут представлять 9 «Уровней формирования НГМТ» или «Ассоциаций Уровней формирования НГМТ». Условность обусловлена тем, что при дефиците информации одиночные НГМТ, разделенные во времени на 100-200 млн. лет и более, могут служить указанием на то, что при более детальных исследованиях в этих интервалах времени могут появиться «Уровни формирования НГМТ» и «Ассоциаций Уровней формирования НГМТ».
Древнейшие, раннепротерозойские (палеопротерозой), НГМТ мира изучены в осадочном бассейне Franceville (Габон, Африка). Серия Franceville залегает на архейском основании, сложена слабо метаморфизованными кластическими и вулканогенно-осадочными породами с радиологическим возрастом 2,1–1,95 ± 0,03 млрд лет. Серия подразделяется на 4 свиты. Во второй и третьей свитах содержание Сорг от 2 до 20 %. Установлены следы фоссилизированных микробных сообществ в виде кремнистых строматолитов и обильные микробные формы. Катагенетическое изменение керогена отвечает главной фазе «нефтяного окна». Любопытен феномен природных ядерных реакторов (возраст 1,968 ± 0,050 млрд лет), определивших дополнительное преобразование нефтегазоматеринских пород серии Franceville, в результате ионизирующего излучения урана и продуктов его распада. (спрвка: Природный уран содержит около 0,71 % U-235, 99,28 % U-238 и примерно 0,0054 % U-234).
Выделение палеопротерозойской АУФ НГМТ подтверждается существованием метаморфизованных черносланцевых образований раннепротерозойского (палеопротерозойского) возраста на многих докембрийских платформах. Так, в бассейне Iron River-Crystal Falls к югу от озера Верхнее в США черносланцевая свита Michigan представлена метааргиллитами и сланцами, в которых содержание углерода колеблется от 5 до 29% , толщина свиты до 2000 м, возраст 2,0–1,9 млрд лет. Толщина индивидуальных слоев черных сланцев до 6 м, однако она может увеличиваться в несколько раз или, наоборот, приближается к нулю под влиянием складок течения. Суммарная толщина сланцев до 750 м. В Онежском черносланцевом бассейне (возраст 2, 06 – 1,9 млрд. лет), по данным бурения Онежской скважины, высокометаморфизованные (и подверженные пространственным перемещениям типа соляной тектоники) черносланцевые шунгитоносные образования в основном приурочены к заонежской свите (глубина 656 – 2115 м. Практически все литотипы осадочных пород заонежской свиты содержат ископаемые остатки организмов: карбонатные породы - Lithophyta (строматолиты и микрофитолиты); терригенные породы (главным образом пелиты) – акритархи; кремнистые породы – стиролиты и микрофоссилии; шунгитоносные породы – хемофоссилии. Электронно-микроскопическое изучение свидетельствует о былой активной деятельности цианобактерий. Установлены биомаркеры, свидетельствующие о том, что источником органического вещества могли быть термоацидофильные бактерии, цианобактерии и цианофицеи, обитавшие в восстановительных условиях. Раннепротерозойские (палеопротерозой) НГМТ в России обнаружены на полуострове Таймыр севернее широты 76о с.ш., где они представлены двумя терригенными толщами: октябрьской (несогласно залегает на архейском метаморфическом фундаменте, мощность 2500 м) и ждановской (согласно залегает на октябрьской толще, мощность более 3200 м). Обе толщи содержат углеродистые сланцы и филлиты, наиболее выразительная и обладающая наибольшей толщиной пачка которых находится в основании разреза ждановской толщи. Предполагается существование от 2 до 4 индивидуальных НГМТ. Геохимические данные об общем содержании органического углерода и других параметрах сланцевых пород в указанных толщах отсутствуют. Сопоставление со слабо метаморфизованными породами свиты Franceville (Габон, Африка), а также описанными выше высоко метаморфизованными черносланцевыми образованиями нижнего протерозоя, позволяет условно предположить возраст мощной толщи углеродистых филлитов в основании разреза ждановской толщи Северного Таймыра в диапазоне 1,9 - 2,1 млрд. лет. Существование 10 шунгитоносных уровней в заонежской свите (Восточно-Европейская платформа), многочисленных черносланцевых горизонтов в свите Michigan (Северо-Американская платформа) и серии Franceville (Африканская платформа) позволяет предполагать «Ассоциацию уровней формирования НГМТ» и в разрезе октябрьской и ждановской свит Северной части полуострова Таймыр. Представительная АУФ НГМТ изучена в верхней части разреза нижнего рифея, в нее входят 3 УФ НГМТ и 5 индивидуальных НГМТ. На территории России - это арланская свита (R1) в Волго-Уральском сланцевом бассейне с возрастом пород по аутигенному глаукониту в 1470-1490 млн. лет., а также усть-ильинская свита (R1) в Тунгусско- Курейкском сланцевом бассейне с возрастом по Rb-Sr изохроне глауконита 1483+5 млн. лет., а также комплекс Roper Group (R1) в бассейне Beetaloo (Австралия, примерно в 650 км юго-восточнее г. Дарвин), прорванный интрузиями гранитоидов с возрастом 1100-1280 млн. лет. Комплекс Roper Group имеет толщину около 2750 м. Нижняя сланцевая толща Velkerri Shale (R1), имеет толщину 1000 м, терригенный состав, содержит горизонты обогащенных органическим веществом черных сланцев. В разрезе толщи Velkerri Shale выделяется средняя часть, имеющая содержание Сорг – 4% (максимально до 12%), общую толщину 300 м с нетто толщиной обогащенных органическим веществом пород около 30 м. Кероген Типа I и II.
Верхняя сланцевая толща Kyalla Shale (R1) имеет толщину 800 м, состоит из верхней и нижней подтолщ, разделенных тонким горизонтом песчаников Kyalla. Общая толщина от 183 до 762 м. В отношении нефтегазоносности наиболее перспективна нижняя толща сланцев Kyalla, представленная темно-серыми и черными туфоаргиллитами. Среднее общее содержание органического углерода – 2,5%, максимальные значения до 9%, генерационный потенциал H1=250-500 мгУВ / г Сорг.. Толща песчаников Moroak Sandstone, разделяющая сланценосные толщи Kyalla и Velkerri имеет толщину 400 м. В 2011 г в скважине Shenandoah-1 глубиной 2712,7 м, после проведения гидроразрыва из формаций Kyalla и Velkerri получены притоки газа и конденсата. В октябре 2016 г получен приток природного газа дебитом 23-34 тыс. м3/сут из первой в бассейне Beetaloo горизонтальной скважины Amungee NW-14 (на 1000 м горизонтальном участке в сланцах Middle Velkerri выполнен 11-стадийный гидроразрыв). Резервуарная сланцевая зона имеет толщину 30 м, пористость 4,0-7,5%, проницаемость 50-500 нД. Приток газа состоит на 95% из метана, содержание двуокиси углерода составляет 2-4%. Растворенный газ составляет 50-75%. Предполагаемый возраст раннерифейской АУФ НГМТ составляет порядка 1450-1500 млн. лет. В отношении среднерифейских и верхнерифейских НГМТ (25 объектов в России, Бразилии, Китае и Индии), а также нижневендских НГМТ (4 объекта в России) недостаток точных данных о возрасте в большинстве случаев не позволяет осуществить их стратиграфическую корреляцию. Об общем состоянии изученности слабо метаморфизованных сланцевых НГМТ докембрийского возраста свидетельствует тот факт, что 35 из 45 таких объектов описаны в России. Для группы АУФ НГМТ позднего венда и раннего палеозоя известно 64 индивидуальных НГМТ и 15 УФ НГМТ и 5 АУФ НГМТ (V2-Є1; Є1-2; Є3; О1-2; О3).
- АУФ НГМТ нижнего – среднего кембрия (525 – 500 млн. лет)
Охватывает 5 АУФ НГМТ и 16 индивидуальных НГМТ: Floyd & Conasauga (Є2) –США, Hanson Glacier (Є2) –Сев. Гренландия, Alum Shale (Є2),–С. Европа, Burj (Є2) – Ирак, Веселовская (Є2) –Балтийский бассейн, Университетская (Є2) – арх. Северная Земля, Куонамская (Є1-2) – Якутия, Гравийнореченская (Є1-2) – Сев. Таймыр, Иниканская (Є1-2) –Якутия, Шумнинская (Є1) Тунгусская синеклиза, Маратовская (Є1) –арх. Сев. Земля, Акринская (Є1-2) –Якутия, Awatage (Є2) –Зап. Китай, Xiaoerbulake (Є1), Lower Arthur Creek Shale (Є2) – Австралия. Возрастной диапазон – три яруса кембрийской системы: ботомский и тойонский нижнего отдела, амгинский ярус среднего отдела.
Формация Hanson Glacier (Є1-2) распространена во Франклинском бассейне, субширотно опоясывающем Северную Гренландию, сложена аргиллитами с содержанием Сорг 2,5-5,0 %. Остаточный водородный индекс этих пород 400 мг УВ/г Сорг. Толщина 20-40 м.
Формация Lower Arthur Shale «Hot Shale» (Є2) распространена в бассейне Georgina (Австралия), характеризуется высокой радиоактивностью (U-234 U-235. U-238 — природные соединения). Представлена доломитистыми песчаниками, алевролитами, сланцами, доломитами и базальных, образовавшихся в бескислородных условиях, «hot black shale». Минимальная толщина сланцев Lower Arthur Creek составляет 9,2 м, максимальная 22 м. Общее содержание органического углерода изменяется от 2% до 16%, в среднем 5,5%. Кероген типов I и II.
- АУФ НГМТ силура (445 – 420 млн. лет)
Включает 6 УФ НГМТ и 32 индивидуальных НГМТ: Sodus Shale (S1) –В. Канада; Pitinga (S) –Бразилия; Tannezuft «Hot Shale» (S1 l) –(3 объекта в Алжире, Тунисе, Ливии); Lower Silurian (S1 l) –Марокко, Мавритания, З. Сахара; Fotmigoso (S1), Lower Silurian (S1 l), Silurian (S3 ld) -Европа; Lafaiet Bagt (S1), Wolfland (S1) –Сев. Гренландия; Akkas (S1), Tanf (S1), Qalibah (S1), Bedinah (S1), Qusaiba Shale (S1), Dadas Shale (S), Batra Member «Hot Shale» (S1), Batra Lower «Hot Shale» (S1), Batra Upper «Hot Shale» (S12) -Аравийская плита; Lower Silurian (S1), Longmaxi – (S1) –Ю. Китай, Gaojiabian – (S1) – В. Китай; Лудловская (S2), Колвинская (S2) –Тимано-Печорский бассейн; Двойнинская (S1 l), Мойероканская (S1), Миддендорфская (S1-2) –Сев. Таймыр; Умба (S1), Полоусное (S1), Маутская (S1) –Колымо-Омолонский массив; Путукунейская (S1-2) –В.Чукотка.
Подавляющее большинство силурийских НГМТ (27 из 32) сформированы в раннесилурийскую эпоху, причем в основном в двух регионах: север Африкано-Аравийской платформы и периферия Арктики. В первом из этих регионов НГМТ нижнего силура, известные под разными наименованиями, обычно представлены темно-серыми и черными граптолитовыми сланцами с интервалами алевролитов и тонкозернистых песчаников. Содержание Сорг в диапазоне от 1% до 17%, в среднем 4%. Общая толщина изменяется от 6 м до 2000 м, с нетто толщиной базальной части в виде «hot shale» от 9 до 61 м и средним содержанием органического углерода в горизонте «hot shale» от 3,2% до 23,1%, среднее 9,9%. В отдельных районах характерно повышенное содержание урана. Кероген типа I и II, реже типа III, с выходом нефти до 49 кг/тонна. В Арктическом регионе раннесилурийские НГМТ также представлены граптолитовыми сланцами толщиной от 20 до 150 м, с содержанием Сорг от 2% до 11%, остаточным водородным индексом до 500 мг УВ/г Сорг.
- АУФ НГМТ девона (без фамена) (420 – 370 млн. лет)
Объединяет 8 «Уровней формирования НГМТ» и 32 индивидуальных НГМТ: Evie / Klua (D2 gv1), Horton River (D2 gv2), Muskwa / Otten Park (D2), Duverney (D2 - D3 f1), Genesee Shale (D3 f1), Lower Besa River (D3 f1), Fort Simpson (D3 f2), Middle Besa River ( D3 f2-3) -Канада; Ohio (D2), Marcellus (D2 ef), Phinestreet (D2), Antrim (D3f),; Parecis (D), Ponta Grossa (D1 em - D3 f), Vere (D3 f), Jaroqui (D3 f), Jandiatuba (D3 f), Barrlirinha (D3 f) –Ю. Америка; Chihuahua (D3) –Мексика; Awaynat Wanin (D2-3) -Ливия, Upper Devonian Frasnian Shale (D3 f) -Марокко, Upper Devonian Frasnian Shale (D3 f) -Алжир, Upper Devonian Frasnian Shale (D3 f) –Ливия; Лохковская (D1), Клоковская (D3 f2), Доманиковая (D3 f2) –Европейская Россия; Нижнедевонская (D1) –З. Сибирь; Каларгонская (D2 gv2), Юктинская (D3 f2) –Вост. Сибирь; Р. Таскан (D12), Вечернинско-Урультинская (D2),; Икэчурэнская (D2 gv- D3 f) –В. Чукотка;
Диапазон времени соответствует верхам раннего девона, среднему девону и низам позднего девона. Отмечается нарастание концентрации НГМТ в течение девонского периода и сосредоточение в определенных регионах. Средний девон представлен восмью толщами в Западной Канаде, Аппалачах (США), в Российских регионах Восточной Сибири и Колымо-Омолонского массива.
Устьянцев Валерий Николаевич:
Формация Marcellus (D2 ef) является крупнейшим объектом разработки сланцевых углеводородов в США. Черная окраска сланцев делает их легко узнаваемыми при полевых исследованиях, а слабо повышенная радиоактивность позволяет выделять их в виде слабых пиков при геофизических исследованиях в скважинах. В восточном направлении толщина увеличивается до 150-170 м. Общее содержание органического углерода до 4,7%.
Для рассмотренной Ассоциации Уровней формирования НГМТ (девон без фамена) большинство НГМТ установлено на древних платформах, для них впервые намечается некоторая закономерность планетарного распространения, нарушаемая последующим перемещением континентов. В первую очередь, речь идет о Складчатые структуры контролируются пересекающимися линейными нарушениями, которые унаследуют древние структуры. Последние установлены в результате дешифрирования космических снимков О.М. Борисовым и Глух [1976] «доманиковых» толщах верхнедевонского фаменского возраста в приуральской части Восточно-Европейской, на северо-западе Африканской и в южной части Южно-Американской платформы.
УФ НГМТ фаменского и турнейского веков (370 – 345 млн. лет)
Включает 4 «Уровня формирования НГМТ» и 31 индивидуальную НГМТ: Banf / Exshaw (D3 – C1t), Upper Besa River (C1 t), Horton Bluff (C1 t), Frederick Brook (C1 t3) –Канада; Woodford (D3 fm), Cana Woodford (D3), Bakken (D3 – C1), New Albany (D3 – C1) – Mississippi Lime (C1), Fayetteville (C1), Sachayoj (C-P), Бразилия; США; Ora (D3 fm – C1 t), Belek (C1), Suk (C1), Harur (C1), Турция, Ирак; Haloul (C1) –Сирия; Омулевский доманик (D3 fm) –Колымо-Омолонский массив; Upper Devonian (D3) –Монголия. Calarasi (D3 – C1 t) –Румыния; Carboniferous Shale (C), Antracosia Shale (C) – Польша; Lower Carboniferous (C1) –Соединенное Королевство; Сарпинская турнейская (С1 t), Калмыцкая турнейская (С1 t), –Прикаспийский бассейн; Верхнестрелкинская (С1 t), Ручья Уклин (С1)– Колымо-Омолонский массив; Si That (C), Laurell (C1 t2-v1) –Тайланд.
Формация Bakken (D3 – C1) распространена на площади около 300 тыс. км2 в бассейне Williston, в пределах американских штатов Монтана, Северная и Южная Дакота, а также канадских провинций Саскачеван и Манитоба. Она состоит из трех стратиграфических единиц: Верхний Баккен – черные морские сланцы толщиной 7 м; - Центральный Баккен – переслаивание известняков, алевролитов, доломитов и песчаников общей толщиной 26 м; -Нижний Баккен – черные морские сланцы толщиной 15,2 м. Общее содержание органического углерода в наиболее обогащенных органическим веществом верхней и нижней толщах в среднем составляет 11%.
Формация Ora (D3 fm – C1 t) распространена на севере Аравийской плиты, представлена черными известковистыми сланцами с прослоями глинистых мергелей, черных известняков, песчаников общей толщиной от 250 до 500 м. Обильные ископаемые остатки определяют раннекаменноугольный возраст. Содержание Сорг от 3% до 8%. Органическое вещество представлено лигнином и хитином континентального происхождения.
АУФ НГМТ поздней юры – берриаса (152 – 142 млн. лет)
Включает 4 УФ НГМТ и 25 индивидуальных НГМТ: Kingak (J3 – K1) –Аляска; Haynesville (J3) –США; Pimienta (J3 km – t1), Titonian Shale (J3 t), La Casita (J3 t), La Costa (J3 t) –Мексика; Vaca Muerta (J3 t – K1 b1), Aguada Bandera (J3 t – K1) –Аргентина; Nara (J3) –Тунис; Oxford Shale (J3 ox), Kimmeridge Shale (J3 km) –Соединенное Королеватсво; Terres Niores (J3) –Франция; Mikulov (J3) –Польша; Wealden Shale (K1 b) –Германия; Naokelekan (J3 k-ox), Barsaran (J3 km), Arab (J3 km-t1), Hith (J3 km-t1), Gotnia (J3 km-t1), Makhul (J3 t), Sulaiy (J3 t), Karima Mudstone (J3 t – K1 b), Chia Gara (J3 t – K1 b) –Аравийская плита; Келловей-оксфордская (J2 kl – J3 ox), Надсолевая депрессионная (J3 t3) –Северное Предкавказье; Яновстанская (J3 km – K1 b1), Баженовская (центр) (J3 t2 – K1 b1), Баженовская (север) (J3 t2 – K1 b1) –Зап. Сибирь; Берриасская (K1 b) –Чукотка; Shanezi (J3 t – K1 b) –Китай; Sattapadi Shale (J3 t – K1 nc), Andimadan (J3 t – K1 nc) –Вост. Индия.
- Баженовская (центр) (J3 t2 – K1 b1), Баженовская (север) (J3 t2 – K1 b1) –Зап. Сибирь;- Баженовская свита - реперный горизонт. Породы баженовской свиты впервые выделены О.Г. Гурари в 1959 г., как - «битуминозная пачка в составе марьяновской свиты».
Битуминозные кремнистые породы баженовской свиты в разрезе осадочного чехла Западно-Сибирской плиты по мощности составляют около 1 %, но развиты на огромной территории (более 1млн км2) - от низовьев реки Северная Сосьва на западе до линии Омск-Колпашево на востоке.
Баженовская свита рассматривается часто как самостоятельный нефтегазовый горизонт, а ачимовская толща как самостоятельный ачимовский НГК со своеобразным распространением по площади коллекторов.
В горизонте Юрколлекторы связаны с трещиноватыми битуминозными аргиллитами.
В ачимовской толще развиты коллекторы (песчано-алевролитовые пласты) зонального распространения. Аргиллиты баженовской свиты обладают исключительно трещинной проницаемостью. При этом детальные исследования (интервал 2870 - 2894 м) показывают, что - средняя часть разреза характеризуется максимальными значениями открытой вторичной пористости (трещиноватости), которые снижаются к кровле и подошве.
Глины баженовской свиты отличаются от подстилающих и покрывающих пород повышенным содержанием 0В, хлороформенного битумоида, кремнистости, а также высокими значениями естественной радиоактивности, удельного электрического сопротивления, полной пористости и пониженной плотности.
Основу емкости глинистых пород, наряду с микропорами, составляют - литогенетические трещины (зоны сочленения различных по текстуре участков (по Т.Т. Клубовой), которые ориентированы параллельно наслоению. Отложения баженовской свиты Салымского месторождения со своими уникальными характеристиками могут считаться коллекторами нового (ранее не встречавшегося) типа: свита относится к верхнеюрским отложениям, представлена глинистыми породами при чередовании тонких прослоев и линз карбонатных и кремнистых образований. Коллекторы представлены листовыми микрослоистыми глинами с широкоразвитыми микротрещинами.В баженовской свите коллекторы не трещиноватые, так как в них отсутствуют протяженные равные трещины, типичные для карбонатных пород. Микрополости, заполненные нефтью, в этом коллекторе соединяются между собой короткими микротрещинами. Дебит скважины коррелируется со значением открытой пористости, полученным по геофизическим данным. Свойственную породам баженовской свиты высокую естественную радиоактивность связывают с ураном, содержание которого в породах свиты на порядок выше, чем в покрывающих и подстилающих отложениях.
Характеристика 0В баженовской свиты Салымского месторождения по одним параметрам, например петрофизическим, постоянна, а по другим - меняется. Так, содержание ванадия в керогене и в экстрактах из пород изменяется в широких пределах, что характеризует микрофациальную неоднородность ОВ по разрезу.
Для Салымского (баженовская свита) и Самотлорского (пласт БС8) месторождений по результатам мягкого термолиза в числе других выводов установлено, что в термолизаторах смол и асфальтенов (компоненты рассеянного органического вещества) присутствует олеанан, который отсутствует в нефтях и продуктах термолиза асфальтенов.
В интервале пласта баженовской свиты при вскрытии линз, скГеометрия береговой линии океанов, морей, рек, озер (гидрографическая сеть), - маркирует иерархию разломов земной коры. Сеть разломов четырех направлений системы Земли контролирует все геологические процессы в ней происходящие.
Как показало моделирование (Гарат И.А. 2001), «энергия упругой волны, генерируемой локальным генератором, увеличивает проницаемость ослабленных зон и нарушений на два порядка, при этом пористость возрастает в пять раз» [5]. Данный факт объясняет высокую степень проницаемости зон систем глубинных разломов и их высокую энергетику. Ослабленные, легко размываемые зоны, маркируют разломы, которые сопровождаются резонансно-интерференционными, проницаемыми зонами, — которые являются коллекторами УВ и др. минералогических ассоциаций (разлом - генератор волн энергии второго рода, развивающийся сингенетично-унаследованно). Важно отметить, что гидросеть, геометрия береговой линии морей, озер, - фиксируется топографами - инструментально. Т.е., по факту, получаем не затратную, высокоточную геологическую съемку сети разломов, столь важную при поисках и разведке минерального сырья.
Такой метод картирования, - очень надежен и точен, так как действует
космогенический фактор, который ответственен за закономерности расположения объектов космоса, а значит и структурных элементов этих объектов. Блоковое строение земной коры проявлено на самом низком уровне иерархии.
Главные факторы формирования тектонических нарушений:
- разделение объектов геологического пространства зоной интенсивной степени деформации на области с высокой и низкой степенью деформации происходит вне зависимости от формы объекта и способа его движения, а в результате воздействия сил гравитации;
- в период вращения — и под воздействием центробежных сил вращающейся системы;
- наличие глобального, регионального и локального, поля напряжений, разгрузка которых привела к образованию разломов;
- волновой механизм энергопередачи, постоянно действующий во времени и пространстве. В силу того, что разломы являются первичными структурами, они располагаются линейно и имеют сквозной характер развития, по отношению к другим тектоническим структурам.
Принципы П. Кюри:
«Когда определённые причины вызывают определённые следствия, то элементы симметрии причин должны проявляться в вызванных ими следствиях».
«Когда в каких-либо явлениях обнаруживается определённая диссимметрия, то эта же диссимметрия должна проявляться и в причинах, их породивших».
«Положения, обратные этим, неправильны, по крайней мере практически; иначе говоря, следствия могут обладать более высокой симметрией, чем вызвавшие их причины».
Первостепенное значение этих положений, весьма совершенных при всей их простоте, заключается в том, что элементы симметрии, о которых идёт речь, относятся ко всем физическим явлениям без исключения.
Симметрия проявлена в геометрической правильности расположения зон систем тектонических нарушений в земной коре.
Теорема И. Р. Пригожина (1947), термодинамики неравновесных процессов:
«при внешних условиях, препятствующих достижению системой равновесного состояния, стационарное состояние системы соответствует минимальному производству энтропии».
«Синергетика объясняет процесс самоорганизации в сложных системах следующим образом:
“Закрытая система в соответствии с законами термодинамики должна в конечном итоге прийти к состоянию с максимальной энтропией и прекратить любые эволюции.
Самоорганизация неразрывно связана с волновыми процессами. В любых открытых, диссипативных и нелинейных системах неизбежно возникают автоколебательные процессы, поддерживаемые внешними источниками энергии, в результате которых протекает самоорганизация» (И.Р. Пригожин).
Процесс формирования месторождений минерального сырья, - антиэнтропийный. Система формирования минерального сырья— открытая, благодаря наличию тектонических нарушений в земной коре. Таким образом, главным фактором формирования месторождений являются, - тектонические нарушения. То-есть, тектонические нарушения контролируют месторождения минерального сырья. важинами наблюдается аномально высокое пластовое давление в пределах 28 - 48 МПа при средней глубине залегания 2800 м.
Залежь в целом гидродинамически изолирована от пластовых вод и характеризуется упругозамкнутым режимом. Трещиноватость глинистых пород баженовской свиты, безусловно, связана с тектоникой и гидротермальной деятельностью. Это подтверждается тем, что, например, на Салымском месторождении высокодебитные скважины расположены вдоль двух меридиональных разломов, секущих сводовую часть структуры. По мере удаления от разломов к крыльям и периклиналям наблюдается направленное уменьшение дебитов от максимальных до сухих. Сама же Салымская структура расположена в непосредственной близости от Обь-Пуровской системы разломов, т.е. в тектонически активной части Западно-Сибирской плиты.
Кровля и подошва баженовской свиты выделяются по максимальным экстремумам гамма-каротажа, обусловленным наличием радиоактивного изотопа урана и по минимальным значениям в условных единицах по НКТ (повышенным водородосодержанием) в данных скважинах).
Устьянцев Валерий Николаевич:
Москва, 13 дек - ИА Neftegaz.RU. Президент Турции Р. Эрдоган объявил об открытии крупного месторождения на юго-востоке Турции.
Об этом глава государства заявил в своем обращении к правительству.
Ранее Р. Эрдоган сообщил «хорошие новости» о разведке нефтяных месторождений в Турции:
разведано 150 млн барр. чистых запасов нефти в районе горы Габар (провинция Ширнак на юго-востоке страны);
стоимость запасов - около 12 млрд долл. США;
месторождение является одним из 10 крупнейших открытий, сделанных на суше в 2022 г.;
добыча нефти в этом регионе - 5 тыс. барр./сутки из 4 скважин;
нефть имеет очень высокое качество;
добыча Turkish Petroleum, которая 5 лет назад составляла около 40 тыс. барр./сутки, сегодня увеличилась до 65 тыс. барр./сутки.
Р. Эрдоган высоко оценил усилия Turkish Petroleum по ускорению разведки и добычи, которая увеличила свои текущие запасы на 71 млн барр. за счет открытия 34 новых месторождений только в 2021 г.
Власти стремятся увеличить добычу до 100 тыс. барр/сутки к столетию Турецкой Республики за счет дополнительных сейсмических исследований, большего количества бурения и методов повышения производительности.
Риски добычи нефти в горном регионе Габар
Однако добывать разведанную нефть здесь будет непросто.
В горном районе Габар Турция ищет не только нефть.
Ширнак был центром продолжающегося курдско-турецкого конфликта, который начался в 1984 г.
В конце ноября 2022 г. ВС Турции провели масштабную поисковую операцию в юго-восточных провинциях Сирнак и Сиирт с целью выявления членов Рабочей партии Курдистана (РПК).
Операция была продолжением осенне-зимней операции «Блокада Эрен».
Было задействовано 755 военных, которые были переброшены на гору Габар для уничтожения остатков РПК в этом районе.
В первый день операции было обнаружено 8 пещер и 2 убежища в районе горы Габар, которые позже были разрушены турецкими военными.
Затем Турция начала новую воздушную операцию под названием «Коготь-меч», направленную против РПК и ее предполагаемого сирийского ответвления - Отрядов народной самообороны (YPG) - в Курдистане и Сирии,
РПК - курдская вооруженная группировка, борющаяся за расширение прав курдов в Турции.
Турецкие силы регулярно преследуют РПК, называя их террористами, угрожающими национальной безопасности страны.
Газ
Приблизительно 84% существующих контрактов на поставку газа истекают к 2026 г.
Поскольку добычу с месторождения Sakarya планируется начать в 2023 г. и достичь пика добычи к 2028 г., у Турции теперь есть некоторые коммерческие варианты при заключении контрактов на поставку.
Также страна стратегически позиционирует себя как транзитный узел с межрегиональными трубопроводами, по которым:
углеводороды, добываемые в Каспийском регионе, доставляются в средиземноморский порт Джейхан (нефть), а газ - в европейскую энергосистему через Дарданеллы;
с 2020 г. российский газ проходит через турецкое Черное море по трубопроводу Турецкий поток, снабжая рынки южной Европы;
поставки по МГП Голубой поток мощностью 16 млрд м3/год газа осуществляются с 2003 г.
11 декабря 2022 г. состоялись телефонные переговоры президентов РФ и Турции В. Путина и Р. Эрдогана.
Президенты обсудили совместные энергетические проекты, а также обменялись мнениями по вопросу создания в республике регионального газового хаба.
Нефть
В дополнение к газовому хабу, который позволит российскому газу поступать в ЕС через Турцию, Турция стала новым маршрутом для поставок российской нефти в ЕС.
В годовом сравнении поставки угля и углеводородов из России в Турцию в октябре 2022 г. увеличились в 2,9 раза (в октябре 2021 г. было 1,28 млрд долл. США).
Исходя из данных об общем импорте сырой нефти в Турцию, Россия в октябре обеспечила более 50% турецкого импорта нефти.
По данным Центра исследований в области энергетики и чистого воздуха CREA, Турция фактически становится хабом по реэкспорту в ЕС нефтепродуктов, произведенных из российской нефти.
Устьянцев Валерий Николаевич:
Кровля и подошва баженовской свиты выделяются по максимальным экстремумам гамма-каротажа, обусловленным наличием радиоактивного изотопа урана и по минимальным значениям в условных единицах по НКТ (повышенным водородосодержанием) в данных скважинах).
Распространение проницаемых пород баженовской свиты по площади не контролируется структурными ловушками.
Залежь в отложениях баженовской свиты водой не подпирается и обладает аномально высоким пластовым давлением, превышающим гидростатическое на 8 - 13 МПа. Залежи преимущественно малодебитные - 2 5 - 25 м3 / сут; среднедебитной (до 48 м3 / сут) является залежь в верхней части разреза вартовской свиты; высокие дебиты (до 300 м3 / сут) свойственны лишь отложениям баженовской свиты в осевой части складки. С глубиной уменьшается плтность.
Об уменьшении плотности пород баженовской свиты свидетельствует проведенный М.К. Калинко эксперимент, при котором образец из скважины на Чупальской площади в Западной Сибири подвергался нагреванию до 180 С при давлении 25 МПа в течение 20 суток.
Залежь горизонта ЮС в баженовской свите не имеет строгого структурного контроля. Интересно отметить, что коллекторами служат битуминозные плитчатые аргиллиты.
По вещественному составу среди отложений баженовской свиты различают десять разновидностей пород.
Одна из характерных особенностей отложений баженовской свиты вообще и на Салымском месторождении, в частности, - литологическая неоднородность разреза.
Источник аномалии находится в пределах баженовской свиты.
Особый интерес представляют битуминозные глины баженовской свиты Салымского зх0района. Здесь из глинистых отложений волжского яруса ( баженовской свиты) на Салымской, Правдинской, Шапшинской, Верхнесалымской и Малобалыкской площадях получены притоки нефти. Баженовская свита залегает на глубинах 2800 - 3000 м и представлена чередованием листовато-плитчатых битуминозных глин с массивными также битуминозными глинами. Нефть содержится в листовато-плитчатых разностях. Дебит нефти достигает 500 - 700 м3 / сут.
Большое значение имеет подтверждение продуктивности отложений баженовской свиты результатами опытной эксплуатации скважин в Салымском районе. Ареал распространения этого комплекса пород позволяет рассматривать его как важнейший резервный эксплуатационный объект добычи нефти в Тюменской области.
Своеобразно распределение углерода в смолах из нефтей баженовской свиты (пласт Юо): они аномально бедны нафтеновыми (С О-14 %) и богаты парафиновыми (Сц 50 - 62 %) структурами. Эта особенность состава смол, видимо, предопределена особыми генетическими характеристиками нефтей, которые, в отличие от остальных, по геологическим данным, залегают в месте своего образования и, следовательно, не претерпели дифференциации в миграционных процессах. Иначе говоря, структурно-групповой состав смолистых компонентов нефтей в Салымском районе меняется симбатно углеводородным типам нефти.
Не исключается, что расслоению пород коллектора баженовской свиты и возникновению аномально высокого пластового давления в ней способствовала палеотектоническая активность района в связи с расположением его в зоне сочленения различных по характеру развития крупных структурных форм и напряженности тектонических напряжений.
Разработаны промыслово-геологическая и гидродинамическая модели нефтяных залежей баженовской свиты (пласт представлен как динамическая система), по которым многие явления, наблюдаемые в ходе геологоразведочных работ, рассматриваются как следствие единого последовательно развивающегося процесса.
Изучение баженитов показало, отмечает ч-к АН СССР И. Нестеров, что «баженовская нефть - образовалась здесь же, на месте, и в то же время, когда образовался коллектор. Нефть ниоткуда не пришла, она местная, и это обстоятельство указывает на необычность ее происхождения. Общепринятая теория образования и происхождения нефти и газа этого объяснить не может. Нефть из залежей баженовской свиты — высококачественная, из нее можно получить до 60% светлых продуктов — наиболее ценных. В этой нефти мало серы и различных солей, она - почти безводная. Значит, ее не надо перед транспортировкой очищать от солей, обезвоживать. А ведь эти процессы значительно увеличивают себестоимость нефти. Итак, баженовская - нефть почти не нуждается в принудительной откачке и обработке перед транспортированием. Она может стать самой дешевой нефтью в Тюмени. Некоторые устойчивые свойства баженитов облегчают поиск и разведку нефтяных залежей этого типа. Породы баженовской свиты отличаются высоким удельным электрическим сопротивлением. Над залежами обычно встречаются зоны с повышенным давлением в порах породы, и они больше поглощают сейсмические волны».
«В Баженовской свите углеводороды присутствуют в двух формах: в форме легкой нефти низкопроницаемых пород (ННП), запасы которой в Бажене составляют более 22 млрд. тонн; в форме керогена — твердого органического вещества, из которого, при термическомв оздействии на него, извлекают синтетическую нефть (СН). Потенциальный объем СН, который может быть получен из термически незрелого керогена Баженовской свиты, сопоставим с объемом ННП, уже содержащейся в пластах Баженовской свиты. Богата Баженовская свита и неуглеводородными соединениями, такими как уран и РЗЭ. По заявлению директора Западносибирского филиала Института нефтегазовой геологии и геофизики Сибирского отделения РАН Аркадия Курчикова, прогнозные запасы урана на территории Тюменской области составляют 2,5–3 млрд тонн, и это при том, что известные мировые запасы урана оцениваются всего лишь в 2,5 миллиона тонн. Исследования подтвердили: в глинистых породах Баженовской свиты содержание урана на каждый кубометр горной массы не меньше, чем в классических залежах.1 Что же касается РЗЭ, то в зависимости от типов пород Баженовской свиты содержание в них РЗЭ колеблется от 21,2 до 417,85 грамм на тонну.2.
- «В осадочных формациях молодых мезозойских и кайнозойских покровов дополнительно переоткладывались и концентрировались газ, нефть, сера, стронций, руды цветных металлов, ряд редких и рассеянных элементов» (В.И. Попов, 1976).
Наиболее близкими аналогами Баженовской свиты являются формации нефтеносных сланцев Баккен и Игл Форд (США), освоение которых активно ведется с начала нынешнего тысячелетия. Нефтеносные сланцевые плеи Баккен и Игл Форд агрессивно разбуриваются, а объектом добычи является исключительно ННП. В связи с низкой проницаемостью коллекторов перед вводом горизонтальных скважин в эксплуатацию проводят мультистадийный гидроразрыв пластов (МГРП). И тем не менее, продолжительность активной жизни горизонтальной скважины все же остается очень короткой и составляет в среднем не более шести лет.3 Пытаясь решить проблему увеличения продолжительности периода рентабельной эксплуатации скважин, в США под эгидой Исследовательского Центра Энергетики и Окружающей среды (EERC) с июня 2012 года реализуется проект, целью которого является разработка технологии интенсификации добычи ННП. По расчетам исследователей, повышение коэффициента нефтеизвлечения только на 1% позволит добыть из находящейся на территории США части Баккена дополнительной ННП на сумму как минимум 150 млрд. долларов. Таким образом, зарубежные нефтяные компании сегодня фактически сосредоточили свои усилия только на извлечении ННП и на разработке технологии интенсификации ее добычи. Создание же технологии, которая позволяла бы совмещать в одном процессе как добычу ННП, так и генерацию СН из керогена нефтеносных сланцев, в их ближайшие планы не входит» (А. Чернов).
Устьянцев Валерий Николаевич:
Тектономагматическая активность. Температура нефтяного окна.
Вмещающие нефть, газ породы как и сама нефть — продукт дифференциации алюмосиликатов.
Верхняя сланцевая толща Kyalla Shale (R1) имеет толщину 800 м, состоит из верхней и нижней подтолщ, разделенных тонким горизонтом песчаников Kyalla. Общая толщина от 183 до 762 м. В отношении нефтегазоносности наиболее перспективна нижняя толща сланцев Kyalla, представленная темно-серыми и черными туфоаргиллитами. Среднее общее содержание органического углерода – 2,5%, максимальные значения до 9%, генерационный потенциал H1=250-500 мгУВ / г Сорг.. Толща песчаников Moroak Sandstone, разделяющая сланценосные толщи Kyalla и Velkerri имеет толщину 400 м. В 2011 г в скважине Shenandoah-1 глубиной 2712,7 м, после проведения гидроразрыва из формаций Kyalla и Velkerri получены притоки газа и конденсата
НГМТ визейского и серпуховского веков (347 – 323 млн. лет)
Нефтегазоматеринские толщи визейско-серпуховского возраста на древних платформах практически отсутствуют, в основном они приурочены к зонам растяжения земной коры Зап. Европы, Прикаспийской впадины и Колымо-Омолонского массива.
НГМТ среднего карбона (323 – 307 млн. лет)
Корниловская свита (C2 b-m) присутствует в Бельской впадине Предуральского прогиба. В скважине Корниловская свита с повышенным содержанием Сорг = 1,2 - 2,9% отличается несколько горизонтов в среднекаменноугольных башкирских отложениях. Значения параметров S1 изменяется от 0,21 до 0,73 мгУВ/г Сорг, S2 – от 0,48 до 2,22 мгУВ/г Сорг. Тмах> 465ᵒC.
Формации Roseneath (P1 kg2), Epsilon (P1 kg1), Murteree (P1 ar3) – общая аббревиатура REM - распространены в бассейне Cooper на границе штатов Южная Австралия и Квинсленд в центре восточной части Австралии. В скважине Encounter -1 вертикальной глубиной 3 612 м, пробуренной в центральной части трога Nappamerri по разрезу формаций REM было пройдено 393,2 м, причем с непрерывными газопоказаниями. Общая толщина богатых органическим веществом пород формаций Roseneath, Epsilon и Murteree (REM) в троге Nappamerri составляет в среднем 152 м, с нетто питающей частью 91,5 м в газоперспективном районе и 46 м в нефтеперспективном районе. Нефтегазоматеринские породы формаций REM в основном имеют кероген Типа III, который генерировал среднюю по качеству легкую нефть с большим содержанием парафина. Несмотря на озерное происхождение, породы характеризуются низким содержанием глины (20%).
НГМТ артинского, кунгурского и казанского веков (290 – 269 млн. лет)
Акобинско-кзылобинская (C2 m – P1 a) присутствует в Бельской впадине Предуральского прогиба. В скважине 172-Акобинская на глубине 5 203,2 - 5 206,4 м изучены аргиллиты и породы глинисто-доломитового состава с содержанием Сорг 2,9-6,1%, генерационным потенциалом ОВ (S1+S2) 5,6-15,1 мгУВ/г породы. Уровень катагенеза МК2, кероген II / III (HI=232-234 мгУВ/г Сорг) и III (HI=175 мгУВ/г Сорг).
Формация Pingdiquan (Lower Wuerhe, Lucaogou – на юге) (Р2) распространена в Джунгарском бассейне Западного Китая. Содержание Сорг в среднем 5%, максимально до 20%. Породы сформированы в озерно-лагунной и флювиальной дельтовой средах. Кероген типа I и II, угли отсутствуют. Это одна из богатейших нефтегазоматеринских формаций мира, обогащена жидкими флюидами. Толщина осадков до 1 200 м, они состоят из серых и черных аргиллитов (mudstonе) и доломитовых аргиллитов, переслаивающихся с тонкими слоями песчанистых аргиллитов, сланцеватых глинистых алевропелитов, алевролитов и тонкозернистых песчаников. Нетто толщина нефтегазоматеринских пород изменяется от 50 до 650 м, в среднем 250 м.
АУФ НГМТ поздней перми – триаса (260 – 225 млн. лет).
Формация Kurra Chine (T3 k) выделена в Северном Ираке, представлена монотонными темно-коричневыми и черными известняками с отдельными пластами плохо пахнущих доломитов и тонколистоватых сланцев. Общая толщина формации изменяется: от 400 м до 1800 м. Нефтегазоматеринские слои имеют толщину от 15 до 40 м и содержание Сорг 3,1%. Позднетриасовый возраст подтвержден палеонтологически.
НГМТ неогена и квартера (23 – 0 млн. лет)
Формация Ombilin (N1) небольшого бассейна Ombilin на западе Центральной Суматры (Индонезия) представляет методический интерес в отношении геологической истории. Она развивалась в лагунных рифтовых условиях в течение эоцена – середины олигоцена (базальная эоценовая формация Brani и среднеолигоценовая Sangkarewang формация), позднее была деформирована в мелкие сжатые складки СЗ-ЮВ простирания. В позднеолигоценовое время сформировались флювиальные осадки формации Sawahtambang, которые сменились морскими осадками миоценовой формации Ombilin - результатом трансгрессии после глобального поднятия уровня моря. Геохимические анализы показали, что сланцы Sangkarewang, Sawahtambang и Ombilin формаций являются лучшими нефтегазоматеринскими породами в этом бассейне. Они содержат кероген типа III, который в основном достиг термальной зрелости нефтяного окна (Тмах 435-4470 С).
Формация Chumsaeng (N11) описана в бассейне Центральных равнин Тайланда, сформировалась в глубоководной озерной среде, кероген типов I и II, содержание Сорг более 2%, высокий водородный индекс (до 700 мг НС/гр.). Средняя толщина формации около 400 м, нетто толщина обогащенных органическим веществом пород около 183 м.
Формация Klasaman (N23 – Q1) распространена в бассейне Salawati в Восточной Индонезии, представлена морскими мергелями, сланцами и песчаниками, которые перекрывают формацию Klasafet. Они содержат в основном кероген типа II / III. Содержание органического углерода от 0,6% до 2,3%, среднее 1,7%. Толщина формации от 915 м до 1524 м, от 15% до 20% которых содержат повышенное содержание Сорг около 1,0%. (.по материалам Н. Киселевой, 2017) [2].
Corg в палеопротерозое 29%, в квартере 0.6%».
Адсорбция углеводородов на глинистых минералах (из переписки автора с Г.С. Симоняном, 2017
«Гидросиликатная оболочка глины заполняется молекулами воды, способствуя ее первоначальному набуханию и гибридизации атома кислорода в составе связанной воды, что приводит к образованию слоя гидратной воды (которую также называют прочно связанной, координационно-связанной и представляющую собой структуру на основе молекул воды, скрепленных водородными связями со сниженной полярностью). Далее, за счет вновь поступающих порций воды, происходит формирование оболочки из молекул воды, скрепленных водородными связями, но обладающих меньшей прочностью, чем гидратная вода. Она придает глинистой пасте свойства геля, поэтому была названа – гелевой. В технической литературе ее характеризуют качественно и называют – рыхлосвязанная вода (структура на основе молекул воды, скрепленных полярными водородными связями). Степень гидратации гидросиликатной оболочки глинистой частицы зависит от состава и структуры элементарных частиц глины, термодинамических условий существования глинистых отложений, а также от качества внутреннего наполнителя полимерного гидрата кремнезема. Это связано со свойствами пространственного заполнителя полимерного гидрата кремния, а также прохождения в гидросиликатной оболочке глины явления синерезис (старения). Синерезис приводит к дегидратации гидросиликатной оболочки. В соответствии с этим по глубине залегания, по времени формирования и условиям существования глины свойства глинистых отложений будут в значительной степени различаться по влажности и другим свойствам. Наличие у глины воды до состояния гидратного полимера обеспечивает ей состояние твердого тела. Поведение глинистых отложений в твердом состоянии будет определяться величиной горного давления. До некоторой, критической величины давления, гидратная вода будет обеспечивать глине свойства твердого тела, т.е. вещества атомного строения. При превышении величины давления более 100 - 200 МПа гидратная вода начнет приобретать металлические свойства. Подобные значения величины горного давления достигаются, например, на глубине 4800 м при средней плотности пород 2,3 г/см3. Несомненным будет то факт, что подобные величины давлений должны реализовываться и при геотектонических процессах.
Смачиваемость зависит от минерального состава внутрипоровой поверхности. На смачиваемость влияют уровень карбонатности и наличие глинистых минералов. По данным лабораторных испытаний образцы с высокой степенью (выше 38%) карбонатности более гидрофобны, и наоборот, образцы с низкой карбонатностью более гидрофильны. Высокое объемное содержание глины в гидрофильной породе также приводит к изменению смачиваемости. При этом адсорбция асфальтенов на глине в 4,5 раза меньше, чем на известняках. Но из-за большой удельной поверхности глины могут адсорбировать много асфальтенов. Для терригенных коллекторов гидрофобизация поверхности возрастает с появлением карбонатного цемента. В известняках, кроме обычной адсорбции молекул поверхностно-активных углеводородов, возможно их хемосорбция, которая сопровождается образованием на поверхности новых соединений, например, нафтенов кальция. Для коллекторов, содержащих газоконденсат, частичная гидрофобизация поверхности вероятна вследствие их «высушивания», выпадения конденсата в пористой среде при изменении первоначальных термодинамических условий в залежи. Степень адсорбции углеводородов зависит от типа глинистых минералов, дисперсности, состава тяжелых фракций нефти, уровня водонасыщенности, типа обменного катиона и типа растворителя (т.е. от состава сырой нефти). Изначально глины в нормальных условиях гидрофильны. В результате адсорбции тяжелых фракций нефти (смолы и асфальтены), они гидрофобизуются. В результате чего образуется глинисто-органический комплекс, гидрофобный и очень устойчивый. Таким образом, поверхность стабилизируется относительно диспергирования и миграции. Это явление приводит к изменению смачиваемости и сопровождается снижением набухания, снижению адсорбции поверхностно-активных веществ при обработке пласта, способности к катионному обмену и сокращению площади поверхности. На адсорбцию углеводородов на глинистых минералах влияет:
1. Тип глинистого минерала в составе породы и его количество. Монтмориллонит и вермикулит, обладающие высокой способностью к катионному обмену, будут мешать распространению закачки с использованием активных химических добавок.
Присутствие в составе породы каолинита и тиллита снижают проницаемость вследствие низкой катионной активности и формы частиц, т.к. возникает диспергирование и миграция частиц;
2. Состав тяжелой фракции нефти, которая имеет большой молекулярный вес за счет наличия смол и асфальтенов. Взаимодействие с глинистыми частицами будет зависеть от диполярных видов ионов в асфальтенах и смолах и от крупной конденсационной структуры ароматического кольца. За укрепление адсорбционной связи между минералами и нефтью отвечает электронное взаимодействие с кислородом на поверхности;
3. Уровень водонасыщенности. Адсорбция на глинистых минералах снижается с ростом водонасыщенности, но не прекращается полностью. Если керн сухой, то адсорбция протекает быстрее. Адcорбция в данном случае протекает согласно изотерм Ленгмюра адсорбции первого типа. Но адсорбция асфальтенов в присутствии воды не стабилизирует глины;
4. Тип обменного катиона. Двухвалентные катионы вызывают большую адсорбционную активность по отношению к углеводородам;
5. Тип растворителя. Такие растворители, которые могут ионизировать асфальтены, как ниторобензин, вызывают большую адсорбцию, чем ароматические растворители схожие по характеру с асфальтенами. Следовательно, также важна природа пластовой (сырой) нефти, действующей как текущий растворитель для тяжелых фракций.
Таким образом, при взаимодействии глинистых минералов с тяжелыми фракциями нефти, поверхность покрывается адсорбированной углеводородной пленкой, причем это покрытие неравномерное. Данный слой стабилизирует поверхность, в результате которой снижается адсорбционная активность по отношению к воде, то есть поверхность становится устойчивой к воде, снижается набухание, способность к катионному обмену, снижается дисперсия (разрушение породы) и миграция частиц, адсорбция ПАВ.
На терригенных образцах Ново-Уренгойского газоконденсатного месторождения исследовалась способность образцов керна, с данным комплексом глинистых минералов, адсорбировать индивидуальные УВ различного строения, такие как гексан, гептан, декан, изооктан, циклогексан, а также продукты переработки нефти. Адсорбция УВ зависит от их структуры. Из УВ с прямой углеродной цепью больше адсорбируются те, у кого длина углеродной цепи больше. Изомеризация соответствующего алкана приводит к уменьшению его доли в адсорбционном слое. Циклизация дополнительно снижает количество адсорбированных УВ. Причем, наименьшей адсорбционной способностью обладает циклогексан, наибольшей - декан. Значительно больше адсорбируются породой продукты переработки нефти, но зависимость от содержания глинистых минералов-алюмосиликатов и их емкости катионного обмена остается той же, что и для индивидуальных УВ» [Г.С. Симонян].
Навигация
Перейти к полной версии