1598005430-90a810778df6699e55e16004fa136399 (Альтернативные энергоносители. М.В. Голицын, А.М. Голицын, Н.М. Пронина, 2004u), страница 5

Количество тяжелых углеводородных газов (этана, пропана, бутана, гексана) обычно составляет первые проценты, иногда достигая 10 — 20% и более. Нарастание количества Ту начинается со стадии газовых углей (МК,). Их содержание достигает максимума на стадии жирных и коксовых углей (МК, и МК,), затем на стадии тощих углей АК, резко снижается. В.И. Савченко (1989 г.) подчеркивает, что формирование залежей жидких углеводородов на юго-востоке Днепрово-Донецкой впадины (северо-запад Донецкого угольного бассейна) происходило в нижнекаменноугольных комплексах с органикой гумусового типа. К этому следует добавить, что угли нижнего карбона Донбасса исключительно богаты липоидными компонентами, количество которых достигает 30%; они, видимо, являются здесь основными генераторами жидких углеводородов.

Нефти нижнего и среднего карбона ДДВ близки по составу. Они малосернистые, малосмолистые, парафинистые, метано-нафтеновые и нафтено-метановые. Конденсаты обычно метано-нафтеновые. Нефти верхнего карбона— нижней перми малосернистые, метано-нафтеновые, невысокой плотности (до 0,82 г/смз). Нефти верхней перми и триаса имеют высокую плотность (0,92 г/смз) и нафтено-ароматический и ароматический состав. Они отличаются повышенным количеством смолисто-асфальтеновых компонентов (до 20%). В ряде шахт раннекаменноугольного Львовско-Волынского бассейна (Великомостовская 1 и др.) многие трещины в породах и угле оказались заполненными вязким смолистым веществом черного цвета, внешне напоминающем тяжелую нефть (2).

Количество алканов 55%, цикланов 20%, аренов 25%, По составу эти битумы резко отличаются от нефтей соседнего Карпатского района, что позволяет сделать вывод об их "угольном" происхождении. Газоносность угольных пластов нарастает с глубиной, достигая 27 мз/т (800 м). Количество тяжелых углеводородов невелико — доли процента. Количество липтинита в углях 2 — 10%. В Кизеловском бассейне (нижний карбон) при проходке шахты 2 нефть фонтанировала из шнура. При проходке квершлага на этой шахте нефть сочилась из кровли угольных пластов и междупластий.

Аналогичные нефтепроявления наблюдались на шахтах 1, 6 Северная, им. Ленина и Ключевская (21. Угли бассейна обладают повышенной газоносностью — до 32 мз/т, причем количество тяжелых углеводородов в углях марок Ж и ГЖ достигает 5 — 6 % (реже 12%), в том числе этана до 4%, пентана 0,1, гексана 0,05%. В составе суфлярных газов на шахтах Ключевская и им. Ленина содержание этапа составило 3 — 6%, пентана 1,3%.

Кстати, угли этого бассейна содержат 15 — 32% компонентов группы липтинита. В более метаморфизованных тощих углях нижнекаменноугольных месторождений восточного склона Урала на шахтах Егоршинского месторождения количество тяжелых углеводородов не превышает 0,2%. В Челябинском мезозойском бассейне зафиксировано 33 проявления нефти, 20 — газа и 14 — битумов (2). Наиболее интенсивные нефтепроявления установлены на Ерофеевской площади, где при опробовании было получено от 0,4 до 3,5 т нефти при суточном дебите 30 — 700 л.

Удельная масса нефти 0,813, содержание углерода 84,4%, водорода 14,2%, серы 0,44%. На юге пермского Печорского бассейна, расположенного в пределах Косыо-Роговской впадины (Северо-Предуральский ГНО) известны Интинское и Кожимское газовые и Падимейское нефтяное месторождение. Нефти метанонафтеновые, плотностью 0,67 — 0,98 г/смз. Конденсат метано-нафтеновый плотностью 0,67 — 0,79 г/смэ. Алканы 63 — 67%, цикланы 9 — 24%, арены 8 — 16%. Угли бассейна отличаются очень высокой газоносностью (до 40 мз/т) и повышенным содержанием тяжелых углеводородов (от этапа до бутана).

Их содержание зависит от степени метаморфизма угля. При близком петрографическом составе длиннопламенные угли Интинского месторождения содержат всего 0,01 — 0,8% ТУ, газовые угли Воргашорского и Сейдинского месторождений — 4 — 9%, жирные угли Воркутского месторождения 2 — 16%, а отощенные угли месторождения Хальмерью 0,001 — О, 1%.

Общие ресурсы углей в бассейне оцениваются в 260 млрд т,.генераци- онный потенциал которых весьма значителен. В процессе углефикации в бассейне образовалось 52 трлн мз газа, из которых 9 трлн. мз осталось в сорбированном состоянии в угле. В пермском Кузнецком бассейне нефтепроявления были впервые открыты в 1955 г. (2).

На юге бассейна в районе ст. Узунцы в породах ильинской свиты (верхняя пермь) была обнаружена темно-коричневая с зеленоватым оттенком жидкость с удельным весом 0,83 г/смэ. В составе дистиллята преобладали алканы (88%), арены (10,3%), цикланы (1,7%). Выход бензиновых фракций составил 1,1%, керосиновых 34,9%, масляных 55,6%, нефть малосернистая (0,08%). В 1959 г. также на юге Кузбасса в отложениях ильинской свиты была вскрыта нефть красно-бурого цвета плотностью 0,81 г/смз. Алканы составили 77,8%, цикланы 19,8%, арены 2,64%.

В том же году в ш. Абашево 1 (Байдаевский район) в породах ильинской свиты была встречена красноватая маслянистая жидкость плотностью 0,81 г/смз. Нефти иного состава обнаружены в северных районах бассейна. На Сыромолотненской площади из отложений кузнецкой свиты, подстилающей ильинскую, была получена светлая нефть со слабо зеленоватым оттенком плотностью 0,79 г/смз. Количество алканов составило 26,4%, цикланов 50,2%, аренов 19,1%. Бензиновые фракции 70,9%, керосиновые 24,8%, масляные 4,3%.

Близкая по составу нефть была получена из пород ильинской свиты на Южно-Борисовской площади (дебит О,З т/сут). Алканы составили 40,32%, цикланы 40,85%, арены 18,44%. В целом для северных районов Кузбасса, где развиты малометаморфи- 42 зованные угли марок Д и Г (МК, и МК,), характерно наличие жидких углеводородов нафтенового, реже ароматического состава.

Это среднесмолистые, малосернистые вещества, содержащие мало парафинов. В южных районах бассейна, где развиты более метаморфизованные угли, появляются метановые высокопарафинистые нефти с малым содержанием смол и полным отсугствием асфальтенов. Более напряженные термодинамические условия обусловили здесь метанизацию нефти. В Байдаевском районе Кузбасса присутствие битумов и жидкой нефти обнаружены в шахтах Байдаевская и Абашевская, разрабатывающих пласты ильинской свиты. Нефтегазоносные площади Плотниковского и Салтымаковского районов — Сыромолотненская, Борисовская, Березовская, Грязненская — образуют широкую полосу нефтепроявлений на северо-востоке бассейна.

В угольных газах Кузнецкого бассейна наибольшие содержания тяжелых углеводородов (этапа до 30%, пропана 8 — 22%, бутана 5 — 7%) отмечается в области распространения газовых и жирных углей в Томусинском, Байдаевском, Ерунаковском, Беловском и Ленинском районах. В районах же развития углей марок К, ОС и Т содержание тяжелых углеводородов не превышает 1 — 2%, хотя иногда и увеличивается в зонах глубоких тектонических разрывов.

Максимумы содержания ТУ в угольных газах совпадают с площадями развития нефтепроявлений в пластах угля и зонах нарушений. Видимо наста- ло время произвести коренную переоценку ' перспектив обнаружения промышленных мес торождений нефти в Кузнецком бассейне, особенно в области распространения углей марок Д, Г, Ж, отчасти К. В Карагандинском бассейне, в отложениях карбона встречены нефтепроявления в виде битуминозной массы, парафинистых и твердых битумов (5). 11аибольший интерес представляет битуминозная масса, связанная с угольными пластами или с зонами тектонических нарушений. Обычно она представлена черной, похожей на гуталин мазью с запахом керосина, которая является смесью тяжелой нефти и угольной пыли.

В нарушенных участках доля битумопроявлений весом 50 — 100 кг достигает 40%. В тектонически несложных участках таких проявлений обычно менее 10%. Групповой состав углеводородов: алканы — 31,8%, цикланы — 35,4%, арены — 32,8%, плотность — 0,89 г/смз. Элементный состав битуминозной массы: углерод — 85%, водород — 13%, азот — 0,4%, сера— 0,6%, кислород — 1„0%. Облегченный изотопный состав битумов (С 12/13 — 91,3) служит индикатором их генетической связи с континентальными отложениями.

В процессе углефикации в бассейне образовалось порядка 9 трлн мз газа, из которых в угольных пластах осталось около 2 трлн мз. Содержание тяжелых углеводородов в угольных газах достигает максимума (2 — 7%) в углях стадий Ж и К (МК, и МК,). В Средней Азии (Таджикистан) на месторождении Шаргунь в 1982 г. из отложений юры было выкачано 15 ведер нефти (В.С. Лучников, 1982 г.).

С Ленским угольным бассейном территориально совпадает Лено-Вилюйская газонефте- .:,',::.'. носная провинция, связанная структурно с Вилюйской синеклнзой, Предтаймырским и Предверхоянским краевым прогибами 12). Мощность верхнепротерозойско-фанерозойского осадочного чехла, представленного терригенными отложениями, достигает 10 км.