О тяжелых углеводородах в газах углей Донбасса
В.П. КОЗЛОВ
Присутствие в газах Донбасса тяжелых углеводородов длительное время оспаривалось. Г.Д. Лидин (1949) даже рекомендовал до постановки специальных исследований воздержаться от категорического утверждения возможности генерации таких углеводородов углями.
Несколько позже А.И. Кравцов, В.А. Соколов и М.М. Элинсон (1955) показали, что в газах углей тяжелые углеводороды встречаются местами лишь в ничтожных количествах (очень редко - 2,5%) и что они могли образоваться только из нефтематеринского вещества, попавшего в исходный материал углей или связанные с ними породы. Возможность же возникновения тяжелых углеводородов из самих углей они отрицали, за исключением случаев воздействия на породы и углы высоких температур от магматических интрузий.
Разумеется, однозначное решение этого вопроса имеет большое значение для разработки теории нефтегазообразования и особенно для выяснения роли газов углей в формировании газовых залежей в угленосных бассейнах и смежных с ними зонах.
Для решения этой проблемы по ряду шахт Донбасса было собрано 52 пробы газа непосредственно из самих угольных пластов, характеризующихся различной степенью метаморфизма.
Из приведенных в таблице анализов видно, что тяжелые газообразные углеводороды являются неотъемлемой составной частью угольных газов Донбасса, однако количество их всегда бывает ничтожно мало в среднем сотые или тысячные доли процента, и лишь в исключительных случаях более 1 %. В составе этих углеводородов принимают участие этан, бутан, пропан и высшие тяжелые углеводороды, однако преобладающим является этан, его количество иногда достигает 0,84%. Бутана и пропана вместе с более тяжелыми углеводородами содержится уже значительно меньше - соответственно 0,1% и 0,2%. Никакой зависимости между содержанием углеводородов, углекислого газа и азота не установлено.
В приведенной таблице имеется одна проба газа из коксующихся углей шахты № 1-2 «Софья» Макеевского района, в которой содержание тяжелых углеводородов составляет 2,2%. Однако дальнейшие исследования показали, что повышенное количество тяжелых углеводородов в указанной пробе вряд ли можно генетически связывать с вмещающими их углями. Дело в том, что западнее указанного пункта отбора пробы газа, в шахте № 1-бис «Центральная» треста Красноармейскуголь, в боковой стенке штрека горизонта 400 м была встречена трещина, заполненная мягким глинистым веществом, обладающим специфическим нефтяным запахом. Анализ этой глинистой массы, выполненный в УкрВНИГНИ под руководством В.Г. Скляр, показал наличие незначительных количеств легких фракций нефти, которые мигрировали, вероятно, из нефтегазоматеринских толщ нижнего карбона или девона. Есть основания предполагать, что последние, возможно, распространены в пределах отдельных участков самого Донбасса.
Эти же анализы показывают, что наибольшие количества тяжелых газообразных углеводородов приходятся на угли марок ПЖ, К и ПС, тогда как в углях марки Т они составляют тысячные доли процента, а в антрацитах вообще не были обнаружены. Вместе с тем наблюдается значительное уменьшение количества тяжелых газообразных углеводородов и в слабометаморфизованных углях. В углях марок Г и Д их содержится не более 0,2% от объема всех газов.
Различное содержание тяжелых углеводородов в газах углей можно объяснить, с одной стороны, неодинаковыми структурным положением угольного пласта и степенью его дислоцированности, а с другой - качественным различием самих углей. Более восстановленные разности углей, вероятно, должны давать и большие количества тяжелых углеводородов.
Какое то влияние на их содержание может оказывать и наличие в углях сапропелевого материала, однако главная причина - степень метаморфизма самих углей. Как видно из таблицы, только на определенных его этапах органическая масса углей может выделять тяжелые углеводороды, но их существование видимо во всех случаях прогрессирующего метаморфизма строго контролируется температурным фактором, благодаря которому они сначала полимеризуются, а затем полностью разрушаются. Можно предполагать, что только поэтому теряются даже следы тяжелых углеводородов в газах высокометаморфизованных углей (антрацитов) и только на стадии тощих углей они еще сохраняются, однако в количествах в сотни раз меньше, нежели в углях менее метаморфизованных. В связи с этим представляют интерес аналитические данные К.Ф. Родионовой и М.А. Канакиной (1957), показывающие в углях незначительные количества жидких углеводородов с запахом керосина, а также результаты исследований К.Ф. Родионовой, Л.Е. Штеренберг и Н.Г. Грибковой (1956), по которым превращение битуминозных компонентов углей происходит именно в процессе их метаморфизма. С последней причиной, как показали последние авторы, связано и увеличение количества нейтральных битумов в высокометаморфи- зованных углях, главным образом в марках ПШ.
Из изложенного выше следует, что процессы образования как газообразных, так и жидких углеводородов нефтяного ряда имеют место и в гумусовых углях, где они получают относительно повышенное развитие лишь на определенных ступенях метаморфизма. Так, оптимальные условия для возникновения углеводородов достаточно четко намечаются на ступенях метаморфизма, соответствующих маркам углей ПЖ, К и ПС. Согласно В.С. Веселовскому (1955) граничными параметрами указанных ступеней метаморфизма являются температура от 105 до 180° С и давление от 350 до 600 кг/см2, что соответствует погружению пород на глубину от 3,5 до 6 км. Указанные температуры по существующим представлениям являются наиболее благоприятными и для возникновения нефти.
ВНИГаз
Таблица Состав газов в углях Донбасса
|
Марка угля |
Пределы |
Состав газа, % объемы. |
Количество анализов |
||||||
|
CO2 |
N2+редкие |
СН4 |
тяжелые углеводороды |
||||||
|
сумма |
C2H4 |
С3Н8 |
С4H10+высш |
||||||
|
д |
|
0,1 |
1,904 |
97,8 |
0,192 |
0,17 |
0,017 |
0,005 |
1 |
|
Г |
Минимальный |
- |
0,75 |
97,0 |
Следы |
2 |
|||
|
Максимальный |
0,42 |
2,92 |
98,79 |
Следы |
|||||
|
Средний |
0,21 |
1,83 |
97,89 |
Следы |
|||||
|
|
1,59 |
8,04 |
90,34 |
0,008 |
0,006 |
0,002 |
1 |
||
|
ПЖ |
Минимальный |
0,2 |
0,471 |
89,4 |
0,0 |
0 |
3 |
||
|
Максимальный |
1,6 |
9,000 |
98,99 |
0,005 |
0,005 |
||||
|
Средний |
0,77 |
4,999 |
94,23 |
0,0016 |
0,0016 |
||||
|
Минимальный |
0,1 |
0,639 |
60,2 |
0,013 |
0,01 |
0,002 |
15 |
||
|
Максимальный |
13,09 |
38,443 |
98,7 |
0,259 |
0,24 |
0,019 |
|||
|
Средний |
1,53 |
6,785 |
91,58 |
0,068 |
0,063 |
0,005 |
|||
|
Минимальный |
0,3 |
1,614 |
94,3 |
0,27 |
0,2 |
0,007 |
Следы |
7 |
|
|
Максимальный |
1,3 |
4,4 |
97,2 |
0,872 |
0,86 |
0,1 |
0,2 |
||
|
Средний |
0,63 |
2,81 |
95,99 |
0,521 |
0,4 |
0,086 |
0,031 |
||
|
К |
Минимальный |
0,2 |
2,84 |
84,57 |
0,018 |
0,012 |
0,004 |
5 |
|
|
Максимальный |
1,0 |
15,196 |
96,03 |
0,06 |
0,04 |
0,1 |
|||
|
Средний |
0,6 |
8,019 |
91,32 |
0,035 |
0,025 |
0,009 |
|||
|
Минимальный |
0,1 |
0,124 |
42,4 |
0,035 |
0,018 |
0,006 |
0,003 |
11 |
|
|
Максимальный |
5,0 |
52,577 |
99,3 |
1,231 |
0,47 |
0,024 |
0,023 |
||
|
Средний |
0,9 |
9,853 |
88,85 |
0,389 |
0,367 |
0,013 |
0,009 |
||
|
|
1,1 |
4,4 |
92,3 |
2,2 |
2,1 |
0,1 |
1 |
||
|
ПС |
Минимальный |
0,2 |
0,137 |
96,57 |
0,129 |
0,115 |
0,007 |
0,007 |
3 |
|
Максимальный |
0,52 |
2,535 |
99,24 |
0,4 |
0,38 |
0,012 |
0,01 |
||
|
Средний |
0,41 |
1,034 |
98,3 |
0,224 |
0,207 |
0,008 |
0,008 |
||
|
Т |
|
0,2 |
13,04 |
86,73 |
0,007 |
0,007 |
1 |
||
|
А |
Минимальный |
0,8 |
2,135 |
87,02 |
- |
- |
- |
- |
2 |
|
Максимальный |
1,0 |
12,159 |
96,9 |
- |
- |
- |
- |
||
|
Средний |
0,9 |
7,147 |
91,96 |
- |
- |
- |
- |
||
1 Анализы выполнены в лабораториях ВНИИГаз, ВНИГРИ и ВНИГНИ.