|
© Л. Жунси, А. Ючжу, 2006 |
ЭВОЛЮЦИЯ ПОРИСТОЙ СТРУКТУРЫ МАТЕРИНСКИХ ПОРОД И ПЕРВИЧНАЯ МИГРАЦИЯ НЕФТИ И ГАЗА ИЗ УГОЛЬНЫХ ПОРОД
Л. Жунси, Л. Ючжу
Промышленные нефтепроявления в углесодержащих породах стали изучать после того, как Гедберг (Hetberg H.D., 1968), Брукс и Смит (Brooks J.K., Smith J.W., 1967) и другие обнаружили, что нефть и ее производные могут образоваться в результате преобразования наземных растений во многих осадочных бассейнах мира, например, в Гипс- ленде в Австралии (Shanmugan G., 1985), Мохаками в Индонезии (Durand В., Hue A.Y., Audin J.L., 1987), Ардюно на о-ве Ява (Horfield В., Yordy K.L., Crelling J.C., 1988) и Туха (Турфан-Хами) в Китае (Дифань X., 1995).
В настоящее время принято, что континентальное ОВ, углистоглинистые породы и угли при благоприятных условиях могут генерировать и содержать промышленные скопления нефти и газа. Обычно угли, обладающие способностью генерировать жидкие УВ, называются материнскими породами или нефтеобразующими углями. Нефтепроизводящий потенциал углей зависит главным образом от двух факторов: 1 - ингредиентного состава и химических свойств; 2 - способности вытеснять нефть.
В настоящее время большинство исследователей анализируют прежде всего ингредиентный состав углей, отражательную способность витринита (R0), атомные соотношения Н/С и O/С, их химическую структуру, флюоресцентный и инфракрасный спектры и др. [3, 4]. Все эти многочисленные данные хорошо изучены и опубликованы в литературе. Вместе с тем слабо изучен механизм эмиграции УВ из углей.
Лабораторный гидропиролитический эксперимент относится к одному из эффективных способов изучения механизма генерации УВ угольными породами, так как условия эксперимента и химический состав получаемых продуктов максимально приближены к природным [1, 2, 5].
При проведении эксперимента использовались образцы бурого угля для изучения поровой структуры образца, возможности генерации УВ в процессе эксперимента, а также механизма первичной миграции угольной нефти и масштабов этого процесса для определения доли углеобразованной нефти и газа в ресурсном балансе конкретного района.
Методика эксперимента
Образец блестящего бурого угля был отобран из Тайюаньоской свиты каменноугольного возраста, недалеко от нефтяного месторождения Шэнли. Основными ингредиентами образца являются витринит (68 %), R0 которого составляет 0,56 %, а также десмоколлинит, инертенит (24,2 %), состоящий преимущественно из зерен фюзенита, и небольшое количество экзенита (7,8 %) в виде зерен споринита, резинита и кутинита. Атомные соотношения Н/С, О/С в образце составляют соответственно 0,86 и 0,68, водородный индекс - 275 мг/г Сорг.
Судя по этим геохимическим параметрам образец бурого угля относится к низкотепловому типу с высоким содержанием гумусового ОВ, богат водородом и обладает определенной УВ-генерационной способностью.
Перед гидропиролитическим экспериментом образец угля предварительно промывался дистиллированной водой, затем высушивался при температуре 50 °С, размельчался до размерности 0,15 мм и экстрагировался хлороформом для извлечения битума А. Образец массой 30 г помещали в автоклав и заливали 15 мл дистиллированной воды. После герметизации автоклава воздух заменяли азотом. При проведении эксперимента было установлено шесть температурных интервалов отбора продуктов - 200; 230; 260; 290; 320 и 350 °С. Давление в автоклаве принималось поровое (около 7,5-15,0 МПа).
В процессе эксперимента образующийся газ отбирался после слива воды из автоклава. По окончании эксперимента вытесненная из образца нефть представляла собой эмульсию, плавающую на поверхности воды и образующую пленку на стенках сосуда. Твердый остаток образца вновь экстрагировался хлороформом в аппарате Сокслет в течение 48 ч для извлечения образовавшегося в процессе эксперимента хлороформенного битума А. Из твердого образца были подготовлены полированные шлифы для определения R0 под микроскопом “Letiz MPV-Ш”.
Поровая структура образца обычно исследуется методом ртутного насыщения. Мы анализировали поровое пространство твердого образца, полученного после эксперимента, с помощью ртутного порометра “Carlo-Erba 2000” итальянского производства. Данные этого анализа показали, что в поры размером меньше 3,7 мм ртуть не проникает, поэтому эти поры не учитывались. Кроме того, при размере зерен меньше 0,25 мм метод ртутной порометрии не позволяет отличить внутризерновую пористость от межзерновой (больше 200 мм). В связи с этим изучались поры размерностью от 3,7 до 200 мм, которые были разделены на макропоры А (200-100 мм) и В (100,0-3,7мм).
Результаты эксперимента
При проведении эксперимента с образцами углей, рассматриваемых в качестве материнских пород, установлено, что состав образующихся продуктов зависит от термической эволюции угля и изменения его пористости.
На рис. 1 показано изменение объемов генерации гидропирилических продуктов эксперимента (битум, вытесненная нефть, общее количество нефти и газа) с увеличением температуры. Общее количество полученных жидких продуктов (битум + вытесненная нефть) принималось как суммарное содержание полученной нефти.
Генерация жидких продуктов пиролиза начинается при температуре 260 °С (R0 = 0,76 %) и достигает максимума при температуре 320 °С (R0 = 1,18 %), при дальнейшем увеличении температуры постепенно затухает. В отличие от нефти генерация битума в целом по объему продукта меньше. Процесс образования битума начинается при температуре 260 °С (R0 = 0,76 %) и при увеличении температуры до 350 °С не затухает, а, наоборот, возрастает. Гидропиролитический битум не вытесняется из образца в процессе эксперимента и остается в порах. Его количество в определенной степени зависит от изменения поровой структуры угля.
Генерация гидропиролитического газа также начинается при температуре 260 °С и медленно вырастает до температуры 320 °С, а затем начинает интенсивно усиливаться до температуры 350 °С и выше.
Отношения продуктов, полученных в эксперименте, приведены в табл. 1.
Уголь можно считать особой УВ-образующей материнской породой, способной генерировать и вмещать в себе нефть. Поровое пространство образца выполняет функцию резервуара, вмещающего продукты генерации.
Битум, образованный в процессе эксперимента, представляет собой полужидкое высокомолекулярное соединение, которое накапливается в поровом пространстве угля и извлекается из него с трудом. Пористость образца, определенная после извлечения битума, является остаточной. В нашем эксперименте пористость и размер пор определялись в твердом остатке образца до и после извлечения продуктов пиролиза. Между объемом пор и количеством извлеченного битума существует определенная корреляционная связь. На рис. 2 хорошо видно, как варьирует пористость с изменением температуры. При температуре 260 °С количество макропор А максимально, но с увеличением температуры объем пор постепенно уменьшается в связи с их заполнением образующимся битумом. На рис. 3 показано изменение порового пространства образца до и после извлечения битума. До его извлечения объем макропор А составлял 29 %, остальной объем представлен микропорами В. Послеэкстракции битума объем макропор составил 58,6 %.
До извлечения битума микропоры В составляли большую часть порового пространства, что объясняется образованием большого количества газа при температуре выше 320 °С, который заполняет в основном микропоры. Между количеством микропор и объемом генерированного газа существует определенная корреляционных связь (рис. 4).
Изменение пористой структуры образца с увеличением температуры приведены в табл. 2.
Как видно на рис. 1 и 2 между общим количеством вытесненной и остаточной нефти и объемом макропор А существует определенная зависимость. С увеличением генерации и эмиграции нефти из образца в процессе эксперимента объем макропор также возрастает. Такая же закономерность наблюдается между объемом микропор В и количеством генерированного пиролитического газа. На рис. 2 видно, что на низкотемпературной стадии (меньше 260 °С) количество микропор В значительно уменьшается, а макропор А повышается. В то же время генерация нефти начинает повышаться, а объем образующегося газа пока невелик (рис. 4, см. рис. 1). С ростом температуры (выше 260 °С) постепенно увеличивается объем микропор В, что сопровождается значительным усилением генерации газа.
Уменьшение содержания макропор А можно объяснить падением генерации жидкой нефти.
Динамику гидропиролитического преобразования угля в эксперименте можно выразить следующим образом:
В процессе эксперимента с образцами бурого угля сначала образуется промежуточный продукт - высокомолекулярные соединения, которые затем превращаются в нефть, газ и остаточный битум (Youtcheff J.S., Given Р.Н., Baset Z., Sundaram M.S., 1983).
На начальной стадии данного эксперимента некоторые богатые водородом компоненты (липтинит и витринит) угля образуют высокомолекулярные соединения. При этом расположенные в микропорах ячейки растительных включений увеличиваются, а микропоры соединяются, образуя макропоры. Об этом свидетельствует тот факт, что при температуре 260 °С и выше количество микропор уменьшается, а макропор повышается. В то же время под влиянием термодинамического процесса в образце образуются эндогенные трещины.
Образовавшиеся высокомолекулярные соединения уже при достижении температуры 260 °С начинают распадаться и накапливаться в порах (главным образом в макропорах) угля. Поровое пространство при этом насыщается нефтью, которая начинает вытесняться из образца при температуре 320 °С (R0=1,18 %), когда образование угольной нефти достигает максимума.
Общий объем генерации нефти и ее вытеснение из образца при дальнейшем увеличении температуры сокращаются, а генерация битума возрастает (см. рис. 1). Это еще раз свидетельствует о том, что среди продуктов пиролиза угля преобладают высокомолекулярные битумные соединения, которые, накапливаясь в порах и трещинах, препятствуют вытеснению нефти и уменьшают общий объем макропор. На этой же стадии происходит образование микропор, из которых мигрирует образующийся газ, начиная с температуры 350 °С и выше (см. рис. 4).
Из приведенного анализа видно, что при благоприятных температурных условиях (260-320 °С) уголь может генерировать определенное количество нефти и обладает способностью вытеснять нефть, максимальный объем которой 87 % при R0 = 1,18 %. Однако при температуре выше 320 °С и R0 = 1,31 % образование и концентрация в порах большого количества битума снижают эффект вытеснения нефти. При дальнейшем повышении температуры происходят образование и вытеснение пиролитического газа и увеличение общего объема микропор.
Микроскопическое изучение образцов твердого остатка после эксперимента в шлифах показало, что уже при температуре 260 °С в нем образуется большое число трещин, ширина которых составляет 5-12 мкм. Они представлены клинообразными трещинами, заполненными эксудатинитами буровато-красной флюоресценции. В большинстве случаев они перпендикулярны слоистости угля. Трещины пересекают под разными углами зерна витринита, фюзинита и поры растительных ячеек, что приводит к формированию порово-трещинной системы и резкому увеличению эффекта вытеснения нефти. При повышении температуры до 290-320 °С под микроскопом можно наблюдать большое количество частиц флюоресцирующего витринита. При повышении температуры до 350 °С образуется много эксудатинитов, которые заполняют отдельные пересекающиеся трещины, макропоры, залеченные битумом, сокращаются в объеме, а количество микропор возрастает.
Заключение
На основе полученных результатов эксперимента можно сделать следующие выводы.
1. Гидропиролитический эксперимент показал, что блестящий бурый уголь обладает высоким нефтепроизводящим потенциалом и определенной способностью вытеснять нефть.
2. Из анализа поровой структуры угля видно, что эволюция поровой структуры угля оказывает непосредственное влияние на процессы генерации нефти и газа.
3. В процессе пиролиза угля сначала образуются высокомолекулярные соединения, которые затем превращаются в нефть и газ, а остаточный битум заполняет макропоры и трещины. Это приводит к сокращению объема пор и тормозит процесс вытеснения нефти из образца. В то же время происходит образование газа и микропор, из которых газ вытесняется.
4. Таким образом, угольные отложения изученного района могут способствовать увеличению ресурсов угольного газа, но при этом объем генерированной угольной нефти очень ограничен.
Литература
1. Kohli К.В. Simulated petroleum generation studies by hydrous pyrolysis of a Tertiary coal from Northern Cambay Basin of India / K.B.Kohli, N.J.Thomas, B.N.Prablu et al. // Org. Geochem. - 1994. - Vol. 21. - № 3/4.
2. Lewan M.O. Evaluation of petroleum generation by hydrous pyrolysis experiments // Phil. Trans. Royal Sci. - 1985.-A 315.
3. Mastalerz M. Application of reflectanct micro-Fourier trans from infrared spectrometry in studying coal macerals: composition with other Fourier transform infrared techniques / M. Mastalerz, R.M. Rustin // Fuel. - 1995. - Vol. 74. - №. 4.
4. Reifenstein A.P. Macroscopic and microscopic fluorescence spectra of coal and coal components / A.P. Reifenstein, Q.C. Robert, J.E. Eberhardt et al. // Int. J. of coal geology. - 1994. - № 26.
5. Ritter U. Experimental heating and kinetic models of source rocks; comparison of different methods / U. Ritter, M.B. Myhr, T. Vinge et al. // Org. Geochem. - 1995. - Vol. 23. - № 1.
From the experimental results obtained the following conclusions may be done.
1. Hydropyrolytic experiment showed that lustrous brown coal possesses a high oilproducing potential and has a certain ability to displace oil.
2. From analysis of porous structure of coal it is shown that evolution of coal porous structure has a direct effect on oil and gas generation processes.
3. In process of coal pyrolysis there are initially formed highmolecular compounds which then transform in oil and gas, while residual bitumen fill macropores and fractures that results in pore volume decrease and slows down the process of oil displacement from the sample. At the same time there occurs generation of gas and micropores from which gas is displaced.
4. Thus, coal-bearing deposits of the studied area may contribute to the increase of coal gas resources. However, the volume of generated coal oil is very limited.
|
T, °с |
R0, % |
Гидропиролитический битум, кг/т угля |
Вытесненная гидропиролитическая нефть, кг/т угля |
Общая гидропиролитическая нефть, кг/т угля |
Эффективность вытеснения нефти, % |
Гидропиролитический газ, м3/кг угля |
Газ/нефть, м3/кг |
|
200 |
0,63 |
0,95 |
- |
0,95 |
- |
- |
- |
|
230 |
0,66 |
1,32 |
1,58 |
2,90 |
54 |
- |
- |
|
260 |
0,76 |
2,10 |
6,73 |
8,83 |
76 |
29,3 |
4,40 |
|
290 |
0,99 |
1,85 |
11,95 |
13,80 |
87 |
42,96 |
3,40 |
|
320 |
1,18 |
1,84 |
12,73 |
14,57 |
87 |
103,2 |
8,11 |
|
350 |
1,31 |
2,83 |
8,70 |
11,53 |
75 |
147,0 |
16,90 |
|
Т, °с |
R0. % |
Общий объем пор, см3/г |
Макропоры А,% |
Микропоры В, % |
|||
|
до |
после |
до |
после |
до |
после |
||
|
200 |
0,63 |
0,0174 |
0,0317 |
21,36 |
31,08 |
78,64 |
68,92 |
|
230 |
0,66 |
0,0316 |
0,0362 |
17,74 |
28,11 |
82,26 |
71,89 |
|
260 |
0,76 |
0,0281 |
0,0507 |
22,01 |
55,56 |
77,99 |
44,44 |
|
290 |
0,99 |
0,0211 |
0,0484 |
28,38 |
58,60 |
70,62 |
41,40 |
|
320 |
1,18 |
0,0910 |
0,0501 |
26,42 |
49,17 |
73,58 |
50,83 |
|
350 |
1,31 |
0,0113 |
0,0452 |
12,79 |
51,01 |
87,21 |
48,99 |
Рис. 1. ИЗМЕНЕНИЕ ПРОДУКТОВ ПИРОЛИЗА С ТЕМПЕРАТУРОЙ
А - битум А. кг/т угля; Б- выход нефти, кг/т угля; В- всего нефти, кг/т угля; Г- выход газа. м3/т угля; Д- газ/нефть, м3/кг
Рис. 2. ИЗМЕНЕНИЕ ПОРОВОЙ ТЕКСТУРЫ ОБРАЗЦА С УВЕЛИЧЕНИЕМ ТЕМПЕРАТУРЫ
Макропоры: 1 - до экстракции. 2 - после экстракции; микропоры; 3 - до экстракции. 4 - после экстракции
Рис. 3. ОТНОШЕНИЕ БИТУМА А И ПОР ДО И ПОСДЕ ЭКСТРАКЦИИ
Рис. 4. ОТНОШЕНИЕ ОБЪЕМА ГАЗА И ПОР ДО ЭКСТРАКЦИИ
1 - макропоры; 2 - микропоры