Исследование геологических процессов образования, эволюции и перераспределения нефти и газа в земной коре

Исследование геологических процессов образования, эволюции и перераспределения нефти и газа в земной коре

Введение

Выбор данной темы дипломной работы объясняется тем, что в настоящее время, геоэкологическая проблема образования и перераспределения ископаемых углеводородов в недрах нашей планеты остаются не до конца решенными. Существуют альтернативные теории и гипотезы, объясняющие различные аспекты указанной проблемы.

Вместе с тем, накоплено большое число опытных данных, которые не всегда могут быть осмыслены в рамках существующих воззрений, например, это факты преимущественно накопления более плотных масс нефти в экваториальных зонах Земли и в направлении к поверхности планеты.

Целью исследований является исследование геологических процессов образования и эволюции и перераспределения нефти и газа в земной коре, для достижения этой цели решили две задачи: изучение процесса образования нефти и газа в недрах Земли и исследование причин перераспределения нефти и газа в глубине и на поверхности планеты.

Таким образом, актуальность работы вызвана необходимостью геоэкологического обобщения и нового осмысления накопившихся опытных данных, а также разработки более эффективных методов прогнозирования расположения и обнаружения перспективных нефтегазоносных регионов. Кроме того востребована методика оценки самовосстановления отработанных старых нефтяных месторождений (например в Западном Казахстане, Башкирии, Кавказе).

Научная новизна работы связана с впервые выполненными геоэкологическими теоретическими расчетами, анализом своих и литературных данных, а также экспериментальным подтверждением факта преимущественного накопления более плотной нефти в большей массе в определенном направлении.

Практическая ценность работы заключается в применимости заключений и выводов к объяснению глобального геоэкологического перераспределения масс нефтяных месторождений Земли преимущественно в направлении к экватору и к юга - западу (для северного полушария планеты), а также в перспективности использования найденной закономерности для увеличения достоверности прогноза при поиске новых месторождений нефти и газа.

В работе использованы следующие методы исследования: геоэкологические и термодинамические расчеты стат-обработки экспериментальных данных, физико-химические геофизические измерения.

Автор дипломной работы самостоятельно выполнил следующие виды работ: литературный обзор, геоэкологические расчеты, физико-химические измерения, описание выполняемых работ и заключение. Другая часть работы выполнены совместно с научным руководителем. Совместно с руководителем проведены эксперименты по определению заряда коллоидных частиц водонефтяной эмульсии капиллярным методом, а также с помощью электрофетического зонда.

1. Современное состояние исследуемой темы (литературный обзор) и ее геоэкологическое значение

1.1 Общая информация о нефти и газе. Физические и химические свойства нефти

Нефть и газ - это основные источники энергии в современном мире. На топливах, полученных из них, работают двигатели сухопутного, воздушного и водного транспорта, тепловые электростанции. Нефть и газ перерабатывают в химическое сырье для производства пластических масс, синтетических каучуков, искусственных волокон. В настоящее время насчитывается около 100 различных процессов первичной и вторичной переработки нефти, реализованных в промышленности. Намечается внедрение новых, весьма перспективных разработок, направленных на улучшение качества продукции и совершенствование технологии. Существуют теории неорганического и органического происхождения нефти. Часть геологических и геохимических наблюдений, накопленных в мировой науке о нефти, подтверждают теорию органического происхождения нефти. Вследствие своей подвижности нефть и газ способны мигрировать в толще пород. Миграция происходит под воздействием различных факторов: перемещения с водой, растворения жидких веществ нефти в газах, фильтрации по порам и трещинам, диффузии. В результате движения по пористым пластам и при вертикальной миграции под влиянием гравитационного и тектонического факторов нефть и газ скапливаются в таких участках пористых горных пород, откуда дальнейшая миграция невозможна или затруднена, - в ловушках. Различают три типа ловушек; замкнутые, полузамкнутые и незамкнутые. Скопления нефти и газа в ловушках имеют объем от нескольких кубических миллиметров до десятков миллиардов кубических метров. Если масса нефти и газа в ловушке составляет несколько тысяч тонн и более, то такое скопление называется залежью. Залежи располагаются на глубине до 6-7 км, на глубине 4-5 км нефтяные залежи обычно сменяются газовыми и газоконденсатными. Наибольшее число залежей нефти обнаружено на глубине 1,0-3,0 км. В составе месторождения нефти, такого ее скопления, которое по количеству, качеству и условиям залегания пригодно для промышленного использования, обычно имеется одна или несколько залежей [1-2].

Физические и химические свойства

Нефть - маслянистая жидкость от светло-бурого до черного цвета с характерным запахом. Она немного легче воды и практически в ней не растворяется. Так как нефть - смесь различных углеводородов, то у нее нет определенной температуры кипения.

Нефть сильно варьирует по цвету (от светло-коричневой, почти бесцветной, до темно-бурой, почти черной) и по плотности (от легкой 0,65-0,70 г/см3, до тяжелой 0,98-1,05 г/см3).

Начало кипения нефти обычно выше 28 оС. температура застывания колеблется от +30 о С до -60 оС и зависит в основном от содержания парафина (чем его больше, тем температура застывания выше). Теплоемкость нефти 1,7-2,1 кДж/кг; теплота сгорания 43,7-46,2 мДж/кг; диэлектрическая проницаемость 2-2,5; электрическая проводимость 2.10-10-0,3.10-18 ом-1.см-1.

Вязкость изменяется в широких пределах и зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальто-смолистых веществ). Температура вспышки нефти колеблется от -35 до 120С в зависимости от фракционного состава и давления насыщенных паров. Нефть растворима в органических растворителях, в воде при обычных условиях практически нерастворима, но может образовывать с ней стойкие эмульсии.

Прежде чем рассматривать влияние нефти на окружающую среду, стоит рассмотреть её химический состав. Сырая нефть является смесью химических веществ, содержащей сотни компонентов. Сложность её состава совпадает с нашими представлениями о происхождении. Считается, что нефть образовалась в результате длительного теплового, бактериологического и химического воздействия на остатки растительных и животных организмов. Разумно предполагать, что нефть будет, хотя бы частично, обладать той сложной химической природой веществ, из которых она образовалась. Более 75% всего состава нефти приходится на углеводороды, кроме того, находят до 4% серы, 1% азота и несколько меньше кислорода. Основное различие нефти, добытой в различных географических районах, обусловлено не химическим составом, а содержанием отдельных компонентов, которые и влияют на химические и физические свойства сырой нефти. Некоторые нефтепродукты почти бесцветны, в то время как другие имеют чёрную, коричневую, янтарную и даже зелёную окраску. Также некоторые нефтепродукты имеют приятный запах, похожий на эфир, скипидар или камфору, другие же - неприятный запах, обусловленный наличием серосодержащих компонентов. Биологические и химические свойства разных нефтей существенно различаются, а потому при оценке их влияния на окружающую среду необходимо знать состав определённого нефтепродукта.

Состав нефти обычно определяется количественным содержанием углеводородов, которые делятся на парафины, циклопарафины и ароматические. Сырая нефть содержит около 25% парафинов, которые обнаруживаются во фракциях с низкой температурой кипения от 40 до 230°С. Содержание парафинов в различных нефтепродуктах колеблется в широких пределах. Некоторые состоят главным образом из парафинов нормального строения, в то время как другие содержат лишь следы этих соединений.

Циклопарафины, которые также называются нафтенами, составляют 30-60% общего состава сырой нефти. Большинство из них являются моноциклическими, однако, во фракциях, кипящих при высоких температурах, обнаружены соединения с шестью и более кольцами. Наиболее часто можно обнаружить циклопентан и циклогексан.

Ароматические углеводороды сильно отличаются от циклопарафинов и эти различия обуславливаются характером связей. Бензол и его производные - простейшие ароматические углеводороды, они преобладают в легкокипящих фракциях. В высококипящих же фракциях содержатся полициклические ароматические углеводороды. Ароматические углеводороды наименее распространены в нефти. Чаще всего в состав входят углеводороды сложной структуры, включающие остатки парафиновых, циклопарафиновых и ароматических углеводородов. Остаточные фракции содержат углеводороды, кипящие при высоких температурах. Несмотря на то, что их состав неизвестен, можно утверждать, что они содержат кислород, серу, азот и примеси металлов, а их молекулярная структура состоит из слоёв гетероциклических колец [1].

1.2 Состав нефти и ее классификация

В зависимости от месторождения нефть имеет различный качественный и количественный состав. Так, например, Бакинская нефть богата циклопарафинами и сравнительно бедна предельными углеводородами. Значительно больше предельных углеводородов в грозненской и ферганской нефти. Пермская нефть содержит ароматические углеводороды. Представляя собой жидкость, более легкую, чем вода, нефть разных мест, иногда даже и соседних, различна по многим свойствам: цвету, плотности, летучести, температуры кипения. Однако любая нефть это жидкость почти нерастворимая в воде и по элементарному составу содержащая преимущественно углеводороды с подмесью небольшого количества кислородных, сернистых, азотистых и минеральных соединений, что видно не только по элементарному составу, но и по всем свойствам углеводородов. В бакинской (апшеронской) нефти Марковников и Оглоблин нашли от 86,6 до 87,0% углерода и от 13,1 до 13,4% водорода. В пенсильванской нефти С.К. Девилль нашел 83-84% углерода, 13,7-14,7% водорода, в рангунской (в Бирме) 83,8% углерода и 12,7% водорода, в ногайской Мабери нашел только 83,6-85,8% углерода и 13,05-14,6% водорода. Недостающее до 100 отвечает содержанию кислорода, серы, азота, воды и минеральных подмесей. Количество серы в некоторых сортах нефти едва составляет несколько сотых % (например, в обыкновенной зеленой Бакинской нефти всего 0.06%). Азота всегда мало, обыкновенно меньше 0,2%. Минеральных подмесей (золы) еще меньше и пока не известен ни один случай. Когда количество их доходило бы до 0,1%. Поэтому, за вычетом суммы всех других составных начал, в сырой нефти надо принимать от 1 до 4% кислорода. Это следует из того, что в нефти содержатся органические (жирные и близкие к ним) кислоты, так как они содержат кислород. Различия в элементарном составе, как видно, не велики, несмотря на значительную разность свойств. Однако все-таки разность состава сказывается в том, что на 12 грамм (атомное количество) углерода в американской нефти около 1,95 грамм водорода, а в Бакинской только 1,82. Это доказывает, что во всей массе нефти содержится всегда меньше водорода, чем в углеводородах состава СnH2n (потому что для них на 12 частей углерода приходятся 2 части водорода), и что от этого состава Бакинская нефть дальше, чем американская, что подтверждается и анализами углеводородов, извлекаемых из нефти.

Нефть можно классифицировать по разным признакам

По содержанию серы:

малосернистые (до 0,5 % S);

сернистые (0,5-2 % S);

высокосернистые (св. 2 % S).

По потенциальному содержанию фракций, выкипающих до 3500С:

Т1 - тип нефти, в которой указанных фракций не меньше 45 %;

Т2 - 30-44,9 %;

Т3 - меньше 30 %.

По потенциальному содержанию масел:

М1 - не меньше 25%;

М2 - меньше 25%.

по качеству масел:

Подгруппа И1 - с индексом вязкости масел больше 85;

Подгруппа И2 - с индексом 40-85.

Сочетание обозначений класса, типа, группы, подгруппы и вида составляет шифр технологической классификации нефти[2].

1.3 Теория возникновения нефти и газа

К 19 веку споры, в основном, сводилось к вопросу, что послужило исходным материалом, сырьем для образования нефти: остатки растений или животных? Немецкие ученые Г. Гефер и К. Энглер в 1888 году поставили опыты по перегонке рыбьего жира при температуре 400 С и давлении порядка 1 МПа. Им удалось получить и предельные углеводороды, и парафин, и смазочные масла, в состав которых входили алкены, нафтены и арены. Позднее, в 1919 году, академик Н.Д. Зелинский провел похожий опыт, но исходным материалом послужил органический или растительного происхождения - сапропель - из озера Балхаш. При его переработке удалось получить бензин, керосин, тяжелые масла, а также метан.

Так опытным путем была доказана теория органического происхождения нефти. Но с другой стороны, в 1866 году французский химик М. Бертло высказал предположение, что нефть образовалась в недрах Земли из минеральных веществ. В подтверждение своей теории он провел несколько экспериментов, искусственно синтезировав углеводороды из неорганических веществ. Десять лет спустя, 15 октября 1876 года, на заседании Русского химического общества выступил с обстоятельным докладом Д.И. Менделеев. Он изложил свою гипотезу образования нефти. Ученый считал, что во время горообразовательных процессов по трещинам-разломам, рассекающим земную кору, вглубь поступает вода. Просачиваясь в недра, она в конце концов встречается с карбидами железа, под воздействием окружающих температур и давления вступает с ними в реакцию, в результате которой образуются оксиды железа и углеводороды, например этан. Полученные вещества по тем же разломам поднимаются в верхние слои земной коры и насыщают пористые породы. Так образуются газовые и нефтяные месторождения. В своих рассуждениях Менделеев ссылается на опыты по получению водорода и ненасыщенных углеводородов путем воздействия серной кислоты на чугун, содержащий достаточное количество углерода. Правда, идеи "чистого химика" Менделеева поначалу не имели успеха у геологов, которые считали, что опыты, проведенные в лаборатории, значительно отличаются от процессов, происходящих в природе. Однако неожиданно карбидная или, как ее еще называют, абиогенная теория происхождения нефти получила новые доказательства - от астрофизиков. Исследования спектров небесных тел показали, что в атмосфере Юпитера и других больших планет, а также в газовых оболочках комет встречаются соединения углерода с водородом. Ну, а раз углеводороды широко распространены в космосе, значит в природе все же идут и процессы синтеза органических веществ из неорганики. Но ведь именно на этом и построена теория Менделеева.

На сегодняшний день налицо две точки зрения на природу происхождения нефти. Одна - биогенная. Согласно ей, нефть образовалась из остатков животных или растений. Вторая теория - абиогенная. Подробно разработал ее Д.И. Менделеев, предположивший, что нефть в природе может синтезироваться из неорганических соединений. И хотя большинство геологов придерживается все-таки биогенной теории, отзвуки этих споров не затихли и по сей день. Уж слишком велика цена истины в данном случае. Если правы сторонники биогенной теории, то верно и опасение, что запасы нефти, возникшие давным-давно, вскоре могут подойти к концу. Если же правда на стороне их оппонентов, то вероятно, эти опасения напрасны. Ведь землетрясения и сейчас приводят к образованию разломов земной коры, воды на планете достаточно, ядро ее, по некоторым данным, состоит из чистого железа. Скорее всего по видимому, железо является продуктом реакции образования углеводородов. Все это позволяет надеяться, что нефть образуется в недрах и сегодня, а значит, нечего опасаться, что завтра она может кончиться. Рассмотрим, какие доводы приводят в защиту своих точек зрения сторонники одной и другой гипотез. Но прежде несколько слов о строении Земли. Это поможет нам быстрее разобраться в логических построениях ученых. Упрощенно говоря, Земля представляет собой три сферы, расположенные внутри друг друга. Верхняя оболочка - это твердая земная кора. Глубже расположена мантия. И наконец, в самом центре - ядро. Такое разделение вещества, начавшееся 4,5 миллиарда лет тому назад, продолжается и по сей день. Между корой, мантией ядром осуществляется интенсивный тепло- и массообмен, со всеми вытекающими отсюда геологическими последствиями - землетрясениями, извержениями вулканов, перемещениями материков.

Залежи нефти находятся в недрах Земли на разной глубине, где нефть заполняет свободное пространство между некоторыми породами. Если она находится под давлением газов, то поднимается по скважине на поверхность Земли. По запасам нефти наша страна занимает одно из ведущих мест в мире.

1.3.1 Теория органического происхождения нефти

Проблема происхождения нефти и углеводородного газа давно привлекает внимание исследователей - геологов и геохимиков.

Происхождение нефти и газа является очень сложной проблемой, поскольку здесь тесно переплетаются вопросы химии, физики, геологии, геохимии и биохимии. Образование углеводородов и других веществ, входящих в состав нефти и газа, и их изменения представляют собой ряд химических, а образование нефтегазовых залежей - ряд физических и физико-химических процессов. Всё это происходит на фоне процессов геологического развития, влияющих на образование и миграцию нефти и газа и при том в аспекте геологического времени.

Нефть и все другие горючие полезные ископаемые, так же как рассеянное органическое вещество осадочных пород, генетически связаны с живым веществом нашей планеты, с биосферой прошлых геологических эпох. Проблема происхождения нефти, нижний возрастной предел её образования тесно связаны с возрастом возникновения жизни на Земле. На протяжении веков учёными было выдвинуто множество теорий происхождения нефти, но более правдоподобными и обоснованными на сегодняшний день являются теории, которые принимают за исходный материал для образования нефти органическое вещество, их ещё можно назвать органогенными. Проблема происхождения нефти имеет не только теоретическую, но и практическую значимость. Изучение происхождения нефти необходимо для определения критериев возможного нахождения месторождений нефти при их поиске. Зная палеогеографические, фациальные, геохимические условия образования нефти, можно будет получить данные, какие территории являются перспективными для поисков и добычи нефти. Кроме того, знание условий образования нефти и закономерностей размещения её скоплений в земной коре позволяет научно обоснованно и эффективно вести поиски месторождений, подходить к открытию новых нефтеносных областей независимо от существования обычных видимых признаков нефтегазоносности. «Зная, где, из чего и при каких условиях образуется нефть, мы можем искать эти условия в природе и подходить к открытию новых нефтеносных областей, независимо от существования обычных видимых признаков нефтегазоносности в виде выходов нефти, газов и т.д.» - А.Д. Архангельский [3].

1.3.2 Теория и гипотезы неорганического происхождения нефти

Основные вехи в длительном процессе научного разрешения вопроса о происхождении нефти были намечены русскими учёными. Впервые в 1763 М.В. Ломоносов высказал предположение о происхождении нефти из растительных остатков, подвергшихся обугливанию и давлению в земных слоях. Эти идеи Ломоносова далеко опередили научную мысль того времени, искавшую источники нефти среди неживой природы.

В 1805 г. знаменитый немецкий естествоиспытатель Александр фон Гумбольдт высказал предположение, что нефть образуется на больших глубинах в магматических породах. Он наблюдал, как нефть сочилась из таких пород в Южной Америке, Венесуэле. В 1866 г. французский химик Пьер Бертло обнаружил, что газ ацетилен (ненасыщенный углеводород) при низких температурах может переходить в тяжёлые углеводороды. На этом основании он сделал вывод о том, что так образовались углеводородные соединения метеоритов и что, по-видимому, подобное происхождение имеют углеводороды на других планетах.

В 1866 французский химик М. Бертло высказал предположение, что нефть образуется в недрах Земли при воздействии углекислоты на щелочные металлы. В 1871 французский химик Г. Биассон выступил с идеей о происхождении нефти путём взаимодействия воды, CO2, H2S с раскалённым железом. В 1889 В.Д. Соколов изложил гипотезу космического происхождения нефти. По этой гипотезе исходным материалом для возникновения нефти служили углеводороды, содержавшиеся в газовой оболочке Земли ещё во время её звёздного состояния. По мере остывания Земли углеводороды поглотились расплавленной магмой. Затем, с формированием земной коры, углеводороды проникли в осадочные породы в газообразном состоянии, конденсировались и образовали нефти.

Д.И. Менделеев, разделявший вначале представление об органическом происхождении, склонялся к мысли о происхождении её в результате реакций, идущих на больших глубинах, при высоких температурах и давлениях, между карбидом (углеродистым железом) и водой, просачивающейся с поверхности земли. Гипотеза Менделеева о происхождении нефти из неорганического вещества теперь имеет лишь исторический интерес. Теории происхождения нефти более чем достаточно, и все они имеют место существовать. Проблема происхождения нефти перекликается с нерешенными вопросами происхождения нашей планеты, жизни на Земле, которая имеет те же фактические и философские корни. Так же есть одна теория которая связывает органическое и неорганическое происхождение нефти.

Современные эксперименты

Углеводороды могут формироваться глубоко под землей и, вероятно, без участия органической материи. Такой вывод сделала группа исследователей из Геофизической лаборатории института Карнеги.

В начале августа стало известно, что ученым удалось доказать возможность неорганического синтеза тяжелых углеводородов на глубинах 65-150 км.

Классическая точка зрения, что углеводороды образуются из гниющих органических остатков, не раз подвергалась сомнению. Геофизики поставили эксперимент, смоделировав физические условия верхних слоев мантии. Во время опыта ученым удалось добиться того, что метан в данных условиях превращался в этан, пропан, бутан, молекулярный водород и графит. Затем исследователи поместили в похожие условия этан. Одним из продуктов реакции стал исходный метан. Подобная обратимость указывает на то, что формирование углеводородов в верхних слоях мантии проходит без участия органики и определяется только термодинамическими условиями. О происхождении ископаемых углеводородов ученые спорят давно. Согласно традиционной теории органического происхождения, нефти и газа осталось на несколько десятков лет. Согласно теориям неорганического происхождения, запасы углеводородов практически неистощимы, поскольку их можно получить и неорганическим путем. Считаю что об остатках нефти, которая еще не добыта говорят для того чтобы поддерживать её рыночную стоимость, и всё это выгодно фирмам занимающимся экспортом нефте-продуктов и государствам имеющие крупные нефтяные запасы. Ведь теперь экономическую развитость страны считают не по количеству того что производят на душу населения, а тонны нефти и газа которые она добывает за год [4].

1.3.3 Факторы нефтеобразования

По современным представлениям основными факторами, обусловливающими возникновение и развитие процесса преобразования органического вещества в углеводороды нефтяного ряда, являются деятельность бактерий, каталитические свойства горных пород, температура, давление, радиоактивность вмещающих пород и геологическое время.

Деятельность бактерий активно проявляется в начальной стадии накопления и переработки рассеянного органического вещества в осадке. Исследованиями Т.А. Гинзбург-Карагичевой, К. Зобелла и других установлено, что организмы играют активную роль: в процессе распада органического вещества в начальной стадии преобразования его в анаэробной обстановке;

При создании в осадке геохимической обстановки с низкими отрицательными значениями окислительно-воссиановительного потенциала, благоприятной для развития процессов преобразования органического вещества осадка в направлении битумообразования;

В качестве биокатализатора в процессе образования битумной части органического вещества осадка.

Исследования химиков и геохимиков (Зелинского, Фроста, Сатар-Заде и других) показали, что при образовании углеводородов из органического вещества большое значение имеют каталитические свойства некоторых минералов, в частности алюмосиликатов. Лабораторными опытами доказано, что при каталитическом воздействии на органические соединения (спирты, эфиры, кетоны) алюмосиликатов при определённых температурных условиях образуются углеводороды, входящие в состав природных нефтей. В природных же условиях такими катализаторами, вероятно, служат алюмосиликатные соединения, т.е. глинистые образования, слагающие разрезы большей части нефтегазоносных районов.

По мере погружения осадка с рассеянным органическим веществом ведущими факторами, способствующими образованию углеводородов нефтяного ряда, становятся температура и давление. Установлено, что в нефтях содержится ряд углеводородов, которые не сохраняются при температуре 200-250о С. Предполагается, что нижний предел существования углеводородов в жидкой фазе не может быть выше 200 о С. По мнению большинства учёных образование нефти в недрах происходит при сравнительно небольших температурах, колеблющихся в зависимости от геологических и геохимических условий в пределах от 50 до 200 о С.

Исследованиями В.А. Соколова (1937) впервые показано, что определённую роль при образовании углеводородов нефтяного ряда из рассеянного в породах ОВ может играть радиоактивность пород, что экспериментально подтверждено в лабораторных условиях.

Н.Д. Зелинским, П.Ф. Андреевым, М.Ф. Двали, А.Ф. Добрянскими другими исследователями было установлено, что при процессах преобразования органического вещества в осадках, значение имеют также и внутренние источники энергии самого органического вещества. Активизация внутренней химической энергии органического вещества может происходить в связи с молекулярной перестройкой структуры вещества, возникающей при сочетании определённых геологических, физико-химических и биогеохимических условий окружающей среды. Однако механизм и масштабы действия внутренних источников энергии органического вещества на отдельных стадиях его преобразования изучены ещё слабо и многие аспекты этого вопроса ещё не выяснены.

Основоположником органической теории происхождения нефти является М.В. Ломоносов. Он объяснял образование каменного угля из болотного торфа путём его обугливания при повышении температуры и давления. С этим же явлением он связывал возникновение нефти. В середине 18 века в своем трактате "О слоях земных" великий русский ученый Ломоносов писал: " Выгоняется подземным жаром из приготовляющихся каменных углей бурая и черная масляная материя... и сие есть рождение жидких разного сорта горючих и сухих затверделых материй, каковы суть каменного масла, жидковская смола, нефть. Которые хотя чистотой разнятся. Однако из одного начала происходят". Таким образом, более 200 лет назад была высказана мысль об органическом происхождении нефти и каменного угля. Исходное вещество было одно: органический материал, преобразованный сначала в уголь, а потом в нефть и газ. Родилась органическая гипотеза. М.В.Ломоносов был не единственный, кто высказался по интересующему нас вопросу в 18 веке. Правда, другие гипотезы того времени носили курьёзный характер. Так, один варшавский каноник утверждал, что Земля в райский период была настолько плодородна, что на большую глубину содержала жировые примеси. После грехопадения этот жир частично испарился, а частично погрузился в землю, смешиваясь с различными веществами. Всемирный потоп содействовал превращению его в нефть.

Идеи Ломоносова поддерживали такие учёные как Ч. Лайель, Потонье, Д. Уайт.

В конце 19 века К. Энглер развивал гипотезу о животном происхождении нефти, позднее - о смешанном, растительно-животном характере исходного вещества. Он провёл первые экспериментальные исследования для подтверждения органического происхождения нефти. В начале 20 века в работах Г. Потоноье (1904, 1908), Г.П. Михайловского (1906) и Н.И. Андрусова (1908) были выдвинуты положения об образовании нефти из сапропелевого органического вещества. Г. Потонье считал, что нефть является продуктом перегонки сапропелевых горных пород под действием подземного тепла. Г. Потонье в начале 20 века связывал образование нефти с сапропелевым органическим веществом, обогащенным живыми компонентами. Позже, почти до начала ХХ в., исследователями предлагались различные гипотезы органического происхождения нефти, причем одни учёные считали, что нефть образуется из растительных осадков, а другие основное значение придавали ОВ животного происхождения. Однако все варианты теории органического происхождения углеводородов объединяет то, что исходным материалом для образования нефти считается органическое вещество.

В 1906 году Михайловский выдвинул свою гипотезу происхождения нефти. Её можно охарактеризовать по следующим пунктам:

Первая стадия образования материнского органического вещества связывается с бактериальными процессами

Последующие стадии являются физико-химическими, а главными факторами - температура и давление

Первичная нефть - дифузионно-рассеянная

Скопление нефти в коллекторах является вторичным

Образование залежей нефти происходит в результате тектонических нарушений.

Эта схема получила развитие у Губкина («Учение о нефти» 1937)

С этими положениями соглашается большинство геологов-нефтяников.

А.Д. Архангельским в 1925-1926 впервые были проведены работы по изучению состава и распределения органического вещества осадочных пород. А.Д. Архангельский (1927) рассматривал образование нефти как процесс, обусловленный действием бактерий, и считал, что материнским веществом нефти были органические соединения, содержавшиеся в глинистых отложениях. Аналогичные исследования были проведены П. Траском в США (1932, 1942). Он изучил около 35 тысяч образцов. Исследования Архангельского и Траска заложили основы представлений о нефтематеринских свитах.

В работах И.М. Губкина (1932, 1938) процесс нефтеобразования рассматривался как начинающийся в мелководных, органогенных илах и продолжающийся в течение всего диагенеза и позднее. На первоначальной стадии преобразования органического вещества основную роль по Губкину играют биохимические процессы, приводящие к образованию жидких и газообразных битумов, рассеянных по всей породе, а в дальнейшем наступает неизмеримо более длительный геохимический период, в которым основными факторами являются температура, давление и время. Миграция нефтесборных площадей приводит по Губкину к образованию нефтегазовых залежей. С начала 20 века и до сороковых годов были выдвинуты различные положения об органическом происхождении нефти, отличавшиеся друг от друга по характеру предполагаемых исходных для нефти веществ (жиры, белки, углеводы и др.), по факторам, вызывающим образование нефти (температура, давление, катализ, бактерии и др.), а также по другим условиям, касающимся времени и места образования нефти и газа, характера нефтематеринских пород, процессов накопления нефти и т.п. Разнообразные мнения высказывались в тот период и о миграции нефти и газа, начиная от полного отрицания роли миграции в образовании нефтяных залежей и кончая представлениями, согласно которым накопление нефти и газа происходит вследствие их миграции на очень большие расстояния. К середине ХХ века было доказано единство всех горючих полезных ископаемых: нефти, угля, газа, горючих сланцев; установлена генетическая связь нефти с ископаемым органическим веществом осадочных пород. Нужно сказать, что ни одна теория не касается всех трёх упомянутых звеньев генезиса нефти: исходное вещество - образование нефти - образование залежей нефти. Развивая те или иные взгляды на один или два из этих вопросов, выдвинутые теории, как правило, или совсем не касаются остальных вопросов, или если и касаются, то лишь в самых общих выражениях. Большинство гипотез и теорий вообще выдвинуто в виде подобных общих выражений, которые по существу ничего не объясняют и которые нельзя считать теориями, хотя в литературе они и фигурируют под этим термином. Например, во многих случаях выдвигается утверждение, что под действием повышенных температур и давлений органические остатки превращаются в нефть, или, что скопления нефти образовались в результате миграции, или что нефть образовалась благодаря воздействию на вещество анаэробных бактерий и т.д. Подобного рода положения общего характера не имеют доказательной силы и представляют собой лишь гипотезы, касающихся причин или общего направления процесса нефтеобразования. Особое внимание при разработке органической теории уделялось вопросу об исходном органическом веществе. Одни учёные считали, что нефть образуется из растительных остатков, другие из остатков животных, третьи - из растительно-животных остатков. Взгляд, предполагающий растительно-животный характер исходного материала, получил широкое признание благодаря исследованиям Потоноье (1905), Губкина (1932), Траска (1939). Надо было также решить, накапливается ли вещество в большой массе или возможно образование нефти из органического вещества, рассеянного в нефти материнской свите.

Основные положения различных гипотез и теорий органического происхождения нефти касаются следующего:

Исходное вещество

Пути и условия образования нефти и её скоплений

Различные органические остатки, торф, уголь, сланцы

Под действием тепла, идущего от магматических очагов, исходные вещества разлагаются, а образовавшиеся при этом нефтяные углеводороды скопляются в вышерасположенных более холодных пластах. Тот же процесс разложения и отгонки нефтяных углеводородов происходит под действием перегретого водяного пара, идущего из более глубоких слоёв Земли. Жиры морских животных и низших морских организмов (растительные остатки играют подчинённую роль). Под действием повышенной температуры происходило разложение жиров и образование смеси различных углеводородов - протопетролеума. Современная нефть является результатом полимеризации первоначально образовавшихся углеводородов. Разложение жиров морских животных и образование нефти при каталитическом воздействии глин, содержащих в смеси:

Морские водоросли, фукоиды.

Диатомовые водоросли.

Фораминиферы.

Органическое вещество диатомей, морских водорослей и фораминифер разлагается, в результате чего образуется нефть.

Морская трава (Zostera и др.)

Пути и причины превращения морской травы в нефть точно не указываются, но делаются предположения о возможности такого превращения, благодаря специфическим, ещё неизвестным бактериям, а также благодаря гидрогенизации с помощью водорода, образуемого бактериями

Принимается, что современные залежи нефти находятся строго в первичном залегании, образовались из отложений морской травы и не претерпевали какой-либо миграции

Наземная растительность

Остатки наземной растительности, отложившиеся в глинах, песках или в виде самостоятельных залежей и опустившиеся в процессе накопления осадочных отложений на ту или иную глубину, превращаются в нефть главным образом благодаря высокому давлению, которое в значительной степени обеспечивается при наличии глинистой покрышки. Принимается, что температура при этих процессах была невысокой и соответствующей обычным глубинам залегания нефтей. При отсутствии надлежащего давления и непроницаемости покрышки исходный растительный материал превращался в уголь, а не в нефть. Органические остатки планктона, бентоса и принесённые с суши и превратившиеся в органический или сапропелевые породы подвергаются на глубине действию повышенной температуры и высокого давления. Органическое вещество сапропелевых пород разлагается с образованием нефти, которая отгоняется в вышерасположенные и более холодные пористые пласты         Органическое вещество присутствии соленой морской воды в процессе его перекрытия свежими отложениями под действием бактерий разлагается с образованием нефти. Органические остатки под действием бактерий превращаются в промежуточный устойчивый продукт - кероген (сапропель, образовавшийся в морских условиях). Под давлений повышенных температуры и давления из керогена постепенно образуется нефть. Горючие сланцы, содержащие кероген, под действием повышенных температуры и давления разлагаются с образованием нефти, которая отгоняется в более высоко расположенные пласты        .

Накопление органических остатков происходит благодаря сероводородному заражению, вызывающему гибель организмов. Большая часть органических остатков под действием бактерий превращается в кероген и лишь небольшая часть после погребения остатков под действием анаэробных бактерий превращается в нефть. Нефть образовалась в нефтепроизводящих свитах из рассеянного органического вещества под действием повышенной температуры и высокого давления, а затем мигрировала в породы-коллектора.

Органические остатки после их погребения разлагаются под действием анаэробных бактерий с образованием нефти.

Органические остатки превращаются в нефть до их погребения. Нефть не всплывает благодаря тому, что удерживается глинистыми частицами. Впоследствии свободная нефть образуется в результате её выжимания в пористую породу      . Превращение органических остатков в нефть происходит с помощью энзимов (биокатализаторов). Исходное вещество включало Жиры, смолы, воски, лигнин и другие устойчивые продукты растительного происхождения. Гидрогенизация первичной нефти производилась анаэробными бактериями. Гидрогенизация первичной нефти или непосредственно исходных органических веществ производилась водородом, образующимся из воды под действием альфа-излучения.          Различные типы нефтей обусловлены различным соотношением жиров, смол, лигнина и других веществ в исходном органическом материале. Восстановительные процессы, происходившие под действием бактерий, обусловили отщепление карбоксилов и гидроксилов от исходных органических веществ и привели к образованию первичной нефти. В дальнейшем происходила деструктивная гидрогенизация первичной нефти при повышенных температуре и давлении с помощью Н2 и СО, пришедшим из глубоких недр Земли, где эти газы образовались при действии воды на карбиды металлов.

1.4 Запасы нефти и основные нефтегазоносные районы

Наиболее крупные месторождения нефти расположены в арабских странах Ближнего и Среднего Востока, Иране, Индонезии, Северной и Южной Америке. На территории России месторождения нефти имеются в Западной Сибири, районах Поволжья, Урала, Северного Кавказа, Коми.

Из нефти выделяют разнообразные продукты, имеющие большое практическое значение. В начале от нее отделяют растворенные углеводороды (преимущественно метан). После отгонки летучих углеводородов нефть нагревают. Первыми переходят в газообразное состояние и отгоняются углеводороды с небольшим числом атомов углерода в молекуле, имеющие относительно низкую температуру кипения. С повышением температуры смеси перегоняются углеводороды с более высокой температурой кипения. Таким образом, можно собрать отдельные смеси (фракции) нефти. Чаще всего при такой перегонке получают три основные фракции, которые затем подвергаются дальнейшему разделению.

В настоящее время из нефти получают тысячи продуктов. Основными группами являются жидкое топливо, газообразное топливо, твердое топливо (нефтяной кокс), смазочные и специальные масла, парафины и церезины, битумы, ароматические соединения, сажа, ацетилен, этилен, нефтяные кислоты и их соли, высшие спирты. Эти продукты включают горючие газы, бензин, растворители, керосин, газойль, бытовое топливо, широкий состав смазочных масел, мазут, дорожный битум и асфальт; сюда относятся также парафин, вазелин, медицинские и различные инсектицидные масла. Масла из нефти используются как мази и кремы, а также в производстве взрывчатых веществ, медикаментов, чистящих средств, наибольшее применение продукты переработки нефти находят в топливно-энергетической отрасли. Например, мазут обладает почти в полтора раза более высокой теплотой сгорания по сравнению с лучшими углями. Он занимает мало места при сгорании и не дает твердых остатков при горении. Замена твердых видов топлива мазутом на ТЭС, заводах и на железнодорожном и водном транспорте дает огромную экономию средств, способствует быстрому развитию основных отраслей промышленности и транспорта.

Энергетическое направление в использовании нефти до сих пор остается главным во всем мире. Доля нефти в мировом энергобалансе составляет более 46%.

Однако в последние годы продукты переработки нефти все шире используются как сырье для химической промышленности. Около 8% добываемой нефти потребляются в качестве сырья для современной химии. Например, этиловый спирт применяется примерно в 150 отраслях производства. В химической промышленности применяются формальдегид (HCHO), пластмассы, синтетические волокна, синтетический каучук, аммиак, этиловый спирт и т.д. Продукты переработки нефти применяются и в сельском хозяйстве. Здесь используются стимуляторы роста, протравители семян, ядохимикаты, азотные удобрения, мочевина, пленки для парников и т.д. В машиностроении и металлургии применяются универсальные клеи, детали и части аппаратов из пластмасс, смазочные масла и др. Широкое применение нашел нефтяной кокс, как анодная масса при электровыплавке. Прессованная сажа идет на огнестойкие обкладки в печах. В пищевой промышленности применяются полиэтиленовые упаковки, пищевые кислоты, консервирующие средства, парафин, производятся белково-витаминные концентраты, исходным сырьем, для которых служат метиловый и этиловый спирты и метан. В фармацевтической и парфюмерной промышленности из производных переработки нефти изготовляют нашатырный спирт, хлороформ, формалин, аспирин, вазелин и др. Производные нефте-синтеза находят широкое применение и в деревообрабатывающей, текстильной, кожевенно-обувной и строительной промышленности.

1.5 Полученные из нефти продукты и их применение. Значение нефти и газа как энергоносителей и как источник сырья для различных отраслей промышленности

Из нефти выделяют разнообразные продукты, имеющие большое практическое значение. Вначале от нее отделяют растворенные углеводороды (преимущественно метан). После отгонки летучих углеводородов нефть нагревают. Первыми переходят в газообразное состояние и отгоняются углеводороды с небольшим числом атомов углерода в молекуле, имеющие относительно низкую температуру кипения. С повышением температуры смеси перегоняются углеводороды с более высокой температурой кипения. Таким образом можно собрать отдельные смеси (фракции) нефти. Чаще всего при такой перегонке получают три основные фракции, которые затем подвергаются дальнейшему разделению. Основные фракции нефти следующие:

Фракция, собираемая от 400 до 2000 С, - газолиновая фракция бензинов - содержит углеводороды от С5Н12 до С11Н24. При дальнейшей перегонке выделенной фракции получают: газолин (от 400 до 700 С), бензин (от 700 до 1200 С) - авиационный, автомобильный и т.д.

Лигроиновая фракция, собираемая в пределах от 1500 до 2500 С, содержит углеводороды от С8Н18 до С14Н30. Лигроин применяется как горючее для тракторов. Керосиновая фракция включает углеводороды от С12Н26 до С18Н38 с температурой кипения от 1800 до 3000С. керосин после очистки используется в качестве горючего для тракторов, реактивных самолетов и ракет. Газойль (выше 2750 С) - дизельное топливо. Мазут - остаток от перегонки. Содержит углеводороды с большим числом атомов углерода (до многих десятков) в молекуле. Мазут также разделяют на фракции:

Соляровые масла - дизельное топливо,

Смазочные масла (авиатракторные, авиационные, индустриальные и др.),

Вазелин (основа для косметических средств и лекарств).

Из некоторых сортов нефти получают парафин (для производства спичек, свечей и др.). После отгонки остается гудрон. Его широко применяют в дорожном строительстве.

Применение продуктов крекинга.

Менделеев говорил о нефти, что она является ценным сырьем для производства многих органических продуктов. По его словам, топить нефтью - все равно что топить ассигнациями.Однако современная промышленность и транспорт использует и нефтепродукты в чрезвычайно больших количествах в качестве топлива и энергоносителя.В связи с этим, нефти не хватает, поэтому высокомолекулярные фракции нефти подвергают крекингу(от английского слова ломать),т.е расщеплению молекул на две или более частей, например: СnH2n+2_____C10H20+Cn-10H(2n+18)

Если применяют высокую температуру, то этот крекинг называют термическим. Если используют катализатор, то крекинг называют католическим. Продукты крекинга используют чаще всего для заправки транспортных средств (бензин, солярка), а также для получения смазочных масел.

1.6 Внутреннее строение Земли. Общая информация

Толщина земной коры изменяется от нескольких километров (в океанических областях) до нескольких десятков километров (в горных районах материков). Сфера земной коры очень небольшая, на ее долю приходится всего около 0,5% общей массы планеты. Основной состав коры - это окислы кремния, алюминия, железа и щелочных металлов. В составе континентальной коры, содержащей под осадочным слоем верхний (гранитный) и нижний (базальтовый), встречаются наиболее древние породы Земли, возраст которых оценивается более чем в 3 млрд. лет. Океаническая же кора под осадочным слоем содержит в основном один слой, близкий по составу к базальтовым. Возраст осадочного чехла не превышает 100-150 миллионов лет.

От низ лежащей мантии земную кору отделяет во многом еще загадочный Слой Мохо (назван так в честь сербского сейсмолога Мохоровичича, открывшего его в 1909 году), в котором скорость распространения сейсмических волн скачкообразно увеличивается.

На долю мантии приходится около 67% общей массы планеты. Твердый слой верхней мантии, распространяющийся до различных глубин под океанами и континентами, совместно с земной корой называют литосферой - самой жесткой оболочкой Земли. Под ней отмечен слой, где наблюдается некоторое уменьшение скорости распространения сейсмических волн, что говорит о своеобразном состоянии вещества. Этот слой, менее вязкий и более пластичный по отношению к выше и ниже лежащим слоям, называют астеносферой. Вещество мантии находится в непрерывном движении, и высказывается предположение, что в относительно глубоких слоях мантии с ростом температуры и давления происходит переход вещества в более плотные модификации. В нижней мантии на глубине 2900 км отмечается резкий скачок не только в скорости продольных волн, но и в плотности, а поперечные волны здесь исчезают совсем, что указывает на смену вещественного состава пород. Это внешняя граница ядра Земли По Б. Болту приведены следующие границы отдельных зон: основание слоя С - 670км, слоя D - 2885 км, слой F в интервале 4590-5155 км. Земное ядро открыто в 1936 году. Получить его изображение было чрезвычайно трудно из-за малого числа сейсмических волн, достигавших его и возвращавшихся к поверхности. Кроме того, экстремальные температуры и давления ядра долгое время трудно было воспроизвести в лаборатории. Земное ядро разделяется на 2 отдельные области: жидкую (внешнее ядро) и твердую (внутреннее), переход между ними лежит на глубине 5156 км. Железо - элемент, который соответствует сейсмическим свойствам ядра и обильно распространен во Вселенной, чтобы представить в ядре планеты приблизительно 35% ее массы. По современным данным, внешнее ядро представляет собой вращающиеся потоки расплавленного железа и никеля, хорошо проводящие электричество. Именно с ним связывают происхождение земного магнитного поля, считая, что, электрические токи, текущие в жидком ядре, создают глобальное магнитное поле. Слой мантии, находящийся в соприкосновении с внешним ядром, испытывает его влияние, поскольку температуры в ядре выше, чем в мантии. Местами этот слой порождает огромные, направленные к поверхности Земли тепломассопотоки - плюмы.

Внутреннее твердое ядро не связано с мантией. Полагают, что его твердое состояние, несмотря на высокую температуру, обеспечивается гигантским давлением в центре Земли. Высказываются предположения о том, что в ядре помимо железоникелевых сплавов должны присутствовать и более легкие элементы, такие как кремний и сера, а возможно, кремний и кислород. Вопрос о состоянии ядра 3емли до сих пор остается дискуссионным. По мере удаления от поверхности увеличивается сжатие, которому подвергается вещество. Расчеты показывают, что в земном ядре давление может достигать 3 млн. атм. При этом многие вещества как бы металлизируются - переходят в металлическое состояние. Существовала даже гипотеза, что ядро Земли состоит из металлического водорода.

Формирование Земли сопровождалось дифференциацией вещества, которой способствовал постепенный разогрев земных недр, в основном за счёт теплоты, выделявшейся при распаде радиоактивных элементов (урана, тория, калия и др.). Результатом этой дифференциации явилось разделение Земли на концентрически расположенные слои-геосферы, различающиеся химическим составом, агрегатным состоянием и физическими свойствами. В центре образовалось ядро Земли, окруженное мантией. Из наиболее лёгких и легкоплавких компонентов вещества, выделившихся из мантии в процессах выплавления возникла, расположенная над мантией земная кора. Совокупность этих внутренних геосфер, ограниченных твёрдой земной поверхностью, иногда называют "твёрдой" Землей (хотя это не совсем точно, поскольку установлено, что внешняя часть ядра обладает свойствами вязкой жидкости). "Твёрдая" Земля заключает почти всю массу планеты. За её пределами находятся внешние геосферы-водная (гидросфера) и воздушная (атмосфера), которые сформировались из паров и газов, выделившихся из недр Земли при дегазации мантии. Дифференциация вещества мантий Земли и пополнение продуктами дифференциации земной коры, водной и воздушной оболочек происходили на протяжении всей геологической истории и продолжаются до сих пор. (5,6)

Новые месторождения будут открываться в более сложных условиях (большие глубины бурения на суше и море, географически трудно доступные районы, сложные природно - климатические условия). Эти месторождения будут более сложными для освоения в связи с преобладанием в них трудно открываемых и трудно извлекаемых запасов.

Поэтому, только принципиально новые технологии бурения, добычи и использования углеводородов планеты позволяет обеспечить возрастающие потребности населения в условиях цивилизованной торговли между странами и международной координации работ по добыче на мировом уровне [16,17,18,19,20,21].

1.6.1 Строение коры планеты

Самый верхний слой твердой земли ученые назвали корой. Состав коры сложный. Больше всего в ней оказалось кислорода, кремния и алюминия. Потом шли остальные элементы, но их значительно меньше. Конечно, газ кислород содержится в коре не в чистом виде. Он входит в состав окислов. Ведь даже обыкновенный песок - это окисел кремния со всякими добавками. А простая глина - такой же окисел алюминия, но тоже со множеством добавок. Раньше легкоплавкие породы земной коры называли «сиаль». «Си» от слова силициум - кремний, по-латински, «аль» - от алюминия.

Состав и строение земли всегда интересовали человечество. Да и неудивительно - ведь именно кора, ее верхний слой обеспечивает человека всем необходимым для жизни. К сожалению, прошли те времена, когда каменный уголь и руду люди добывали прямо с поверхности, стоило лишь разворошить чуть-чуть пахотную землю или мох или другую какую-нибудь почву. Прошло время, когда нефть тугими фонтанами била из скважин, пробуренных на несколько десятков метров. Сейчас, чтобы найти полезные ископаемые, приходится тщательно изучать строение земной' коры и забираться в нее все глубже и глубже.

Глубоко под земной корой находятся очаги раскаленной магмы. Могучие силы земного давления сдавливают ее. Бьется горячее земное «варево», ищет, куда бы прорваться. Самый легкий путь - наверх, там давление поменьше. Найдет магма трещинку и, как паста из тюбика, выдавливается, выдавливается. Раздвигает породы, уплотняет их, прогревает. Окружает себя как скорлупой. В такой скорлупе магма остывает. А раз остывает - объем ее уменьшается. И вся масса ее как бы проседает. Между гранитом, в который превратилась остывшая магма, и прочным сводом-скорлупой образуется пористая, трещиноватая область. В нее начинает пробираться вода. Горячие геотермальные растворы приносят сюда соединения самых разных металлов, часть из них выпадает в осадки. Год за годом, тысячелетие за тысячелетием длится этот процесс. И образуется в пористой области месторождение редких металлов.

Больше всего сведений о строении земной коры дал все же сейсмический метод. Я уже рассказывал о том, как под действием землетрясений или мощных взрывов частицы земли сдвигаются, передают свое движение дальше и возникают сейсмические волны. Они, как рентгеновские лучи, «просвечивают» Землю, выявляя ее внутреннее строение. В 1909 году сербский ученый Андрей Мохоровичич, изучая землетрясение в Загребе, обнаружил слой, отделяющий земную кору от мантии.

Затем четырнадцать лет спустя австрийский ученый В. Конрад выделил внутри земной коры еще одну границу. Выше нее скорость распространения сейсмических волн равнялась скорости таких колебаний в граните, а ниже - в базальтах. Этот слой или поверхность назвали «поверхностью Конрада». И ученые договорились считать, что под осадочным, сравнительно рыхлым, слоем на глубине 20-25 километров лежат сначала граниты, а за ними, еще глубже, - базальты.

На самом-то деле, конечно, в «гранитном слое» находятся вовсе не знакомые нам всем граниты, а множество самых разных пород, спрессованных до плотности гранита. Точно так же, как и «базальтовый слой» тоже не состоит из одного лишь базальта.

Таким трехслойным «пирогом» представляется сегодня материковая или континентальная кора. И совсем иначе оказалась устроена земная кора, выстилающая океаническое дно. Осадков на дне значительно меньше, чем на суше, причем, земная кора под океанами образована без гранитного слоя.

1.6.2 Состав вещества ядра Земли

Идей о строении ядра Земли было высказано бесчисленное множество. Дмитрий Иванович Соколов - русский геолог и академик - говорил, что вещества внутри Земли распределяются, словно шлак и металл в плавильной печи.

Это образное сравнение не раз получало подтверждение. Ученые внимательно изучали прилетавшие из космоса железные метеориты, считая их осколками ядра распавшейся планеты. Значит, и у Земли ядро должно состоять из тяжелого железа, находящегося в расплавленном состоянии.

В 1922 году норвежский геохимик Виктор Мориц Гольдшмидт выдвинул идею общего расслоения вещества Земли еще в ту пору, когда вся планета находилась в жидком состоянии. Он это вывел по аналогии с металлургическим процессом, изученным на сталелитейных заводах. «В стадии жидкого расплава, - говорил он, - вещество Земли разделилось на три несмешивающихся жидкости - силикатную, сульфидную и металлическую. При дальнейшем остывании эти жидкости образовали главные оболочки Земли - кору, мантию и железное ядро»

Однако ближе к нашему времени идея «горячего» происхождения нашей планеты все больше уступала «холодному» творению. И в 1939 году Лодочников предложил другую картину формирования недр Земли. К этому времени уже была известна идея фазовых переходов вещества. Лодочников предположил, что фазовые изменения вещества с увеличением глубины усиливаются, в результате чего вещество разделяется на оболочки. При этом ядро вовсе не обязательно должно быть железным. Оно может состоять из переуплотненных силикатных пород, находящихся в «металлическом» состоянии. Эта идея была подхвачена и развита в 1948 году финским ученым В. Рамзеем. Получалось, что хоть ядро Земли и имеет иное физическое состояние, чем мантия, но причин считать его состоящим именно из железа нет никаких. Ведь переуплотненный оливин мог быть столь же тяжелым, как и металл.

Расчеты показывали, что соединение железа с кислородом - окись железа - вроде бы легко для чисто железного ядра. Но ведь в условиях сжатия и нагрева в недрах окись железа тоже должна претерпеть фазовые изменения. В условиях, существующих вблизи центра Земли, лишь два атома железа способны удержать один атом кислорода. Значит, плотность полученной окиси станет больше.

И снова расчеты, расчеты. Но зато каково удовлетворение, когда полученный результат показал, что плотность и масса земного ядра, построенного из окиси железа, претерпевшей фазовые изменения, дает точно ту величину, которую требует современная модель ядра.

Самая правдоподобная за всю историю ее поисков модель нашей планеты. «Внешнее ядро Земли состоит из окиси одновалентной фазы железа Fe2О, а внутреннее ядро - из металлического железа или сплава железа с никелем, - пишет в своей книге Олег Георгиевич Сорохтин. - Переходный слой F между внутренним и внешним ядром можно считать состоящим из сернистого железа - троиллита FeS».

В создании современной гипотезы о выделении ядра из первичного вещества Земли принимают участие многие выдающиеся геологи и геофизики, океанологи и сейсмологи - представители буквально всех отраслей науки, изучающей планету. Процессы тектонического развития Земли, по мнению ученых, будут продолжаться в недрах еще довольно долго, по крайней мере, впереди у нашей планеты есть еще пара миллиардов лет.

1.6.3 Космические технологии изучение геоэкологии и геологии нефтегазовых месторождений

Говоря о влиянии космической теории и практики на развитие нефтегазовой индустрии, надо, прежде всего, согласиться с тем, что Вселенная - единая система, объекты которой взаимосвязаны и взаимозависимы. Не вдаваясь в существующие теории образования Вселенной и ее объектов, в том числе планеты Земля, отметим, что они созданы Творцом с величайшей гармонией, взаимообусловленной связью и совершенством. Только с этих позиций надо рассматривать каждый объект Вселенной, в том числе Землю и ее многочисленные богатства, а следовательно, и месторождения нефти и газа.

Вместе с тем известно, что большая часть территории Казахстана нефтегазоносная, в том числе Северный Казахстан, Центральный Казахстан и другие регионы. Однако на этих территориях за 20 лет независимости не сделана ни одна попытка выявления новых месторождений. Одна из главных причин - дороговизна традиционных геофизических методов разведки на полезные ископаемые, в частности на нефть и газ, а также, к сожалению, низкая степень подтверждаемости, т.е. наличие нефтегазовых скоплений, «выявленных» традиционными методами. В настоящие время степень подтверждаемости, т.е. наличие углеводородов, в среднем составляет 20-25 процентов. Иными словами, результат огромных материальных расходов, времени, научно - исследовательских работ и др., традиционными методами утверждающих наличие или определивших месторождение нефти и газа, практически подтверждается на 20-25%.

Между тем все знают, что при традиционных методах риск обойдется очень дорого. Так, несколько лет назад французская компания «Ени» на площади Темир Актюбинской области пробурила скважину до глубины 5,5 тыс.м затратив 44 млн. долларов, и она оказалась пустой.

Космические технологии поиска полезных ископаемых значительно сокращают время и затраты на их выявления. Чтобы убедиться в больших возможностях космических технологий, приведу пример: В январе 2011 года в ходе космического зондирования выявилось, что лунное ядро, подобно земному, имеет жидкую основу. Специалистам удалось установить, что в недрах Луны имеется богатый металлом твердый шар радиусом 241 км, обрамленный жидким металлическим контуром радиусом 330 км. Это информация позволяет не только более четка понять тайны земного ядра, но и эволюцию «лунного» динамомагнитного поля, благодаря которому, как считают агрофизика, появился и сформировался наш спутник.

Если мы научились дистанционным зондированием видеть насквозь содержание далекого спутника - Луны, то какие же проблемы могут быть в изучении строения Земли.

За последние 2-3 года накоплен большой фактический материал по выявлению залежей углеводородов в земной коре и даже нефтяных загрязнений на поверхности Земли и водных бассейнов.

С использованием космических данных можно составить новые прогнозные карты нефтегазоносности. Эти карты совершенно не похожи на карты составленные по традиционной методике.

Прогноз с использованием космических данных оказывается более информативным - от 4-5 до 19-22 раз. Недалеко то время, когда будет представлена карта нефтигазоносности и карта нефтяных загрязнений территории Казахстана по данным дистанционного космического зондирования Земли (ДЗЗ).

Простейшие расчеты показывают, что для литосферы Земли в районе экватора Фr (2-3)103, а фактор времени в тех же единицах имеет порядок миллионов и миллиардов лет, или в минутах 1011-1014. Это значительно, на 8 -11 порядков больше, чем критерий Фруда. Из этого, по нашему мнению, следует, что в геолого-экологических процессах формирования нефтегазовых месторождений время является одним из важнейших факторов, определяющих свойства и запасы углеводородного сырья на планете.

Расчеты по математической модели показывают, что частицы эмульсии нефти только за счет центробежных сил за 5 млн. лет, к примеру, способны пройти путь от половины радиуса Земли до 1,3 ее диаметра. К этому необходимо добавить следующее: так как коллоидные частицы эмульсии нефти в природной водно-солевой системе имеют электрический заряд, определяемый электрокинетическим дзета - потенциалом, движение этих заряженных частиц, увлекаемых суточных вращений Земли на восток в геомагнитном поле Земли силой Ампера, по известному правилу левой руки будет способствовать переносу частицы эмульсии нефти к поверхности и к экватору планеты, т.е. в тех же направлениях.

Электрокинетический дзета - потенциал каждой коллоидной частицы эмульсии или золя имеет заметное значение - порядка 50 мВ.

Сила Ампера пропорциональна напряженности магнитного поля и скорости движения заряженных частиц. В нашем случае при вращении Земли она равна на экваторе 40000 км/24ч=1666,6 км/ч, а в средних широтах - в 2 раза меньше -833,3 км/ч. это, по нашему мнению, является достаточным для заметной регенерации силы Ампера даже при небольшой напряженности геомагнитного поля Земли.

По правилу левой руки, если ладонь расположена так, чтобы в нее входили магнитные силовые линии, т.е. в сторону южного полюса, затем четыре пальца направить в сторону движения заряженных частиц и смотреть со стороны северного полюса, то отведенный большой палец покажет направление перемещения частиц: к поверхности и к экватору планеты.

Наши экспериментальные исследования нефтяных эмульсий методом капиллярного анализа показали наличие у частиц отрицательного заряда. Мы полагаем, что в данном случае направленное движение заряженных коллоидных частиц (электрофорез) обусловлено известными законами электромагнитной индукции. Кроме этих электрофоретических сил, в тех же указанных двух направлениях действуют силы гравитации Луны и Солнца, так как водонефтяная эмульсия представляет собой жидкую субстанцию и может перераспределяться в отличие от твердого вещества литосферы. Следовательно, результирующая сила F будет суммой векторных сил соответственно центробежных, гравитационных и электрофоретических слагаемых.

По этой причине около 70 % запасов нефти в мире, по нашему мнению, сосредоточенно в регионах расположенных вблизи экваториальных зон планеты.

Президент Республика Казахстан Нурсултан Абишевич Назарбаев в инаугурационной речи, произнесенной во Дворце независимости в Астане, предложил приступить к поиску и воплощению в жизнь ста инновационных проектов (сообщение ИА «новости - Казахстан» 08.04.2011 в категории: Новости высоких технологий): «Смелые инновации будут получать путевку в жизнь, обретать плоть и кровь в научных лабораториях на современных производствах, для этого мы должны сегодня приступить к поиску ста абсолютных инноваций».

В свете этого указания как решение важной и одной из основных проблем геологии и геофизики предлагается новая технология прогноза месторождений углеводородов, которая может быть задействована в границах всего Западного Казахстана, включая казахстанскую часть Каспия и территории, прилегающие к его береговой линии.

Подтверждением данной технологии как инновации является патенты, полученные на способы прогнозирования месторождений нефти и газа, составляющие эту технологию. Номера патентов и закрепляемый ими в мировом масштабе по конкретному времени изобретений казахстанский приоритет следующие: казахстанский патент №7242 (приоритет изобретения 29 января 1998 года) и евразийский патент (Москва)№ 000585 (приоритет изобретения 29 января 1998 года). Патентные поиски, предшествовавшие выдачи этих патентов, подтверждают абсолютную новизну предлагаемой прогнозной технологии.

Второй, пожалуй, даже более важной проблемой геологии и геофизики является выявление частицы и периодичности космогенных бомбардировок Земли в недавнем прошлом с целью их прогноза в ближайшем будущем. Эта часть более общей, глобальной проблемы космической охраны планеты для сохранения жизни на Земле. К этой проблеме внимание научной общественности было привлечено еще 1988 году, т.е четверть века назад, в докладе на конференции, посвящённой память В. И. Вернадского, и в 1991 году в монографии. В дальнейшем этой проблеме ввиду ее важности и неотложности был посвящён целый ряд публикаций. сейчас эта проблема воспринимается как весьма актуальная. Об этом свидетельствует международное совещание, которое состоялось в июне 2012 года в Санкт-Петербурге. На этом совещании представители Советов безопасности 60-ти государств серьезно обсудили тему астероидного-кометной опасности.

Сильный метеоритный дождь, который прошел утром 15 февраля 2013 года над Челябинской областью,- это грозное предупреждение об астероидно-кометной опасности. Мощью этого космогенного взрыва, по оценки Национального управления по воздухоплаванию и исследованию космического пространства, составила 300 килотонн. Это в 20 раз превышает мощность атомной бомбы, сброшенной американцами на Хиросиму в 1945 г. Повреждено порядка 7 тыс. зданий (обрушение кровли и стен, выбиты оконные рамы и стекла),пострадало 2 тыс. человек (порезы от выбитых стекол), 52 человека были помещены в больницы.

Следы грандиозных космогенных взрывов, представляющие собой ударно взрывные бассейны, проявляющиеся в виде громадных кольцевых структур, характерная особенность архитектурного облика планетных систем Солнечной системы и их спутников. Космические снимки не оставляют сомнения в том, что ударно-взрывной процесс является одним из основных в формировании внешнего вида планет.

Земля не является исключением, достаточно вспомнить космогенный взрыв на Подкаменной Тунгуске в 1908 году, метеоритный дождь в Сихотэ - Алине в 1947 году, метеоритный дождь ву Китае в 1973 году, взрыв в Сасово в 1990 году, удар метеорита в районе Стерлитамака в 1990,астрономические наблюдения (почти «пропущенный «астероид 1989, бомбардировка Солнца кометами Г. Клейца в 1979 и 1981г. Бомбардировка Юпитера в июле 1994 г. 21 осколком кометы Шумейкера Леви 9) и многое другое, чтобы понять, что непредвзятый анализ геологических и геофизических данных должен неизбежно обнаружить массовое распространение на Земле астроблем различных масштабов и возраста. Выявление и исследование космогенных кольцевых структур, изучение их влияния на образование и локализацию месторождений различных полезных ископаемых, включая нефть и газ, а так же выявление частоты и периодичности космогенных бомбардировок Земли в связи с необходимостью космической охраны планеты для сохранения жизни на ней являются предметом ударно - взрывной тектоники.

Парадигма ударно-взрывной тектоники (УВТ) выдвинута и разработана в Казахстане. Как новая геотектоническая концепция она развивается с 1972 года. За прошедшее с тех пор время изучение многочисленных космических и аэровысотных фотоснимков земной поверхности позволило выявить большое количество ранее неизвестных линейных и кольцевых структур.

Исследование кольцевых структур, широкое повсеместное распространение которых демонстрируют карты, составленные коллективами геологов в разные годы, в разных странах и городах, на основе данных дистанционного зондирования Земли для огромных регионов, показало, что многие из них не могут быть интерпретированы как результат эндогенных процессов. В особенности это касается гигантских кольцевых структур с поперечниками, измеряющимися сотнями и тысячами километров.

Исследования, выполняющиеся в Казахстане на притяжение многих лет и опирающиеся на широкое использование новейшей космической информации, т.е. данных дистанционного зондирования Земли, убеждают в том, что нефтегазоносные бассейны, имеющие изометрические округлые или эллипсовые очертания, приурочены к гигантским астроблемам - гиаблемам. Весьма важно подчеркнуть, что к мысли о том, что Прикаспийская впадина, к примеру, представляет собой гиаблему, предложенной и обоснованной 35 лет назад. В Западном Казахстане выявляется несколько подобных кольцевых структур, рассматриваемых как гигантские астроблемы.

Северокаспийско - Горномангистауская кольцевая структура

Эта структура бала выведена как предлагаемая гигантская астроблема в 1975 г. Исследования подтвердили ее космогенную природу. Предполагается, что структура является следствием «косого» удара космического тела, летевшего под пологим углом к земной поверхности в запад - северо-западном направлении.

Впадина Северного Каспия образует гигантскую отчетливую дугу, обрамляющую полуострова Мангистау и Бузаши. Общая протяженность северной, северо-западной и юго-западной береговых линий этой громадной водной дуги порядка 1300 км.

Продолжение северного контура этой водной дуги с сохранением характера ее кривизны, т.е. собственно северного контура береговой линии Каспия на район Южной Эмбы и далее на восток и юго-восток, позволяет очертить границы гигантской кольцевой структуры со срединной приподнятой зоной полуостровов Мангистау и Бузаши, а также Горного и Восточного Мангистау. Нижние течения рек Волги, Урала, Эмбы и Кумы имеют почти правильные линейные простирания, которые, будучи продолжены, пересекаются в одной точке, приходящейся на Горный Мангистау, т.е. как раз на центральное поднятие этой гигантской кольцевой структуры. В этой же точке сходятся прямые линии, соответствующие простиранию восточного берега залива Кара - Багаз - Гол и в какой - то мере определяющие форму дна в северном Каспии.

Пересечение в одной точке линий простирания прямолинейных составляющих рельефа регионального значения вряд ли может быть случайным. Все они контролируются мощными и протяженными зонами разломов, являющимися радиальными элементами Северокаспийского - Горномангистауской кольцевой структуры. Мощность этих разломов в наибольшем удалении от точки их взаимного пересечения на Горном Мангистау достигает нескольких десятков километров. Значительной мощностью разломов объясняются отклонения русел рек от строго прямолинейной формы, их «блуждание» в границах разломов. Протяженность этих разломов составляет 825-875 км. Таким образом, с учетом радиальных компонентов зона влияния Северокаспийского - Горномангистауской кольцевой структуры простирается до размеров с диаметром порядка 1650-1750 км. Объяснение происхождения этой структуры в наиболее полной степени удовлетворяется концепцией, в основу которой положена космогенная бомбардировка Земли, т.е. в рамках парадигмы ударно - взрывной тектоники.

Основная идея концепции состоит в том, что мощные космогенные бомбардировки Земли астероидами и кометами вызывают обширные радиально - кольцевые возмущения в земной коре, возникающие в результате распространения во все стороны от точки взрыва продольных и поперечных волн. Первые ответственны за возникновение концентрических зон растяжения и сжатия, вторые создают концентрические антиклинали и синклинали. Так возникают ударно - взрывные кольцевые и радиально - кольцевые структуры - астроблемы. Гигантские астроблемы предложено называть гиаблемами. Они представляют собой крупные и гигантские кратеры, окруженные валами в виде горно-складчатых кольцевых, полукольцевых и дугообразных сооружений. В зонах соударения происходит «всплеск» земной коры, формирующий характерное для астроблем упомянутое выше центральное поднятие. Помимо этого, возникают мощные протяженные радиальные зоны разломов, подобные тем, что контролируют русла упомянутых рек.

Последующее осадконакопление приводит к захоронению этих кратеров и окружающих их валов. Данный процесс сопровождается формированием нефтегазоносных бассейнов, приуроченных к этим погребенным или полугребенным структурам.

При этом в бассейнах возникают повышенные концентрации нефтяных и газовых месторождений в кольцевых и линейных зонах, наложенных на осадочные толщи мишени, в которых возник ударно - взрывной бассейн, или проецирующийся на выполняющие и перекрывающие бассейн толщи из его фундамента - мишени. Иными словами, в постударных, выполняющих и перекрывающих бассейн толщах месторождения углеводородов вследствие их значительной вертикальной миграции локализуются в зонах, находящихся над соответствующими зонами растяжения в толщах фундамента - мишени.

В нашей работе рассматриваются три космогенные кольцевые структуры: Северокаспийско-Горномангистауская, Актюбинская, Бузашинская. При этом Северокаспийско-Горномангистауская кольцевая структура имеет явную астероидную природу, поскольку главный ее элемент - дугообразная кратерная депрессия, являющаяся акваторией Северного Каспия. Актюбинская и Бузашинская кольцевые структуры, будучи выраженными на космических снимках и показанными на изданных картах, не обладают выраженными кратерными депрессиями. Это позволяет предполагать их кометную природу. Однако их роль в пространственном размещении месторождений углеводородов аналогична роли астероидной Серерокаспийской - Горномангистауской кольцевой структуры.

Актюбинская кольцевая структура

Опираясь на данные дешифрирования космических снимков, охватывающих Прикаспийскую впадину, входящею, как отмечено выше, в зону влияния сокращения площадей, подлежащих первоочередному опоискованию в пределах собственно Прикаспийского нефтегазоносного бассейна.

В северо-восточной части этого бассейна на космических снимках отчетливо проявлена предположительно кометная кольцевая структура, центр которой находится в 150 км запад - юго-западнее г. Актобе. Она названа Актюбинской. Возраст структуры проблематичен, но она моложе Северокаспийско-Горномангистауской структуры. Эта структура, характеризующаяся поперечником порядка 250 км, показана изданных картах. На космо-фотои изображении этой структуры, удалось от дешифрировать запечатленные следы волнового воздействия на осадочные образования, и определить длину предлагаемой волны. Оперируя этой длиной, стало возможным построить концентрические площади - зоны, подобные описанным выше, но большей ширины.

На основании статистического анализа, аналогичного описанному выше, составлена гистограмма распределения геологических запасов углеводородов в концентрических площадях - зонах Актюбинской кольцевой структуры, наложенной на нефтегазоносные толщи Прикаспийской впадины. Как и в случае с Северокаспийского - Горномангистауской кольцевой структурой.

В данный момент с учетом этого открытия в нечетных площадях - зонах этой структуры находится 78 месторождений, в которых сосредоточено 13539,3 млн.т. углеводородов, что составляет 98,8 % всех геологических запасов этого региона, в четных площадях - зонах этой структуры находится 41 месторождение с 1,2 % запасов. В контурах этой структуры размещается 119 из 180 месторождений нефти и газа, охватываемых Северокаспийского - Горномангистауской кольцевой структурой, но локализующихся в контурах Прикаспийской впадины. В Актюбинской кольцевой структуре, т.е. фактически в Прикаспийском бассейне, сосредоточена наибольшая часть геологических запасов углеводородов Западного Казахстана.

Территориальные блоки, вычленяемые в зонах взаимного наложения рассмотренных кольцевых структур.

Нетрудно представить, что наложение концентрических площадей - зон высокой концентрации углеводородов Актюбинской кольцевой структуры на подобные же зоны Северокаспийско-Горномангистауской кольцевой структуры должно вычленить территориальные блоки, наиболее предпочтительные для локализации в них месторождений нефти и газа. Совмещение концентрических зон растяжений, разуплотнений горных пород, являющихся элементами разновозрастных кольцевых космогенных структур, создает в осадочных бассейнах при наличии контролеров, заключенных в плохо проницаемых породах, в высшей степени благоприятные условия для появления природных резервуаров и в их пределах отдельных ловушек для жидких и газообразных углеводородов. Территориальные блоки, возникающие в результате наложения рассматриваемых кольцевых структур, легко оконфуживаются и могут быть подвергнуты статистическому анализу. На приведенные данные, в которых, как и выше, не учтены месторождения Кашаган и его супер гигантские балансовые запасы. Статистический анализ, выполненный с учетом этого месторождения, показывает, что в этих территориальных блоках, несмотря на то, что они охватывают сравнительно небольшую часть Актюбинской кольцевой структуры и собственно Прикаспийского нефтегазоносного бассейна, сосредоточена подавляющая часть геологических запасов углеводородов рассматриваемого региона, конкретно 13108,0 млн. т. Что составляет 99,7%. И это при том, что в их пределах размещается всего 48 месторождений из 119, находящихся в контурах Актюбинской кольцевой структуры.

Небоьшие месторождения неизбежно образоваться. Их не много, ни мало - 71. Но помимо блоков растяжения могут быть выделены блоки двойного сжатия.

Общая площадь казахстанской части Прикаспийского осадочного бассейна составляет порядка 415000 км2. Актюбинская структура занимает порядка 344000 км из них. Помимо этого, совместно с Северокаспийско-Гономангистауской структурой она покрывает часть Устюртско- Бузашинского осадочного басейна, часть Челкарского прогиба (порядка 19800км2) и часть Северо - Торгайского осадочного бассейна (порядка 5180). Всего ею охватывается 376500 км2 упомянутых осадочных бассейнов.

Общая площадь территориальных блоков, в которых месторождения уже известны, составляет 59220 км2, или 15,7 % площади, покрываемой Северокаспийско-Горномангистауской и Актюбинской структурами, т.е. площади, на которой они взаимно перекрываются. Площадь территориальных блоков, в которых месторождения нефти и газа еще не открыты, но структурная позиция блоков аналогично блокам с известными месторождениями, должна рассматриваться как весьма перспективная. Размер этой площади 53340 км2, т.е 14,2 % площади взаимного наложения рассматриваемых концевых структур.

Очевидно, что выделение блоков взаимного наложения кольцевых структур- перспективный способ выявления площадей, наиболее предпочтительных для постановки в их пределах поисковых работ на нефть и газ. С этой целью было обращено внимание и на Бузашинскую кольцевую структуру.

Бузашинская кольцевая структура

Центр этой кольцевой структуры находится на полуострове Бузаши. Диаметр структуры порядка 140 км. Структура отчетливо проявлена на космических снимках и показана на изданных картах. С высокой степенью вероятности предполагается ее кометная космогенная природа. Возраст структуры неясен, но, скорее всего, она близка по времени возникновения к Актюбинской кольцевой структуре. Область влияния структуры проявляется в четырех концентрических площадях - зонах и охватывает акваторию Северного Каспия, а также значительные территории Устюртско-Бузашинского и Мангистауского нефтегазоносных бассейнов. Между тем 63 месторождения нечетных зон концентрируют 11493,3 млн. т. Углеводородов, что составляет 97,2% геологических запасов этого региона. В четных площадях - зонах содержится 334,1 млн. т. Условного топлива, что составляет всего лиш 2,8 % общих запасов.

Териториальные блоки, вычленяемые в зонах взаимного наложения Бузашинской, Северокаспийско-Горномангистауской и Актюбинской кольцевых структур.

Статистичесий анализ с учетом месторождения Кашаган обнаруживает, что в их пределах сосредоточенно 96,1% всех геологических запасов углеводородов, выявленных в результате разведочных работ на 106 месторождениях, находящихся в контуре Бузашинской кольцевой структуры. Эти запасы приурочены всего лишь к 51 месторождению, находящемуся в контурах этих блоков. За пределами этих территориальных блоков, но внутри контура Бузашинской кольцевой структуры, находится еще 55 месторождений нефти и газа. Но в них установлено всего лишь 3,9 % геологических запасов углеводородов, заключенных во всех 106 месторождениях, находящихся в контуре Бузашинской структуры.

Общая площадь территориальных блоков, в которых месторождения углеводородов уже известны, составляет порядка 45720 км2, или 18,1 % общей площади Бузашинской кольцевой структуры. Площадь территориальных блоков, в которых месторождения нефти и газа еще не открыты, но структурная позиция блоков аналогична блокам с известными месторождениями, составляет порядка 11600 км2,что равна 4,6 % общей площади Бузашинской структуры.

Особого упоминания заслуживает территориальный блок взаимного наложения зон разуплотнения трех рассматриваемых крупных кольцевых структур. Этот район на данный момент является территорией с наивысшими перспективами на углеводородное сырье в пределах всей огромной площади, охватываемой Северокаспийско-Горномангистауской кольцевой структурой. Видимо, не случайно именно в этом блоке находятся гигантские нефтяные месторождения Тенгиз и Кашаган. Кстати, размещение структуры Кашаган в пределах наиболее перспективных на нефть и газ земель было известно до получения положительного результата по первой глубокой нефте-разведочной скважине, пройденной на структуре. В связи с тематикой международной конференции, следует остановиться на краткой характеристике трансплатформенного сквозного глубинного разлома - рифта, названного Евразийским, который вносит существенные коррективы в пространственное распределение месторождений нефти и газа в пределах акватории Каспия и предлагающих территорий суши. Эта «феноменальная структура Земли» притягивается примерно на 5000 км от юго-западной части Памира до Северного моря при ширине от 40 до 85 км. На космических снимках эта региональная структура отчетливо выражена. Весьма важно, что в нескольких скважинах, пробуренных на крупных структурах, рассматривавшийся как нефтегазоперспективные и расположенные в пределах этого глубинного разлома и ряде других структур, получены отрицательные результаты.

По поводу бурения на структурах Аташ,Тюб- Караган и Курмангазы было высказано мнение, что они будут пустыми. В действительности так и получилось.

Судя по всему, горные породы внутри этой протяженной трансрегиональной рифтовой структуры претерпели сильнейшее сжатие. Степень сжатия была настолько интенсивна, что возникли кряж Карпинского, Центрально - Мангистауская система поднятий, Тюб-Караганский и Беке-Башкудукский валы, другие положительные морфо структуры.

Создается впечатление, что сжатие, способствующее в иных случаях возникновению антиклинальных ловушек, благоприятных для накопления в них углеводородов, в данной ситуации сыграло отрицательную роль, вытеснив углеводороды за пределы глубинного разлома - рифта. Кстати, может быть, именно поэтому в сравнительной близости к нему располагаются крупнейшие и гигантские месторождения углеводородов, такие, как Каламкас, Каражамбас, Бозащи Северное, Узен и Жетыбай, Имашевское.

Начальные геологические запасы Каламкаса 507,7 млн. т. Условного топлива, Каражимбаса 240,4 млн. т., Бозащи Северное 233 млн. т.,Узеня 1,5 млрд. т., Жетыбая 389,4 млн. т. Имашевского 172,0 млн.т.

На российской территории помимо Астроханского месторождения в подобной ситуации, но рифма находится гигантское месторождение имени Ю. Корчагина с оценкой извлекаемых запасов по категории С1 и С2 100 млн. т. Условного топлива, а также расположенное подобно Каламкасу на некотором удалении от условной границы трансплатформенного (сквозного) глубинного разлома - рифта другое месторождение - Хвалынское с запасами условного топлива, провожающимися 300 млн. т.

Приведенные данные требуют пристального внимания к территориям, прилегающим к трансплатформенному (сквозному) глубинному разлому - рифту как с северо-востока, так и с юго-запада, на всем его феноменальном протяжении, в пределах пересекаемых им нефтегазоносных бассейнов. Очевидно, что эти земли высокоперспективны на крупные нефтегазовые месторождения.

С учетом всех охарактеризованных прогнозных построений общая оценка площадных размеров перспективных на углеводородное сырье земель показывает, что их размеры не превышают 20-25% территории Западного Казахстана.

В заключении следует подчеркнуть, что подобные закономерности в размещении месторождений углеводородов устанавливаются в Западно Сибирском, Джунгарском, Таримском и Шаньдунском бассейнах (Китай), а также в Мексиканском заливе на территориях, прилегающих к его береговой линии.

Весьма существенно, что к выводу о космогенной природе таких гигантских нефтегазоносных бассейнов, как прикаспийская впадина и Шандунская гиаблема, независимо от первого автора, написавшего об этом 35 лет назад, в 1978 году, позднее пришел молодой японский геолог Таканори Нойто.

Предлагаемый метод прогнозов и поисков месторождений углеводородов позволяет исключить из рассмотрения, а следовательно, и из объектов, намечаемых для проведения геофизических и геолого - разведочных работ, как можно видеть, до 75-80% территорий осадочных нефтегазоносных бассейнов. В конечном счете появляется возможность сконцентрировать материальные ресурсы, предназначенные для поисковых работ, на ограниченных перспективных площадях, т.е. получить ощутимый коммерческий выигрыш, освободив от техногенного воздействия, а следовательно, и от нарушения природного экологического равновесия большие территории.

Независимым и надежным фактом подтверждения действенности предлагаемого инновационного метода прогноза является его сравнение с традиционными прогнозами построения, на основе которых создана Карта прогноза нефтегазоносности Казахстана масштаба 1:2500000, составленная в 2000 г.

2. Основная часть

.1 Развитие теории неорганического происхождения нефти

нефть запас крекинг месторождение

Геодинамические и электрокинетические закономерности относительного изменения запасов и физико-химических свойств нефти различных месторождений (автор литературы А.М. Сарсенов).

Развиваемая нами и высказанная В.В. Кесаревым (1-3) теория неорганического происхождения углеводородов достаточно хорошо соответствует гипотезе о химической эволюции вещества Земли. Суть теории включает следующие главные положения:

Первичное потопланетное вещество, образовавшееся при конденсации плазмы после признаваемого многими учеными Большого взрыва, состоит из (%): гидридов железа (49,10), никеля (4,62) и кобальта (0,34),оксидов кремния (23,4), алюминия(4,87) и магния (7,55),карбидов железа (2,24), титана (0,05), хрома(0,08), сульфида и фосфорида железа ( соответственно 0,73 и 0,35), пероксидов кальция (2,92),натрия (1,19),калия (1,58),воды (0,39).

В атмосфере (верхней мантии планеты) вода взаимодействует с карбидами, нитридами, сульфидами и фосфоридами металлов. При этом часто выделяется молекулярный водород.

Следует отметить, что в последние время детектирование водорода считается перспективным методом прогнозирования наличия нефти в данном регионе.

Указанные теоретические положения позволяют объяснять описываемые далее кажущиеся аномалии нефтегазопроявлений:

. В Норвегии, в районе полного отсутствия осадочных пород, в жилах минералов долеритов (Т крист. = 1000-1200о С). На площади Арендаль пустоты диаметром до 1 см заполнены жидкой абиогенной нефтью, состоящей из нормальных парафинов С 10-С15 с некоторой примесью изопрнноидов.

. Метан в количестве 16% выделяется из фонтанов Долины гейзеров в Калифорнии. В эманациях аляскинского вулкана Новоэврупта его 14 %, вулкана Монталь - Пеле на остове Мартиника 18 %, а в продуктах подводного вулканического извержения у Азорских острово00в 87%.

. На Украинском кристаллическом щите газожидкостные включения, содержащие метан, обнаружены в кристаллических породах Коростенского и Корсунь - Новомирногородского плутонов, а также Завальевского графитового месторождения. Но еще интереснее данные по Криворожскому железорудному бассейну, где во время проходки горных выработок на шахтах многократно наблюдались притоки горючего газа, приводившие иногда к его аварийным вспышкам. Анализы газа показали, что в нем содержится до 80 % метана и до 4 % тяжелых углеводородов.

. В Хибинском, Салмагорском и Ловозерском массивах на Кольском полуострове зарегистрированы интересные газопроявления в виде выбросов промывочной жидкости и фонтанирования из первичных микротрещин и межминеральных поровых каналов. В изверженных породах Хибин присутствует черный цвет вазелиноподобный битум.

В Кольской сверхглубокой скважине на глубине 6500 - 10500 м. выявлены природный рассол, гелий, водород, азот и углеводороды, что свидетельствует об их поступлении из подпокровной области в сверхглубинные недра Балтийского щита.

Между тем в работе показано, что в соответствии с развитием теории неорганического происхождения нефти Д.И. Менделеев в нижней мантии Земли, наиболее вероятно на глубине 3000 км, идут глубинные химические реакции с образованием воды, природного газа и нефти. Далее нефть, газ и вода просачиваются ближе к поверхности Земли, образуя месторождения.

Специалисты, работающие в области нефтегазового дела, отмечают, что в географически близких друг к другу регионах нефтедобычи плотность нефти обычно увеличивается на месторождениях, расположенных южнее (для северного полушария планеты).В ходе рассмотрения данной рабочей гипотезы и ее развития становится более ясным закономерное увеличение плотности нефтей. Как известно, наиболее богатые месторождения нефти находятся в более южной части континентов, приближаясь к экватору (Саудовская Аравия, Нигерия Мексика и Венесуэла).Кроме того, установлено, что плотность нефти возрастает на относительно неглубоких месторождениях по сравнению с месторождениями, расположенными глубже (т.е. дальше от земной поверхности)[2].В частности, А.А. Карцев по результатам изучения 300 образцов нефтей разных месторождений выявил, что плотность нефтей в 70 % случаях повышается с уменьшением глубины залегания. Он заметил, что удовлетворительного объяснения этому нет. Можно предположить, что более легколетучие компоненты с меньшей плотностью преимущественно концентрируются в более холодных по сравнению с горячими глубокими частями литосферы. Аналогичная зависимость плотности нефти от глубины установлена Дж. Мак - Нэбом, П.Смитом для нефти США.

Самопроизвольное увеличение количества и плотности нефтей в разных регионах планеты обусловлено, по нашему мнению, в основном тем, что сравнительно большие массы в связанных между собой месторождениях нефти при совместном действии нескольких причин (постоянного и суточного вращения Земли, шарообразности ее формы, а также приливных сил Луны и Солнца) концентрируются ближе к экватору в южном направлении. Естественно, меньшие по плотности массы газов и более легкие нефти отстают и сосредоточиваются в более северных регионах.

Сравнение плотностей казахстанских нефтей в зависимости от географического расположения их месторождений приведено в табл. [4-6].

Таблица 1 - Плотность казахстанской нефти и расположение их месторождений

Необходимо отметить, что Атырауская область расположена южнее Акюбинской а Мангистауская - юго восточнее Атырауской, Кызылординская - юго - восточнее Актюбинской. Средняя плотность нефти Атырауской области равна 844,9 кг/3.

Из таблицы 1 видно, что по мере возрастания плотности нефти перечисленных регионов их можно расположить в ряд: Актюбинская (808,9) Кызылординская (829,1) Атырауская (844,9) Мангистауская (853,8).

Проведенные нами многолетние усредненные измерения плотности и других физико-химических свойств нефтей подтверждают найденную закономерность (таблица 2).

Упомянутые области были выбраны как наиболее богатые нефтью. Всего изучалось образцов нефтей: атырауской - 20, мангыстауской - 16, актюбинской - 26.

Из таблицы 2 видно, что средняя плотность нефти регионов имеет явную тенденцию к увеличению на юг. Однако плотность атырауских и мангыстауских нефтей имеет более близкие значения, чем плотность актюбинских. По - видимому, это связано с близостью географических широт соответствующих месторождений. Некоторые другие физико - химические параметры в табл.2 изменяются также закономерно в меридиональном направлении. Если эта закономерность проявляется отчетливо, то это свидетельствует в пользу генетической связи месторождений нефти, если закономерность отсутствует, то месторождения формировались, по - видимому, самостоятельно, без связи друг с другом, или на это влияют силы Кориолиса, описываемые далее, как это видно на примере Атырауской и Мангыстауской областей.

Таблица 2 - Усредненные физико-химические параметры и запасы нефти Западного Казахстана

Для получения более явных зависимостей, очевидно, следует в дальнейшем учитывать не административно- хозяйственные делений территорий (область, страна), а широту, долготу и глубину залегания нефти и геологические особенности недр конкретного месторождения.

Согласно нашим расчетам влияние сил гравитационного притяжения луны на 2 порядка слабее, чем влияние центробежных сил инерции (в расчете на 1 кг массы нефти).

Здесь напрашивается следующий комментарий: нефть является жидкостью, по тому и подвижная, а твердая часть земных недр, естественно, неподвижная, таким образом, нефть в отличие от твердых минералов может перетекать, быстро диффундировать и перераспределяться в коре и мантии Земли.

Необходимо особо отметить, что направленность (т.е векторы) обеих рассматриваемых сил совпадает и ведет к концентрированию масс нефти к югу и увеличению плотности в том же направлении. Физической моделью явления можно считать работу лабораторной центрифуги или обычно молочного сепаратора.

Приведенные теоретические рассуждения и анализ результатов экспериментального определения нефти объясняют то, что наиболее крупные, всемирного значения месторождения нефти формируются преимущественно в южных частях континентов: Азия - Иран, Ирак, Кувейт, Аравия, Африка - Нигерия, Америка - Техас, Мексика, Венесуэла. (таблица3)

Таблица 3 - Средняя плотность нефти различных регионов земного шара

Описанные положения объясняют также присутствие нефти в вулканических, магматических и метаморфических породах, что на первый взгляд кажется аномалией, а исходя из нашего обобщения является результатом глубинного происхождения углеводородов и ее движения к поверхности Земли в недрах планеты.

Далее дополнительно рассмотрим распределение доказанных запасов нефти по странам и континентам на начало 1995г, млрд. т.

Таблица 4 - Запасы нефти

Расположим указанные выше страны по континентам в порядке приближения к экваториальной зоне Земли:

Как видно, более богатые месторождения нефти располагаются ближе к экватору.

В Казахстане разведанные извлекаемые запасы, принятые на государственный баланс, равны 2167,9 млн. т Запасы нефтяных месторождений таковы: в разработке находятся 224,6 млн. т., в разведуемых - 121,2 млн. т и в законсервированных и в законсервированных -25,2 млн. т. Остаточные запасы, утвержденные ГКЗ, по республике равны 1712,4 млн.т, в том числе по Западно- Казахстанской области 171,3 млн. т, Актюбинской 223,9, Атырауской 639,3, Мангистауской 581,9, Жесказганской 87,6 и Кызылординской 8,4 млн. т. В Атыраумской области разведано 77 газонефтяных месторождений в над солевых и подсолевых отложениях. Извлекаемые запасы этих месторождений суммарно равны 877,8 млн.т. или 40,4 % всех запасов, принятых на государственный баланс Р.К.

В области открыто месторождение - гигант Тенгиз, запасы которого соответствуют 33,3% обще республиканских (7).

Не менее значительны запасы Мангистауской области, имеющей в своих недрах 701,7 млн. т. Нефти, или 32,2% суммарных извлекаемых запасов Р.К. Более 90% запасов этой области заключено в недрах четырех крупных месторождений: Узенского,Жетыбайского,Каламкасского и Каражанбасского. Вся добываемаемая в настоящее время нефть Мангистау принадлежит названныи месторождениям, однако значительная ее часть является трудоизвлекаемой из-за высокой вязкости нефти и низкой проницаемости коллекторов.

Таким образом, Мангистауская и Атырауская области вместе содержат 72,7% всех извлекаемых запасов нефти Р.К. На долю Актюбинской и Западно Казахстанской областей приходится 248,7 и 196,9 млн. т, что составляет соответственно 11,7 и 9,07% суммарных разведанных запасов. Крупными месторождениями в этих областях являются Карачаганакское в Западно-Казахстанской области и Жанажольское в Актюбинской. Извлекаемые запасы этих месторождений равны соответственно 8,9 и 4,5 % общереспубликанских (в сумме 13,4%). Запасы Жесказганской и Кызылординской областей представляются значительно более скромными, не более 6 % от всех извлекаемых запасов Казахстана.

В работе недостаточно полно обсуждены возможные причины смещения более плотной и значительной массы нефти к востоку или западу на поверхности Земли, без учета кори Олисовых сил инерции и ускорения. В нашем случае необходимо учитывать вместе и силу Кориолиса, и ускорения. Сила Кориолиса, действующая на тело, движущиеся вдоль меридиана в любом направлении (на север или на юг), ориентирована по отношению к направлению движения вправо в северном полушарии и влево в южном. Действием силы Кориолиса объясняется неодинаковый износ рельсов при двухколейном движении: в северном полушарии сильнее изнашивается правый рельс, в южном полушарии левый. В Северном полушарии у рек подмывается всегда правый берег, в южном- левый. Аналогичные процессы могут происходить при перемещении углеводородных потоков в недрах Земли, к примеру, на африканском континенте при формировании нефтегазоносных провинций Левин, Алжир и Нигерия, так как Алжир расположен западнее Ливии, а Нигерии- южнее Ливии и Алжира.

Можно предположить, что фактор испарения более легколетучих фракций нефти в результате роста среднего градиента температур к югу приводит к увеличению доли более плотных и менее летучих фракций в южных регионах Земли. Но этот фактор не может приводить к значительному, в разы, концентрированию весьма больших по общей массе богатых месторождений нефти ближе к экваториальной зоне, как это указывалось выше. Поэтому фактор испарения должен быть не столь значим, как влияние других рассматриваемых факторов. К этому следует добавить, что ученные из Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова (13) установили, что для подземных вод максимум испарения проявляется на глубине всего 3 метра, т.е солнечная радиация не может проникать далеко в глубь Земли, и ее тепла недостаточно для заметного испарения легких фракций нефти. Данная схема не только согласуется с неорганической теорией образования нефти Д.И. Менделеева, но и дополняет ее (10-12). Следует отметить, что рассмотренные нами положения - не теория, а положения рабочей гипотезы, сформированные следствия выводы не являются законом, а только достаточно интересными закономерностями.

Таким образом, предложена рабочая гипотеза и обсуждены причины глобального увеличения масс и плотности нефти в зависимости от географической широты связанных между собой месторождений. Количественными расчетами показано, что центробежные силы, возникающие при суточном вращении Земли, на 2 порядка превышают силу гравитационного притяжения, вызывающую земные приливы и отливы, но обе эти силы действуют в одном направлении, увеличивая массу и плотность нефтей в определенных направлениях. Помимо этого, дополнительно подтверждается и развивается теория неорганического происхождения нефти с привлечением для объяснения процессов миграции нефти, влияния центробежных сил Земли, а также гравитационных сил.

Наша планета обладает магнитным полем. Магнитные полюса Земли не совпадают с ее географическими полюсами. Северный магнитный полюс Земли находится вблизи южного географического полюса, а южный магнитный полюс - вблизи северного географического.

Силовые линии магнитного поля из северного полюса и входят в южный. Коллоидные частицы нефти в воде (электролите) и частицы водной фазы в нефти согласно законам физической и коллоидной химии имеют заряд. При суточном вращении Земли эти заряженные частицы переносятся самой толщей Земли с запада на восток (если смотреть на Землю с северного географического полюса, т.е. с южного магнитного полюса). Заметим, что линейная скорость движения каждого элемента объема нефти вблизи поверхности Земли на экваторе равна:40000 км:24 ч =1666,7 км/ч. При такой скорости движения, «длине проводника», равной окружности Земли 40000 км, и количестве заряженных коллоидных частиц в 1 дц3, со измерительных с числом Авогадро (6,02*1023),сила Ампера может достигать величин, со измерительных с планетарными масштабами. Согласно законам коллоидной химии заряд мицеллы может достигать величин, значительно больших одного элементарного заряда 10-19 Кл, а электрокинетический дзета- потенциал, определяющий скорость движения коллоидной частицы достигает 100 мВ. Число молекул углеводорода в одном агрегате обычно 50-100, но может достигать 1000. Диаметр подобного сферического агрегата примерно вдвое больше длины полярной молекулы углеводорода, из которого он образован. Вблизи полюса эта скорость равна нулю. Следовательно, мы имеем дело как бы с большим проводником и соответственно током в магнитном поле Земли. Тогда на проводник будет действовать сила Ампера, равная F=В*I*I*sin, где В- магнитная индукция поля, I - сила тока в проводнике,I- длина участка проводника,  - угол между направлением силы тока и вектором магнитной индукции. При миллиардных запасах нефти в недрах Земли, большей скорости движения заряженных частиц вблизи экватора, где угол  =90о,а sin =1 сила F будет иметь максимальное значение. вблизи полюса наоборот, sin a и I- длина участка проводника будут приближаться к нулю, поэтому вблизи полюса сила F будет иметь минимальное значение. Такую же закономерность влияния имеют гравитационные и центробежные силы, указанные выше. В таком случае можно прогнозировать увеличение массы газонефтяных месторождений вблизи полюса Земли. Последние данные геолого - разведочных работ могут подтвердить эту закономерность. Действительно, в настоящие время многие страны проявляют интерес к изучению и поиску нефтяных и газовых месторождений вблизи полярного круга и северного полюса [7,8].

2.2 Разработка способов прогнозирования запасов и свойств нефти в месторождениях

Изобретение способ прогнозирования запасов и свойств нефти в месторождениях относится к области нефтегазовой геологии и может быть использовано в процессе поисково-разведочных работ и составления прогнозов, для выявления промышленных залежей нефти и газа до того, как скважиной будет вскрыт нефтегазоносных пласт или месторождений.

Задачей изобретения является повышение точности (вероятности) прогноза или приближения к новому нефтегазоносному месторождению (горизонту или пласту).

Поставленная задача достигается тем, что прогнозирования запасов и свойств нефти в месторождениях, включающему определения плотности и вязкости жидких углеводородных компонентов в процессе работы сети поисково-разведочных и добывающих скважин по всей площади районов, проведения экспресс-анализ извлеченной нефти а реальном масштабе времени, определение поинтервального значения плотности и вязкости нефти, и суждение о приближении к новому месторождению или пласту выносят по максимуму (увеличивающемуся) значению плотности и вязкости нефти.

Изобретение позволяет отказаться от трудоемких процессов специального отбора проб фазы и последующего газо-адсорбционного хромотографического анализа метана и водорода, провести менее затратный плотностно-вязкостный экспресс-анализ жидких углеводородов в процессе бурения поисковых и разведочных скважин, оперативно прогнозировать приближение забоя скважин к нефтегазоносному пласту и разработать оптимальные геолого-технические мероприятия по его вскрытию.

Указанные преимущества исключают непредвиденные осложнения и аварии в скважине, опасность для обслуживающего персонала из за возможного нефтегазового выброса, по соблюдению правил охраны недр и окружающей среды. Перечисленные преимущества, в комплексе, снижают себестоимость геолого-разведочных работ.

Изобретение относится к области нефтегазовой геологии и может быть использовано в процессе поисково-разведочных работ и составления прогнозов, для выявления промышленных залежей нефти и газа до того, как скважиной будет вскрыт нефтегазоносный пласт или месторождение.

Известен способ выявления нефтегазоносных горизонтов, заключающихся в определении, по показателям газокаротажной станции появления газа в глинистом растворе, выходящего на поверхность в процессе бурения скважины [9]. Однако, этот способ не позволяет достаточно точно определить глубину залегания продуктивного пласта, так как появление газа в процессе бурения скважин может быть обусловлено вне связи с залежью нефти и газа. Кроме того, отбор проб газовой фазы более трудоемок, чем отбор жидкой фазы, так как требуется специальное устройство (газовый аспиратор).

Близким к предлагаемому изобретению, по сущности и достигаемому результату, является способ прогнозирования приближения к нефтяному пласту, включающий отбор образцов породы в процессе бурения и измерения их магнитной восприимчивости при обычной температуре среды, далее их нагревают до температуры не менее 300oC, затем образцы породы охлаждают до первичной температуры, повторно измеряют магнитную восприимчивость и по возрастанию отношения Х1/Х судят о приближении к нефтяному пласту. Способ основан на известных фактах накопления в терригенных породах над залежами нефти и газа вторичного сидерита толщиной 15-20 м. однако, образование минерала сидерита, в общих случаях, может быть не связано с образованием нефтегазовых месторождений.

Недостатком этого спора является значительная длительность получения конечных результатов, обусловленная необходимостью транспортировки образцов породы к месту проведения исследований, а также не значительная толщина разреза 15-20м., при которой не исключается возможность пропуска наиболее представительного интервала в условиях дискретного отбора образцов породы, что составляет главные недостатки способа.

Целью устранения недостатков нами предлагается новый способ разведки НГМ, основанный на определении плотности и вязкости добываемой нефти.

Величины плотности и вязкости образцов нефтяных залежей в указанных направлениях могут статистически достоверно возрастать на 20-25%, что больше допускаемой ошибки анализа (3%) в 78 раз. Это значительно повышает информативность и высокую разведочную возможность предлагаемого плотностно-вязкостного показателя, как надежного критерия прогноза правильного направления поиска.

Способ реализуется следующим образом: в процессе бурения или эксплуатации скважин из нее отбирают пробы сырой нефти и осуществляют ее экспресс- анализ на плотность и вязкость, затем поинтервально определяют значения этих показателей.

Результаты анализа привязывают к реальным глубинам скважины путем нанесения данных на диаграммы с заданным масштабом регистрации и выбранным шагом дискретности по глубине и площади месторождений, причем суждение о приближении к нефтегазоносному горизонту выносят по увеличению максимальных значений плотности и вязкости.

Применение предлагаемого способа, по сравнению с прототипом, позволяет отказаться от трудоемких процессов специального отбора проб газовой фазы и последующего газо-адсорбционного хромотографического анализа метана и водорода, провести менее затратный плотностно - вязкостный экспресс - анализ жидких углеводородов в процессе бурения поисковых и разведочных скважин, оперативно прогнозировать приближения забоя скважины к нефтегазоносному пласту и разработать оптимальные геолого-технические мероприятия по его вскрытию. Указанные преимущества исключают непредвидимые осложнения и аварии в скважине, опасность для обслуживающего персонала из - за возможного нефтегазового выброса, по соблюдению правил охраны недр и окружающей среды. Перечисленные преимущества, в комплексе, снижают себестоимость геолого- разведочных работ.

Кроме того, проводя сравнительный анализ значения плотности и вязкости нефти в сети скважин по глубине и на площади, как данного месторождения, можно делать вывод о перспективности направления поиска. Этот вывод делает по максимальному значению плотности и вязкости. Преимущественно, на поверхности Земли в глобальном масштабе, вероятность открытия крупного месторождения нефти увеличивается в экваториальном и юго- восточном направлении.

Для практического использования предлагается следующая методика прогнозирования запасов и свойств нефти:

Способ прогнозирования запасов и свойств нефти в месторождениях, включающий определение плотности и вязкости углеводородов сырья в процессе эксплуатации разведочных и добывающих скважин, отличающийся тем, что проводят непрерывный поинтервальный экспресс- анализ плотности и вязкости нефти в сети скважин по глубине на поверхности Земли, в реальном масштабе времени, определяют поинтервальные значения плотности и вязкости, и о приближении к нефтегазовому горизонту судят по максимальному увеличению плотности и вязкости [10].

2.3 Проведение экспериментов их обсуждение

.3.1 Определение заряда нефтяных эмульсий водных растворах солей капиллярным методом

Электрические свойства коллоидных систем

При наложении электрического поля наблюдается движение частиц твердой фазы золя относительно жидкости. Ядро мицеллы вместе с абсорбционным слоем против ионов движется к одному электроду, а противо-ионы диффузного слоя - к другому. Перемещение заряженных под действием внешнего электрического поля называется электрофорезом. Разность потенциалов между частицей и глубинной раствора называется электрокинетическим или потенциалом. Скорость электрофореза зависит от потенциала и определятся по уравнению Гельмгольца - Слуховского

з=4U/D*300 (1)

где,- вязкостьдиэлектрическая постояннаяэлектрофоретическая подвижность

Электрофоретическая подвижность представляет собой путь, который проходит частица в секунду при градиенту потенциала 1 В/см:

U=h/tH, H=E/l (2)

Где,

h-путь, пройденной частицей за время t см;градиент потенциала внешнего электрического поля;разность потенциалов, В;расстояние между электролизами, см.

Определение знака заряда коллоидных частиц методом капиллярного анализа.

Некоторые вещества при погружении в воду заряжаются отрицательно (целлюлоза, шелк, стекло, песок и др.) на этом явлении основан метод капиллярного анализа.

Вода поднимается вверх по полоске фильтровальной бумаги, опущенной одним концом в воду. Это поднятие воды по капиллярам бумаги происходит вследствие сил поверхностного натяжения. Если в воде находятся отрицательно заряженные коллоидные частицы, то они не притягиваются капиллярами поверхности бумаги, а будут двигаться вверх. Если частицы имеют положительный заряд, то они не будут подниматься, а осядут на поверхность бумаги.

Таким образом можно определить знак заряда частиц. Особенно удобен капиллярный метод для определения заряда частиц красителя в их золях. Кроме определения знака заряда частиц, капиллярный метод можно применять для анализа смесей различных окрашенных веществ. Например, при погружении кончика полоски фильтровальной бумаги в раствор, содержащий смесь флюорецеина и метиленового голубого, по этой полоске будет подниматься только желтый краситель- флюоресциен. Высота и скорость капиллярного подъема зависят от качества фильтровальной бумаги. Для работы рекомендуется брать толстую, рыхлую фильтровальную бумагу, нарезая ее длинными полосками шириной 1,5-2 см.

Пример методики проведения опытов. Определение знака заряда частиц красителей. Приготовление 1-2%-ые растворы красителей - фуксина, сафранина, метиленового голубого, эозина, пикриновой кислоты, флюоресцеина и водонефтяной эмульсии - разливают в стаканы, опускают в них полоски фильтровальной бумаги, верхние концы которых закрепляют на планке. Через час после начала опыта измеряют высоту подъема различных красителей и делают заключение о заряде частиц.

Мы в наших опытах видоизменяли методику, заменив длинные полоски бумаги на круглую фильтровальную бумагу. В работе использовали фильтры обезжиренные d=11,0 см, содержание жировых веществ, % не более 0,04.

Опыты показали (см. фото в приложениях), что частицы водо - солевой нефтяной эмульсии имеют отрицательный заряд. Вторая серия опытов проводилась с помощью электрофоретического зонда (смотреть приложение). На отрицательном электроде зонда в течении 10-15 минут визуально наблюдается просветления около электродного пространства, а на положительном электроде, его потемнение. Это свидетельствует об отталкивании отрицательно заряженных частиц эмульсии от катода и притяжении их к аноду (положительному электроду). (смотреть рисунки приведенные ниже).

Рисунок 1 - Сравнение размера пятен после капиллярного определения заряда частиц эмульсии. Слева на право: чистая нефть, эмульсия нефти и соленной воды и чистая вода

Рисунок 2 - Сравнение пятен. Реагенты и материалы для проведения опыта

Рисунок 3 - Выпрямитель постоянного тока и электролитическая ячейка для определения знака заряда коллоидных частиц эмульсии нефти в соленной воде

Рисунок 4 - Реагенты и материалы для проведения опыта по определению заряда частиц коллоидов эмульсии нефти и воды

Рисунок. 5

Рисунок 6 - Приготовление растворов для проведения опытов

Рисунок 7 - Измерение размера пятен на хроматограмме при определении заряда частиц эмульсии

Рисунок 8 - Определение знака заряда частиц эмульсии при помощи электро - форестического зонда ВС-4 (выпрямитель силеновый)

Определение физико-химических свойств нефти Западного Казахстана и анализ закономерностей измерения их свойств в зависимости от расположения в недрах и на поверхности Земли

Используя результаты собственных экспериментов, а также данные собранные в ТОО НИЦ Батыс, Эко проект, АО «КоуНигри», и Атырауском институте нефти и газа, мы составили таблицы «Физико-химических свойств нефти Западного Казахстана и анализ закономерностей изменения их свойств в зависимости от расположения в недрах и на поверхности Земли».

Как видно из приведенных данных наша гипотеза о перераспределении запасов нефти и газа по земному шару в зависимости от географических координат в основном подтверждается. Некоторые отклонения могут быть связанны с особенностями геостроения земной коры в данной местности, а также свойствами вмещающих пород. Эндогенное, абиотическое происхождение нефти и газа может объясняться синтезом углеводородов из оксидов углерода и водорода по реакциям Ришара - Тронца:

nCO+(2n+1)H2=CnH2n+2+nH2O (3)

или путем взаимодействия воды с карбидами металлов по реакции (15-23):

MeC+3H2O=Me2O3+C2H6. (4)

И дальнейшей полимеризацией газов с образованием нефти:

H6________(C2H4)+nH2. (5)

В процессах дегазации глубинных геосфер Земли при больших температурах и давлениях [16-23].