Главная -> Словарь

Петрографические ингредиенты

В турнейском ярусе установлена залежь массивного типа на Быркинском куполе на глубине 1330—1360 м, в самой кровле яруса. В кы-новско-живетской толще выявлены два нефтяных пласта в пашийских и живетских отложениях на глубине 2000—2080 м. Литологически пласты не выдержаны. Пористость песчаников составляет 4—20%, проницаемость— 115- Ю-15 м2.

Бобриковский горизонт представлен песчаником, с прослоями алевролитов, в различной степени глинистых, и аргиллитов. Средневзвешенное значение пористости песчаников составляет 27%. ВНК для залежей пластов BI и Б2 определен на абсолютной отметке — 1230 м.

Бобриковский горизонт сложен мелкозернистыми песчаниками, в разной степени алевролитовыми. Пористость песчаников составляет в среднем 24%, а проницаемость колеблется от 492,6- 1. Средняя величина пористости песчаников составляет 16,1%, средняя проницаемость— 134-10~15 м2. Водонефтяной контакт залежи находится на абсолютной глубине—1952 м.

Промышленные запасы нефти были выявлены в отложениях боб-риковского горизонта и башкирского яруса . Пласт Б2, залегающий на глубине 1400 м, сложен терригенными породами: песчаниками, алевролитами, глинами. Пористость песчаников составляет 21%, а проницаемость по керну колеблется от 1811-Ю"15 до 903-10~15 м2. Коллекторами пласта А4 являются известняки, средняя пористость которых равна 14%, а проницаемость достигает 165-10~15 м2.

Основная нефтеносность связана с пластами Дх пашийского горизонта, BI турнейского яруса, А4 башкирского яруса. Нефтеносны также песчаники пласта Б2 бобриковского горизонта и известняки пласта АЗ верейского горизонта. Пласт Дт, сложенный песчаниками с прослоями глин и алевролитов, залегает на глубине 2284—2430,5 м. Пористость песчаников составляет 19%, проницаемость достигает 100-10~15 м2. Пласт BI, представленный известняками и доломитами, залегает на глубине 1641—1725 м. Пористость известняков равна 13,8%, а проницаемость составляет 40-10~15 м2.

Пласт Д: представлен переслаиванием песчаников, глин и алевролитов. Пористость песчаников составляет 18%, проницаемость 230-• 10~15 м2. Глубина залегания пласта 2560—2724 м.

Пласты Б2а и В2 представлены песчаниками, кварцевыми мелкозернистыми, пористыми, с прослоями алевролитов и глин. Пористость песчаников составляет 19,3%, проницаемость 184-10~15 м2. Глубина залегания пластов составляет 2200—2296 м. Водонефтяной контакт отбивается на отметках —2183 м to —2214 м .

Пористость песчаников составляет 22,8,%, а проницаемость достигает 148,7-10~15 м2 для западного и 286,6-10~15 м2 для восточного куполов. Интервал глубины залегания продуктивного пласта от!712до. 1797 м.

Промышленная нефтеносность установлена в отложениях нижнего карбона и терригенного девона . Пласт О2 окского надгоризонта сложен известняками с пористостью 7,9%, проницаемостью 20-10~15 м2. Глубина залегания пласта 2350 м. Пласт Д1 пашийского горизонта характеризуется литологической неоднородностью, сложен глинами, алевролитами и песчаниками. Пористость песчаников 14,0%, проницаемость 20-10~15 м2. Глубина залегания пласта 3460 м. Пласт Ду афонинского горизонта представлен песчаниками, разделенными непроницаемыми глинами и алевролитами на отдельные прослои. Пористость песчаников составляет 12%, проницаемость 20-Ю-'5 м2. Пласт залегает на глубине 3700 м.

бобриковского горизонта и BI турнейского яруса. Коллекторами пласта Б2 служат песчаники и алевролиты с тонкими прослоями глин. Пористость песчаников составляет 14,2%, проницаемость 107,9-10~15 м2. Интервал залегания пласта 2602—2670 м.

Плотность. Она изменяется в пределах 0,80—1,25 для торфа, лигнитов и бурых углей, 1,26—1,35 для каменных углей, 1,36—1,50 для антрацитов, 1,6—2,2 для горючих сланцев. Петрографические ингредиенты имеют различную плотность: фюзен — от 1,35 до 1,52, дюрен — от 1,25 до 1,40, кларен и витрен — от 1,25 до 1,30. Матовые составные части обладают более высокой плотностью, чем блестящие.

Петрографические ингредиенты значительно различаются по блеску. Самый блестящий — витрен, за ним следует кларен, дюрен и, наконец, фюзен — самый матовый. Блеск зависит от физико-химических свойств, структуры и степени обуглероживания. С углублением степени метаморфизма блеск ингредиентов увеличивается. Поэтому дюрен, который обычно считается матовым ингредиентом, в антрацитах может быть блестящим.

возможные органические петрографические ингредиенты угля в 5 групп .

Все вопросы, связанные с происхождением витрена, кларена, дюрена и фюзена, необходимо рассматривать в связи с изложенными уже представлениями и предположениями о роли различных составных частей растений в образовании угля. На основании этого Жемчужников, учитывая различную устойчивость составных частей растений, предполагает, что петрографические ингредиенты произошли из высших растений. В процессе торфообразования в болотах образуются и накапливаются гуминовые кислоты. По мнению Жемчужникова, эти кислоты являются первичным материалом для формирования витрена. При попадании в массу гуминовых кислот торфа различных форменных элементов высших растений получаются смеси, которые затем могут превратиться в дюрен. Кларен образуется из смесей гуминовых кислот с форменными элементами при меньшем количестве последних, чем в дюрене, и при накоплении преимущественно травяной, а не древесной растительности. Образование липтобиолитов связано с накоплением спор, пыльцы и кутикул изолированно от гумусовых материалов .

Для разделения макроингредиентов используются и методы, основанные на применении жидкостей различной плотности. Пробу следует предварительно очень тонко измельчить. Для этого метода необходимо подобрать жидкость, смачивающую петрографические ингредиенты. Водные растворы ZnCU и СаС12 плохо смачивают уголь и очень трудно отмываются после разделения. Поэтому предпочитают использовать смеси органических растворителей : они лучше смачивают уголь и сравнительно легко отделяются при нагрева-

Разделение углей на петрографические ингредиенты создало возможности для разработки новых рациональных методов технологического использования угля. Это определило прикладное направление угольной петрографии.

На выход и состав продуктов деструктивной гидрогенизации углей оказывают очень большое влияние температура, давление, время, наличие катализаторов и другие условия, при которых проводится процесс. Гидрогенизация значительно активируется в присутствии различных катализаторов, особенно молибденовых, вольфрамовых и железных. Определенное влияние оказывают также количество и состав минеральных примесей в угле. Некоторые минеральные вещества могут быть полезными и играть роль катализаторов, а другие замедляют процесс. Зольность углей, используемых для гидрогенизации, не должна превышать 5—5,5%. Если она больше — снижается экономичность процесса, так как реакционные камеры заполняются инертными по отношению к водороду материалами, а кроме того, происходит эрозия трубопроводов и других частей аппаратуры. В минеральной массе углей, подвергнутых гидрогенизации, не должно содержаться двуокиси кремния, который вызывает износ аппаратуры высокого давления и трубопроводов. Фюзен, который содержат угли, также представляет собой балласт для гидрогенизации, и поэтому его не должно содержаться более 4—5%. Остальные петрографические ингредиенты сравнительно легко подвергаются гидрогенизации.

Отдельные петрографические ингредиенты гумусовых углей значительно различаются по плотности. В углях одной и той же степени метаморфизма самую низкую истинную плотность имеют споры и смоляные тельца, а самую высокую — фюзены .

торый характеризует отношение между углеводородами и содержащими кислород компонентами летучих продуктов, предложены Ароновым и Нестеренко в качестве параметров для создания общей научной классификации. Авторы считают, что она охватывает все встречающиеся в природе твердые топлива, а также и петрографические ингредиенты углей.

ния отношения —^—. С помощью этой классификационной диаграммы можно прогнозировать, какие топлива целесообразно использовать для энергетических целей , а какие можно применять для термохимической переработки . На основании диаграммы можно оценить пригодность данного топлива для полукоксования и гидрогенизации, а также и объяснить, почему одни угли и их петрографические ингредиенты обладаЪт высокой спекаемостью, а другие спекаются слабее или совсем не спекаются.

Это разнообразие, как уже показано в предыдущих главах, •определяется тем, что органическая масса углей образовывалась из различных исходных растительных или животных остатков, а их соотношение могло быть неодинаковым при образовании различных месторождений углей. Кроме того, процессы углефикации этих остатков, как правило, протекали в разных условиях соответственно с различной скоростью, поэтому известные в настоящее время угли отличаются степенью метаморфизма. Помимо этих различий для углей характерна значительная неоднородность. Эта неоднородность наблюдается даже визуально, и уже давно в углях различают петрографические ингредиенты, или, по современной зарубежной терминологии, мацерали. Но даже если рассматривать наиболее распространенный ингредиент — витринит, то витриниты разных углей существенно отличаются друг от друга, отражая ту или иную степень углефикации, т. е. большую или меньшую степень ароматизированное™ угольного вещества.