Кондиции для прибалтийских сланцев
| Балансовые запасы | Забалансовые запасы | |
| Минимальная мощность пласта, м | 0,7 | 0,5 |
| Минимальная теплота сгорания (Qd), МДж/кг | 7,1 | 6,3 |
| ккал/кг | ||
| Выход смолы (Ts^), % |
Освоенность сланцевых месторождений невысокая. В России только на Ленинградском месторождении работают три шахты "Ленинградская", № 31 и "им. Кирова" общей мощностью 5,1 млн т/г. Добыча сланца в 1990 г. — 4,6 млн т, в 1995 г. — 1,7 млн т. Сланцы используются для технологических целей и в энергетике.
В 90-х годах прекращена добыча сланцев на Кашпирском месторождении; ранее эти сланцы использовались для выработки ихтиола и в энергетике.
Перспективы добычи и использования горючих сланцев в России ограничены.
Следует отметить, что в процессе метаморфизма сланцы теряют углеводородную составляющую и превращаются в обычные породы - черные сланцы, глинистые, кремнистые или карбонатные породы в зависимости от их минеральной составляющей. Таким образом, горючие сланцы представляют собой крупномасштабный генератор углеводородов - нефти и природных газов.
Природные битумы
К нетрадиционным природным битумам относятся производные природной нефти - тяжелая нефть, мальты, асфальтиты, кериты, озокериты, антраксолиты и др. Они состоят из высокомолекулярных углеводородов и кислородных, азотистых, сернистых и металлсодержащих соединений. Плотность их меняется от 840 до 2000 кг/м3. Мальты и асфальтиты растворимы в органических растворителях, кериты - почти не растворимы. Мальты содержат 65 - 40% масел, асфальты 40 - 25%, а асфальтиты 25-5% (табл.20)
Таблица 20
Характеристика природных битумов [13]
| Битум | С, % | Н, % | О + N + S, % | Плотность, кг/м3 | Масла, % | Коксовое число |
| Нефть | 84-86 | 12-14 | 0,5-4 | 750-960 | более 65 | 0-5 |
| Мальты | 80-87 | 6-13 | 3-7 | 950-1050 | 40-65 | 5-15 |
| Асфальты | 76-86 | 7-12 | 5-10 | 1000-1120 | 25-40 | 10-20 |
| Асфальтиты | 75-86 | 6-11 | 5-10 | 1050-1120 | 5-25 | 10-55 |
| Кериты | 75-91 | 5-9 | 5-10 | 1050-1300 | 1-15 | 25-85 |
| Антраксолиты | 73-99 | 1-5 | 0,5-5 | 1000-1300 | - | 80-100 |
| Озокериты | 83-86 | 11-15 | 0,1-5 | 840-970 | - | - |
Некоторые битумы содержат ванадий, никель, уран, кобальт, молибден, рубидий, германий и др. Битумы образуются в результате: окисления природной нефти с образованием ряда асфальтовых битумов (мальта - асфальт - асфальтит - оксикерит - гуминокерит); природной деасфальтизации нефтей с образованием асфальтенитов от асфальта до керита; контактового и гидротермального метаморфизма смолистых нефтей с образованием антраксолитов, керитов, нефтяного кокса.
Месторождения могут быть пластовые, жильные, штокверковые.
Пластовые месторождения (до 60 м) охватывают, нередко, многие тысячи квадратных километров (Атабаска, Канада).
Жильные и штокверковые месторождения формируются на путях вертикальной миграции углеводородов по тектоническим трещинам, зонам региональных разрывов. Крупнейшие жильные тела в Турции (Харбол, Авгамасья) достигают длины 3,5 км при мощности 20 — 80 м и прослеживаются до глубины 500 м. Покровные залежи образуются за счет излившихся нефтей. Известны так называемые асфальтовые озера (Охинское на Сахалине, Пич-Лейк на о. Тринидад, Гуаноко в Венесуэле).
Ресурсы битумов оцениваются в 580 млрд м3, из них в Канаде — 71% и Венесуэле - 25% (табл. 21).
Таблица 21
Ресурсы природных битумов [13]
| Страна | Ресурсы биту-мов, млрд м3 | Основные месторождения |
| Мир | ||
| Канада | Атабаска, Колд-Лейк, Пис-Ривер, Трайэнги, Уобаска | |
| Венесуэла | Пояс Ориноко (Суата-Моричаль, Хобо, Терро-Негро, Хамака, Мелонес | |
| Россия | Урало-Поволжье (Ашальчинское, Аканское, Аксубаевское, Сугушлинчское, Подляское, Карасинское и др.) Тимано-Печорская провинция (Мадейюское, Хоседаюское, Серембойское, Ярегское), Оленекское | |
| США | Пэор-Спринг, Саннисанд, Тар-Санд-Трайэнгл | |
| Мадагаскар | Марафенубе, Бемуланга | |
| Ирак | Нет даннывх | Кухе-Мунд |
| Нигерия | 0,84 | |
| Турция | 0,33 |
Добыча битумов может осуществляться шахтным, карьерным и скважинным методами (табл. 22).
Таблица 22
Методы добычи битумов [13]
| Метод добычи | Минимальная мощность пласта, м | Максимальная глубина залегания, м | Минимальное содержание битума, % | Минимальные запасы биту-мов, млн т |
| Шахтный | 10-20 | |||
| Карьерный | 10-20 | |||
| Скважинный | Тысячи | 10-20 |
Скважинные методы разработки битумных месторождений предусматривают применение различных способов воздействия на продуктивный пласт: паротепловое воздействие, внутрипластовое горение, совместная закачка пара и растворителя. Шахтно-скважинным, уклонно-шахтным и термошахтным методами разрабатывается Ярегское месторождение высоковязкой нефти в республике Коми. На Сугушлинском месторождении (Урало-Поволжье) испытаны методы добычи битумов и высоковязких нефтей с применением закачки пара, внутрипластового горения, разогрева пласта токами высокой частоты, закачки серной кислоты и гидродобычи. Было пробурено 35 скважин, закачано 10 млн м3 горячей воды и получено 1000 м3 водобитумной эмульсии. На Мордово-Кармальском месторождении при испытании метода внутрипластового горения было закачано 11,8 млн м3 воздуха, добыто 10660 м3 водобитумной эмульсии, в том числе 5300 м3 битума. Месторождения высоковязкой нефти разрабатываются в Венесуэле (Терро-Негро, Хомака, Мелонес).
В 1981 г. в промышленно развитых и развивающихся странах было добыто 103,5 млн т битумов и высоковязких нефтей скважинным способом и 9,8 млн т карьерами. В Венесуэле добыто 43,2, США - 17,2 и Канаде - 13 млн т.
Наиболее крупным в мире является месторождение битуминозных песков Атабаска в Канаде (провинция Альберта). Мощность песков до 90 м, глубина залегания до 600 м. Пески кварцевые с пористостью до 30%. Битумонасыщенность от 2 до 18%, в среднем 8%. Пески насыщены нефтью и содержат (%): силикатные смолы — 24%, асфальтены - 19%, серу - 5%, азот - 10%, кокс - 19%. Плотность битумов — 1020 кг/м3, запасы — 128 млрд т. Добыча битуминозных песков ведется роторными экскаваторами. На заводе пески обрабатываются водой (70 °С) с химическими добавками. Из двух кубометров песков получают 1 баррель нефти (159 кг). В сутки вырабатывают 8000 м3 нефти, 350 т серы, 260 т кокса и газ. Из отходов извлекают титановые минералы и циркон (до 690 т в год). На юго-запад от Атабаски находятся месторождения Колд-Лейк (14 млрд м3), Пис-Ривер (12 млрд м3), Уобаска (14 млрд м3).
Природные битумы представляют собой комплексное сырье, в основном энергетическое и химическое. Из асфальтовых битумов получают легкую синтетическую нефть, компоненты моторного топлива, нефтяной кокс. Битумы используются для производства дорожных покрытий, асфальтовой мастики, электроизоляторов, антикоррозийных покрытий.
В перспективе добыча и использование природных битумов в мире будет расти.
Нефть и газ в угольных бассейнах [2, 5]
О наличии нефте- и газопроявлений в угольных бассейнах стран СНГ имеется довольно много сведений. (Так в каменноугольных отложениях Донецкого бассейна на шахте им. XXII съезда КПСС (ПО "Кадиевуголь") при проходке подготовительных горных выработок и в лавах наблюдались в течение семи лет (1961 — 1968 гг.) выделения 7—12 л/час светло-коричневой нефтеподобной жидкости. В 1962г. наш. Чайкино (ПО "Макеев-уголь") жидкие углеводороды выделялись при проходке штреков (60 — 80 л/час); они содержали 94% алканов, 1% цикланов и 5% аренов. В 1977 году на шахте Комсомолец (ПО "Артемуголь") было отмечено выделение жидких углеводородов (200 л/час) плотностью 0,8 г/см3. При их возгонке были получены фракции: бензин (до 200 °С) — 7,5%, дизельное топливо (200-300 °С) - 12,3%, масла (более 300 °С) - 80,2%. Большинство углеводородов выделялось из трещиноватых или кавернозных пород, реже из пластов угля.
В Донецком бассейне открыто более 45 месторождений угля с залежами нефти и газа. На средних глубинах (2000 — 2500 м) в угольных пластах вскрыты небольшие залежи нефти и газа, на глубинах свыше 2500 км имеются многопластовые газоконденсатные месторождения, а в зоне углей более глубокого залегания 3-4 км — только залежи газа.
Такие нефти представлены в основном метаново-нафтеновыми у/в с плотностью 0,74 — 0,83 г/см3. С увеличением плотности нефтей растет содержание в них смол и асфальтенов.
Газы (в количестве до 28 трлн м3) в основном представлены метаном, этаном, пропаном и бутаном с содержанием жидких парафинов – чаще гексаном. Обычно газоносность угольных пластов нарастает с глубиной, достигая 25-30 м3/т (уже начиная с 800 -1000 м). Количество тяжелых углеводородов в газах невелико и составляет — доли процента.
Проявления нефти и газа в угольных бассейнах встречается практически повсеместно.
На шахтах Северная, им. Ленина и Ключевская [2]. Угли бассейна обладают повышенной газоносностью — до 32 м3/т, причем количество тяжелых углеводородов в углях достигает 5 —6 % (реже 12%), в том числе этана до 4%, пентана 0,1, гексана 0,05%. В составе газов на шахтах Ключевская и им. Ленина содержание этана составило 3 — 6%, пентана 1,3%. В Челябинском угольном бассейнезафиксировано 33 проявления нефти, 20 — газа и 14 — битумов (2). Наиболее интенсивные нефтепроявления установлены на Ерофеевской площади, где при опробовании было получено от 0,4 до 3,5 т нефти при суточном дебите 30 — 700 л. Удельная масса нефти 0,813, содержание углерода 84,4%, водорода 14,2%, серы 0,44%.
На юге пермского Печорского бассейна,расположенного в пределах Косью-Роговской впадины (Северо-Предуральский ГНО) известны Интинское и Кожимское газовые и Падимейское нефтяное месторождение. Нефти метано-нафтеновые, плотностью 0,67 — 0,98 г/см3. Конденсат метано-нафтеновый плотностью 0,67-0,79 г/см3. Алканы 63 — 67%, цикланы 9 — 24%, арены 8 — 16%. Угли бассейна отличаются очень высокой газоносностью (до 40 м3/т) и повышенным содержанием тяжелых углеводородов (от этана до бутана). Общие ресурсы углей в бассейне оцениваются в 260 млрд т, генерационный потенциал которых весьма значителен. В процессе углефикации в бассейне образовалось 52 трлн м3 газа, из которых 9 трлн. м3 осталось в сорбированном состоянии в угле.
В пермском Кузнецком бассейненефтепроявления представлены углеводородами нефти с удельным весом 0,83 г/см3. В составе дистиллята преобладали алканы (88%), арены (10,3%), цикланы (1,7%). Выход бензиновых фракций составил 1,1%, керосиновых 34,9%, масляных 55,6%, нефть малосернистая (0,08%). На юге Кузбасса в уголных отложениях была вскрыта нефть красно-бурого цвета плотностью 0,81 г/см3. Алканы составили 77,8%, цикланы 19,8%, арены 2,64%. Нефти иного состава с плотностью 0,79 г/см3 обнаружены в северных районах бассейна. Количество алканов в ней составило 26,4%, цикланов 50,2%, аренов 19,1%. Бензиновые фракции 70,9%, керосиновые 24,8%, масляные 4,3%. Близкая по составу нефть была получена из пород Южно-Борисовской площади северных районов Кузбасса (дебит 0,3 т/сут). Алканы составили 40,32%, цикланы 40,85%, арены 18,44%.
В Байдаевском районе Кузбасса присутствие битумов и жидкой нефти обнаружены в шахтах Байдаевская и Абашевская. Нефтегазоносные площади Плотниковского и Салтымаковского районов — Сыромолотненская, Борисовская, Березовская, Грязненская — образуют широкую полосу нефтепроявлении на северо-востоке бассейна.
В угольных газах Кузнецкого бассейна наибольшие содержания тяжелых углеводородов (этана до 30%, пропана 8-22%, бутана 5 — 7%) отмечается в области распространения газовых и жирных углей в Томусинском, Байдаевском, Ерунаковском, Беловском и Ленинском районах.
В Карагандинском бассейне,в отложениях карбона встречены нефтепроявления в виде битуминозной массы, парафинистых и твердых битумов [5]. Наибольший интерес представляет битуминозная масса, связанная с угольными пластами или с зонами тектонических нарушений. Обычно она представлена черной, похожей на гуталин мазью с запахом керосина, которая является смесью тяжелой нефти и угольной пыли. В нарушенных участках доля битумопроявлений весом 50—100 кг достигает 40%. В тектонически несложных участках таких проявлений обычно менее 10%. Групповой состав углеводородов: алканы — 31,8%, цикланы — 35,4%, арены — 32,8%, плотность — 0,89 г/см3. Элементный состав битуминозной массы: углерод - 85%, водород — 13%, азот - 0,4%, сера — 0,6%, кислород — 1,0%. Облегченный изотопный состав битумов (С 12/13 — 91,3) служит индикатором их генетической связи с континентальными отложениями. В процессе углефикации в бассейне образовалось порядка 9 трлн м3 газа, из которых в угольных пластах осталось около 2 трлн м3. Содержание тяжелых углеводородов в угольных газах достигает максимума (2 - 7%).
В норвежской части Северного моря(группы Брент и Вестланд) угольные пласты мощностью до 1 м служили генераторами газообразных и жидких углеводородов. В Дании в Центральном грабенена газовом месторождении Хоралд известны пять угольных пластов, которые в определенных условиях могут генерировать нефть.
В целом ряде нефтяных бассейнов Китая большое значение в образовании нефтей придается ископаемым углям. В Джунгарском, Таримском и Турпанскомбассейнахгенераторами нефти считаются угленосные отложения с пластами содержащими нефть и газ. Только запасы угля в Джунгарском бассейне превышают 279 млрд т. Это количество тесно связано с количеством нефти и газа, где угли могут содержать до 20% липоидных компонентов, достаточных для генерации ресурсов нефти и газа.
В Канаде образование нефти в бассейне Бофорта-Маккензи связывают с угольными пластами, заключающими 610 млрд т угля. Количество липоидных компонентов в углях этого бассейна достаточно для генерации существующих ресурсов нефти.
Различные компоненты угля вступают в процесс генерации углеводородов не одновременно.
Первым компонентом еще на ранней стадии (протокатагенез), при температуре 40 — 60 °С в процесс генерации вступает определённый тип угля (инертинит-тип угля) и генерирует метан и легкие УВ. С переходом в каменноугольную стадию (инертинит) генерирует лишь газ. Группа витринита прекращает генерацию тяжелых УВ при температуре 80— 100 °С (стадия МК, — МК2). Замыкают этот ряд липоидные компоненты, которые дают максимум генерации тяжелых УВ при температуре ПО — 140 "С (МК3 — МК4). При более высоких температурах все компоненты угля генерируют только газ.
Таким образом, сделанный обзор подтверждает необходимость оценки перспектив угольных бассейнов не только в отношении угольных газов, но и угольной нефти. Задача геологов — выявлять структурные, стратиграфические, литологические и другие типы ловушек такой нефти.
Газы угленосных отложений [2, 5, 6, 20]
Мировые ресурсы газа, в основном метана в угольных пластах достигают 100 трлн м3 (табл. 24). Особенно значительны ресурсы метана в странах СНГ, США и Китае.
Таблица 24
Мировые ресурсы метана в угольных пластах[5]
(числитель — всего, знаменатель — промышленные)
| Страна | Метаноносность угольных пластов, м3/т | Ресурсы метана, млрдм3 |
| Мир, всего | 67 840-100848 15060-24070 | |
| В том числе: | ||
| СНГ | 10-40 | 30000-58000 2550-2710 |
| КНР | 8-20 | 16000-25000 7000-7500 |
| США | 7-14 | 11000-22000 6000-8000 |
| Австралия | 7-15 | 3800-6000 2000-3000 |
| ФРГ | 8-13 | 1700-3000 700-1000 |
| Польша | 8-13 | 1200-1450 450-600 |
| Великобритания | 5-24 | 900-1600 400-800 |
| Канада | 5-14 | 600-1600 300-500 |
| Франция | 8-14 | 370-650 250-300 |
| ЮАР | 8-10 | 400-500 150-200 |
| Индия | 5-8 | 250-400 100-200 |
| Чехия | 17-30 | 110-130 |
| Япония | 10-13 | 80-110 |
(Дать кратко только для информации)…В отношении перспектив развития добычи метана из угольных пластов существуют два полярных мнения.
1. Большинство специалистов стран СНГ, в первую очередь России, Казахстана и Украины считает, что настало время начать широкое освоение углегазовых бассейнов и месторождений, особенно в районах, удаленных от месторождений природного газа и магистральных газопроводов. Причем, газ метан должен добываться не только в процессе дегазации действующих шахт, но и на участках, не освоенных угольной промышленностью, хотя в неразгруженных горными работами массивах газоотдача во много раз ниже. Этой точки зрения придерживаются и за рубежом, в первую очередь в США, где в нескольких бассейнах ведется промышленная добыча метана.
Ряд крупных компаний занимается оценкой и прогнозом ресурсов метана, моделированием скважин, разработкой проектов дегазации закрытых шахт. Компания "Coalbed Methane Service" ведет работы в семи бассейнах США, Польше, Чехии, Австралии, Великобритании, Китая, Турции и Индии. Компания Kerth Murray and Associated (шт. Колорадо) проводит приоритетные исследования потенциала угольного метана в Британской Колумбии (Канада), бассейнах Боуэн и Квинсленд (Австралия), Руре и Сааре (Германия), Верхней Силезии (Польша), Южном Уэльсе (Великобритания), Зимбабве, Индонезии и США. Компания "Wardell Armstrong" работает в угольных бассейнах ЮАР, Турции, Польши, Бангладеш, Кипра, Колумбии и Канады.
2. Вторая точка зрения, также заслуживающая внимания, наиболее четко высказанная в работах Л.А. Пучкова, заключается в том, что организация добычи метана из угольных пластов, неразгруженных горными работами, в настоящее время экономически нецелесообразна [15]. Добыча метана должна производиться только в процессе дегазации шахт в основном для создания безопасных условий работы шахтеров. По мнению Л.А. Пучкова, бассейн Сан-Хуан, где в короткий срок добыча метана возросла с 1 до 23 млрд м3 в год, представляет собой уникальное явление природы, а в остальных "обычных" бассейнах США добыча метана ведется в ограниченных масштабах и связана со многими технологическими и экономическими трудностями.
Наиболее перспективными для добычи метана из угольных пластов в России являются Кузнецкий и Печорский, отчасти, Донецкий бассейны (табл. 26). В первую очередь, это касается полей действующих шахт, где ресурсы метана в Кузбассе оцениваются в 211,5 млрд м3 и в Печорском бассейне 26,4 млрд м3.
Таблица 26