Литология. Кн. 2 - Фролов В.Т.
ISBN 5—211—02383—8
Скачать (прямая ссылка):
Кериты — хрупкие углеподобные битумы, полностью не растворяющиеся в хлороформе (содержат карбоиды, 10—95%), по составу тяготеющие к нафтоидам, с Н>5%, образуются в результате метаморфизации битумов на низших (альбертиты) и высших (импсониты) стадиях. Их называют «жильными углями», или «нефтяными углями», что отражает не только форму их нахождения, но и промежуточное положение между гумолитами и нафтидами, образуют «жировые покровы» у выходов нефти и обозначают разрушение залежи. Выход бензольного кокса 55—84%.
Антраксолиты (греч. «антраксос» — уголь) — антрацитопо-добные битумы высшей степени метаморфизма OB, нерастворимые в органических растворителях, не плавятся, не дают жидких продуктов разложения, с плотностью 1,3—2,0, твердостью ¦2—5, с раковистым изломом, блестящие, образуют жилки и гнезда в интрузивных и эффузивных породах и сланцах, образуются при контактовом метаморфизме — пиролизе битумов любых стадий и состава, углей, горючих сланцев, состоящие из карбойдов и, возможно, свободного углерода, обогащенные ванадием и никелем.
Озокериты (греч. «озо» — издаю запах, «керос» — воск) — горные воска (или «воски»), светло-желтые, до почти черных, мягкие, пластичные и твердые, хрупкие, иногда волокнистые, встречаются жилами и пластовыми залежами (силлами), состоят из твердых алканов (от C37 до C53) с примесью жидких
масел и смол, возникают при дифференциации высокопарафи-нистых нефтей и тяжелых газоконденсатов, образуют крудные месторождения в Ферганской, Западно-Туркменской впадинах,, в Предкарпатском прогибе и других нефтеносных регионах.,
Оксикериты— окисленные в субаэральных условиях асфальтовые битумы с неполной растворимостью в органических растворителях, бурые и черные, хрупкие, рыхлые, землистые, В: особых типах с содержанием серы до 10—15%.
Альгариты — желтые, бурые, черные землистые, частично-или полностью растворимые в воде продукты бактериальной Переработки (биоокисления, или биовыветривания) озокерита -или парафинистых нефтей, имеющие углеводно-белковую природу, примыкающие к битумам, но не являющиеся ими, обычно высокоазотистые (до 10%). С ними аналогичны по составу (но не по генезису) многие современные биогенные образования, например мумиё — натеки на скалах фекалий грызунов и других животных. Название (лат. «algae» — водоросли) стало» чисто условным, не отражающим происхождение.
11.3.7. МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ
Химические методы —. основные в изучении нефтей и газов. Ими выявляются главные особенности их состава: элементный, групповой, компонентный составы, индивидуальные вещества, примеси и геохимические параметры. Большой и сложный арсенал методов органической химии, усовершенствованный и развитый геохимиками-нефтяниками, описывается в специальных руководствах (Галимов, Кодина, 1982; Дроздова, 1977; Конто-рович, 1976; Корчагина, Четверикова, 1976, 1980; Петров, 1984; Органогенная..., 1974; и др.). Они комплексируются со многими физическими методами, имеющими самостоятельное значение и готовящими материал для химических методов: разделение на фракции по температурам кипения (см. 11.3.10), плавления* определение плотности, вязкости, растворимости в УВ и воде и оптических свойств.
Плотность (объемная масса) — масса вещества в единице объема — выражается в кг/м3 или в г/см3, и сильно зависит от состава, давления и температуры. Плотность нефти определяется при нормальных давлении (0,102 МПа) и температуре (2O0C): обычно она находится в пределах 0,8—0,9 г/см3. Часто пользуются величиной относительной плотности — отношением плотности нефти при 2O0C к плотности воды при 4 °С, это безразмерная величина обозначается как р204. Плотность нефти увеличивается снизу вверх (своеобразная инверсия): в пласте она обычно на 15—20% ниже, чем на поверхности', так как с увеличением глубины в нефти увеличивается количество растворенных газов: при 20—40 МПа и 80—1200C в 1 м3 нефти растворяется 100—250 м3 газа. Относительная плотность (ОП) нефти обычно колеблется в пределах 0,82—0,90, а более легкие
или тяжелые нефти редки. Плотность жидких нафтенов возрастает пропорционально молекулярной массе {у C5Hi2 ОП равна 0,627, у Ci6H34 — 0,775, но у C30H62 она почти такая же — 0,779), а у твердых — практически не меняется.
Для сравнения полезно знать величины ОП (относительно воздуха) газа: у метана — 0,555, этана — 1,046, пропана — 1,547, бутана — 2,074, CO2 — 1,519, H2S — 1,176. Абсолютные значения плотности метана 7,14•1O-4, бутана — 25,93•1O-4, CO2 — 19,63•1O-4 г/см3. Масса 1 м3 воздуха при давлении 0,1 МПа и температуре 00C равна 1,293 кг.
«Вязкость — свойство жидкостей (газов) оказывать сопротивление сдвигу (перемещению) одного слоя относительно другого. Сила сопротивления сдвигу пропорциональна градиенту скорости в направлении нормали к потоку жидкости» (Семенович, 1989, с. 14). Определяют динамическую, кинематическую и условную вязкость. Динамическая вязкость (ДВ), единицей измерения которой в системе СИ служит паскаль на секунду (обычно мПа-с), — это сопротивление, оказываемое жидкостью при перемещении относительно друг друга двух ее слоев площадью 1 м2 каждый, находящихся на расстоянии 1 м, со скоростью 1 м/с под действием приложенной силы в 1 H (динамическая вязкость воды 1 мПа-с). Величина, обратная ДВ, — текучесть.
