Теория углеродного коэффициента
Об определении углеродного коэффициента. Вычисление углеродного коэффициента производится следующим образом: количество связанного углерода в угле (по данным технических анализов) делится на сумму фиксированного углерода [т. е. углерода, входящего в состав нелетучих компонентов] и летучих, а полученный результат умножается на 100. Конечный итог равен содержанию связанного углерода, выраженному в процентах от безвольного (но не безводного) вещества угля, часто приводимому в анализах углей. Углеродные коэффициенты углей варьируют от 20% для низкосортных углей до 95% для антрацитов. Значения углеродного коэффициента углей, вычисленные по данным единичных анализов углей или как средние по нескольким анализам, наносятся на карту, и через точки равных углеродных коэффициентов проводятся линии. Эти линии называются изокарбами. Сводные карты, называемые картами углеродных коэффициентов или картами изокарб, используются для определения степени регионального метаморфизма и оценки перспектив нефтеносности.
Описание типов углей. Основой теории углеродного коэффициента является положение, что прогнозы в отношении нефтеносности связаны с качеством углей. Различные типы углей имеют соответственно разные углеродные коэффициенты; и иногда зная лишь тип углей, распространенных в данном районе, можно определить приближенно степень начального регионального метаморфизма [катагенеза]. Различные виды углей были описаны Д. Уайтом и Р. Тиссеном, а также Д.В. Льюисом. По возрастанию степени метаморфизма и величины углеродного коэффициента угли подразделяются на лигниты, суббитуминозные, битуминозные, полубитуминозные и антрациты.
В тексте везде сохранены употребляемые автором американские наименования типов (сортов) ископаемых углей (полубитуминозные, битуминозные, суббитуминозные и другие). Эти названия широко применяются в США, но мало известны у нас. Поэтому целесообразно привести здесь американскую классификацию и сопоставить ее с хорошо известной классификацией ископаемых углей Донбасса.
Эти обычные типы углей отличаются друг от друга содержанием влаги, величиной углеродного коэффициента, цветом, удельным весом и другими физическими свойствами, характером горения и внешним видом. Лигнит встречается в районах с весьма слабым региональным метаморфизмом [катагенезом] пород при неглубоком их залегании или в слабо дислоцированных районах. Лигниты имеют коричневую окраску, крошатся при высыхании, содержат от 30 до 55% воды и имеют плотность около 1,20. Суббитуминозный уголь — блестяще-черного цвета, крошится при высыхании, содержит от 12 до 30% влаги. Лигниты и суббитуминозные угли залегают в отложениях, еще не столь метаморфизованных, чтобы быть нефте-газоносными (независимо от значений углеродного коэффициента). Битуминозные угли обладают черным цветом, не крошатся и не дают пыли при высыхании; удельный вес их более 1,3, а влажность составляет от 3 до 12%.
В лигнитах и суббитуминозных углях содержание влажности является показателем степени регионального метаморфизма, но, начиная с битуминозных углей, о степени метаморфизма лучше всего судить по величине углеродного коэффициента. Антрацитовый уголь — твердый, обладает раковистым изломом и металлическим блеском, горит коротким синеватым пламенем и не дает дыма. Обычно удельный вес варьирует от 1,3 до 1,7, а углеродный коэффициент равен примерно 90%. Полубитуминозный уголь является промежуточным типом между битуминозным и антрацитом. Антрацит указывает на очень высокую степень начального регионального метаморфизма и, как правило, в области, где встречаются залежи антрацита, не может быть промышленных залежей нефти или газа.
Обычные битуминозные угли образуются в болотах и состоят в основном из древесного материала. С другой стороны, кэннельские угли, отложившиеся в озерах, содержат мало древесного материала, а состоят, главным образом, из такого растительного материала, как споры, пыльца и остатки водных растений. Кэннельские угли лишены блеска, обладают раковистым изломом и горят ярким пламенем. Содержание фиксированного углерода в кэннельских углях на 5—20% ниже, чем в битуминозных углях, и поэтому их не следует использовать для определения углеродного коэффициента.
Принципиальные положения теории углеродною коэффициента. В своей первой работе о теории углеродного коэффициента Д. Уайт изложил ряд принципов, составляющих основу теории; с тех пор, однако, теория пополнилась новыми положениями. Принципы, лежащие в основе теории, являются более или менее независимыми друг от друга, и если бы какой-либо из них был полностью отвергнут, то другие нисколько не пострадали бы от этого. Наиболее практически ценное положение этой теории заключается в том, что нефть редко или совсем не обнаруживается там, где углеродный коэффициент превышает определенную величину. Другие положения этой теории говорят о том, что средний удельный вес первичных нефтей находится в обратной зависимости от величины углеродного коэффициента; что газовые залежи приурочены к площадям с более высоким значением углеродного коэффициента, чем залежи нефти, и что при бурении в районах с очень высоким углеродным коэффициентом в породах встречается очень мало воды или она вовсе отсутствует.
Зависимость удельного веса нефтей от величины углеродного коэффициента. В своей первой работе по данному вопросу Д. Уайт обратил особое внимание на приуроченность легких нефтей к отложениям с более высокими значениями углеродного коэффициента, а в более поздней работе он указал, что при наложении карты изменения удельного веса нефтей на карту разных значений углеродного коэффициента тяжелые нефти оказываются расположенными на площади с низкими значениями коэффициента, а легкие нефти — на площадях с высокими его значениями. Д. Бартон отмечает постепенный переход к нефтям парафинового основания (следовательно, к легким) по мере перехода к более древним отложениям, хотя разница в свойствах нефтей, залегающих в меловых и ордовикских отложениях, очень незначительна. С другой стороны, К. Доббин указывает, что удельный вес нефтей в области Скалистых гор не имеет никакого отношения к степени регионального метаморфизма или к значениям углеродного коэффициента.
Влияние начального регионального метаморфизма на относительное распределение залежей нефти и залежей газа. В Аппалачской области отчетливо вырисовываются три пояса, идущие параллельно изокарбам — пояс нефтяных залежей, пояс газовых скоплений и пояс, лишенный и нефти и газа. Это иллюстрируется рис. 13-1, взятым из работы О. Постли. Площадь к северо-востоку от изокарбы 60% почти целиком располагается между изокарбами 55 и 60%; практически, к ней приурочены почти все нефтяные залежи. Юго-восточная граница этого пояса нефтяных месторождений проходит, в основном, северо-западнее изокарбы 60%. За весьма немногими исключениями, весь газ добывается из зоны, заключенной между изокарбами 60% и 70%. В тех частях района, где величина углеродного коэффициента превышает 70%, добычи нефти I газа не производится. Следует обратить внимание, что пояса нефтяных и газовых месторождений протягиваются с северо-запада на юго-восток в соответствии с направлением изокарб. Такие отношения убедительно, доказывают, что газ приурочен к площадям с более высокими значениями углеродного коэффициента; этот вывод был введен Д. Уайтом, М.Л. Фуллером и другими в теорию как одно из ее положений. Особенно ярко проявляется отмеченная закономерность в области Аппалачей, в восточной Оклахоме и Арканзасе. Однако насколько известно, такая картина наблюдается не везде.
На основании расположения газовых месторождений в области Аппалачей авторы первых работ об углеродном коэффициенте делали вывод, что наиболее крупные газовые месторождения следует искать на площадях с высокими значениями углеродного коэффициента и что районы с низкими его величинами будут продуктивными, главным образом, в отношении нефти. Имеющиеся в настояще время факты опровергают подобный вывод. Такие крупные газовые месторождения как Панхендл-Хьюготон, Картедж, Монроэ и Ричленд обнаружены на площадях, характеризующихся слабым региональным метаморфизмом.
Так как величина углеродного коэффициента для углей с глубиной увеличивается, то при проявляемой газом тенденции к залеганию в больших количествах, по сравнению с нефтью там, где величина углеродного коэффициента больше, можно было бы ожидать, что процентное содержание газовых залежей с глубиной также будет возрастать. Несомненно, что залежи газов-дистиллятов [конденсатные залежи] встречаются гораздо чаще на больших глубинах, однако это объясняется тем, что на глубине концентрация дистиллятов происходит более интенсивно, чем вблизи дневной поверхности. На малых глубинах дистилляты являются жидкими, залегая в виде нефти [oil], в то время как на значительных глубинах большая часть дистиллятов будет находиться в газовой фазе; изменение количественного соотношения дистиллятов и остальных углеводородов не является обязательным. Возможно, что в более глубоких пластах процентное содержание газа по отношению к нефти возрастает; однако для окончательного вывода необходимо более широкое исследование большого числа месторождений.
Значения углеродного коэффициента, являющиеся предельными для нефте-газоносности отложений. Наиболее существенным принципом теории углеродного коэффициента является, безусловно, положение, что нефть и газ не встречаются там, где величина углеродного коэффициента выше предельной. Важное значение предельных изокарб становится понятным при изучении зависимости между распределением нефтяных и газовых залежей и величиной углеродного коэффициента. Как показывает рис. 13-1, частота нефтяных залежей начинает заметно уменьшаться с изокарбы 60%, а между изокарбами 65% и 70% скопления нефти очень редки. При более высоких значениях изокарбы — выше 70%, нефть практически отсутствует.
Для нефтяного месторождения Гейнс (Gaines) в Пенсильвании характерны такие значения углеродного коэффициента, которые, по-видимому, являются типичными для всех [для большинства] нефтяных месторождений. По данным М.Л. Фуллера, анализ угля, найденного в нескольких милях к северо-востоку от месторождения Гейнс, позволил определить углеродный коэффициент в 68,4%, в то время как по П.Д. Topp и значение углеродного коэффициента для месторождения Гейнс равно 70—73%. Именно уменьшение числа нефтяных залежей при повышении значения изокарб (выше 60%) и является подтверждением положения, что перспективность того или иного района в отношении нефтеносности может быть оценена на основании величин углеродного коэффициента. Следует, однако, помнить, что этот вывод вытекает из наблюдений, проведенных в двух районах — на Аппалачских месторождениях и на месторождениях в области Оклахома—Арканзас, и что это можно объяснить как следствие некоторых своеобразных условий осадконакопления в обоих регионах.
Как бы то ни было, существование рассмотренной закономерности, независимо от ее толкования, остается непреложным фактом. Карты изокарб показывают, что, начиная с изокарбы 60%, вероятность обнаружения залежей нефти быстро падает с увеличением значений углеродного коэффициента. В зоне, располагающейся между изокарбами 60 и 65%, перспективы на нефть, как правило, незначительны; в зоне между изокарбами 65—70% — весьма незначительны, а там, где величина углеродного коэффициента превышает 70%, шансы на нефтеносность ничтожны. Теория углеродного коэффициента, однако, еще не настолько совершенна, чтобы утверждать невозможность нахождения нефти в зонах, расположенных за пределами изокарбы 70 %.
По данным К. Кронис, в северо-западном Арканзасе природный газ добывается из пенсильванских отложений в ряде антиклиналей, имеющих падение на крыльях от 5 до 80° и более. Величина углеродного коэффициента для этих газовых месторождений колеблется от 80 до 88%, а для месторождения Тейт Айленд (Tate Island) составляет 88%. Судя по тому, что одна скважина на месторождении Тейт Айленд дала 960 000 м3 газа при пластовом давлении в 37 кг/см2, можно думать, что продуктивный песчаник обладал хорошей проницаемостью (если только газ не шел из трещин).
Таким образом, если из месторождения Тейт Айленд, характеризующегося углеродным коэффициентом в 88%, возможна такая богатая добыча газа, то совершенно очевидно, что газоносными могут быть отложения с весьма различными значениями углеродного коэффициента, вплоть до 90%. Полное отсутствие газа наблюдается там, где имеются залежи антрацита, однако подобные участки невелики. Более того, там, где присутствуют антрациты, вмещающие их отложения, обычно обнаруживают признаки собственно метаморфизма, такие, например, как наличие кварцитов и развитие кливажа [slaty cleavage]. В районах, где на дневную поверхность выступают подобные или другие метаморфические породы, нефть и газ отсутствуют.
Возможно также, что перспективы открытия газовых залежей значительно уменьшаются с возрастанием величины углеродного коэффициента еще до того, как она достигнет 90%. В области Аппалачей газ отсутствует на площадях с такими высокими значениями углеродного коэффициента, при которых существуют газовые залежи в Арканзасе. Это может быть следствием или более медленного возрастания с глубиной начального регионального метаморфизма [катагенеза] в Арканзасе или же недостаточной разведанности районов с высокими значениями углеродного коэффициента в области Аппалачей. По данным Аппалачского Геологического Общества (5) важным событием в истории поисков и разведки газа в Западной Вирджинии явилось открытие, начиная с 1946 г., целого ряда залежей на различной глубине, расположенных далеко к юго-востоку от той границы, которая раньше считалась юго-восточным пределом распространения газоносности. Из этого вытекает, что отсутствие газа в районах развития пород с высокими значениями углеродного, коэффициента и распространенных к юго-востоку от газовых месторождений области, является частично следствием нежелания нефтяников вести здесь бурение. В свою очередь, это нежелание, возможно, до некоторой степени вытекало из соответствующей интерпретации теории углеродного коэффициента.
Зависимость величины углеродного коэффициента от тектонической структуры. Большинство геологов США считает, что различия в типах углей и значениях углеродного коэффициента, обусловлены различиями в температурах и давлениях, которым они подвергались. С другой стороны, многие европейские геологи полагают, что причиной этих различий является скорее различие в первоначальном химическом составе углей, нежели влияние агентов, действовавших после завершения седиментации, что именно первоначальный химический состав углей определяет величину свойственного им углеродного коэффициента. Если принять, что последняя определяется химической природой первоначально отложившегося вещества, а не региональным метаморфизмом [катагенезом], то отпадет необходимость в рассматриваемой теории, и она потеряет всякое значение, а успех любого прогноза в отношении нефте- и газоносности придется расценивать как чисто случайный.
Однако доводы, приведенные Дэвидом Уайтом в подтверждение выдвинутого им положения, что повышение величины углеродного коэффициента и формирование типов углей связаны с различием в степени воздействия на них температуры и давления, являются вполне убедительными.
Единого мнения относительно того, каким образом под действием давления и температуры происходит повышение величины углеродного коэффициента, не существует. Одно из положений, отстаиваемое Э. Хекком, заключается в том, что породы ведут себя так, как если бы они были пластичными. Если это действительно так, то давление, действующее в горизонтальном направлении, не должно оказывать никакого влияния, и факторами, воздействующими на величину углеродного коэффициента, будут только давление [вертикальное], глубина [depth], температура и время.
Д. Уайт и Р. Тиссен и Д. Уайт утверждают, что возрастание величины углеродного коэффициента происходит под воздействием значительного горизонтального давления в тех местах, где оно встречает большое сопротивление, и наоборот, что понижение величины углеродного коэффициента отмечается там, где динамическое давление легко разряжается благодаря разрывам, например, в районах развития серии больших надвигов. Д. Уайт также утверждает, что время, температура и давление могут служить причиной возрастания величины углеродного коэффициента, и что влияние температуры может компенсироваться временем и воздействием давления (и наоборот).
Понижение значения углеродного коэффициента у взбросов Ф. Ривс объясняет как следствие подъема более молодых отложений, не являвшихся глубоко погребенными. В работе Т.А. Хендрикса рассматриваются аналогичные примеры уменьшения величины углеродного коэффициента у взбросов, однако в этом случае предположение, что причиной такого уменьшения является более молодой возраст отложений, содержащих угли, оказывается несостоятельным. Карты изокарб, составленные У. Томом, также свидетельствуют об уменьшении величины углеродного коэффициента вблизи взбросов, отмеченных в различных частях США. Подобные факты явно говорят о том, что пласты не обладают пластичностью.
Как правило, величина углеродного коэффициента выше там, где складчатость и вообще деформация [дислокация] пластов является более интенсивной. В районе Аппалачей и в восточной Оклахоме интервалы между опорными горизонтами и возможная глубина погребения угольных слоев возрастают в том же направлении, в каком происходит повышение значения углеродного коэффициента, а поэтому трудно определить, в какой степени это увеличение величины углеродного коэффициента обусловлено деформацией [дислокацией] и в какой — глубиной погребения.
Подземные воды и углеродный коэффициент. Впервые на явление уменьшения влажности осадочных пород в районах с высокими значениями углеродного коэффициента обратил внимание М.Л. Фуллер. Его вывод относительно связи между содержанием воды в породах и величиной углеродного коэффициента, в основном, подтвердился для площадей с пологими падениями слоев и незначительной структурной деформацией. He следует, однако, думать, что содержание воды сразу падает на какой-либо определенной изокарбе. С возрастанием величины углеродного коэффициента все чаще и чаще встречаются песчаники, настолько сцементированные, что вода выделяется из них в ничтожном количестве, не улавливаемом при бурении скважин. Обычно такие плотные песчаники появляются в довольно большом числе еще до того, как значение углеродного коэффициента достигнет 60%; за изокарбой же в 70% они значительно преобладают над песчаниками, выделяющими воду. Безусловно, слабая отдача воды песчаниками является следствием их слабой проницаемости, препятствующей просачиванию воды из пор в скважины. Это можно легко наблюдать в скважинах, проводящихся канатным способом; в скважинах же, бурящихся вращательным методом, непосредственные сведения о режиме воды можно получить лишь в результате дорогостоящих испытаний.
В районах, где значения углеродного коэффициента являются довольно высокими, а отложения слабо деформированными, породы, как правило, лишены воды. Однако в районах с такими же высокими значениями углеродного коэффициента, но в случае сильной деформации отложений и большого числа открытых трещин, водоносность пород представляет довольно обычное явление. Вследствие относительно свободного сообщения с поверхностью пресная вода встречается в трещинах на довольно большой глубине в таких толщах, которые в районах со слабым проявлением начального метаморфизма, как правило, содержат соленую воду. Примерами подобных гидрогеологических условий являются район Аппалачской Долины (Appalachian Valley), крайние южные части Иллинойса и частично район гор Уачита. В районе Аппалачской Долины выходы нефти и газа, особенно газа, встречаются довольно часто, что указывает на то, что углеводороды в недрах еще сохранились.
О значении изогум. Изогумами называются линии, соединяющие на картах пункты с равным содержанием воды в углях. Влажность углей может варьировать от 2% для некоторых битуминозных углей и антрацитов до 60% для ряда разновидностей лигнитов. В общем, содержание воды в углях понижается с усилением регионального метаморфизма [катагенеза] до тех пор, шока они не достигнут стадии битуминозного угля. Начиная с битуминозных углей и далее, содержание влажности уже не является удовлетворительным показателем степени метаморфизма, и для определения ее следует использовать значение углеродного коэффициента. Однако в случае лигнитов и еуббитуминозных углей о степени начального метаморфизма [катагенеза] лучше судить по влажности, чем по величине углеродного коэффициента.
По мнению Д. Джонса и К. Доббина, для определения регионального метаморфизма лучше использовать процентное содержание воды по данным анализов лигнитов и cуббитуминозных углей, чем значения углеродного коэффициента. Последние для лигнитов и суббитуминозных углей могут превышать 60%, однако это еще не указывает на такую степень метаморфизма, которая исключает возможную нефте- и газоносность. Разумеется, следует по разному оценивать высокие значения углеродного коэффициента для суб-битуминозных углей и лигнитов и высокие значения коэффициентов для битуминозных углей; последние указывают на такой региональный метаморфизм, который исключительно неблагоприятен для нефте-газоносности. Для правильной оценки следует принимать во внимание влажность и тип угля. Следует помнить, что лигниты и суббитуминозные угли никогда не могут показать такую степень регионального метаморфизма [катагенеза], которая является неблагоприятной для нефте-газоносности (независимо от значения углеродного коэффициента).
Там, где степень начального регионального метаморфизма [катагенеза] возможно определить на основании анализов только низкокачественных углей, там лучше воспользоваться картами изогумов, нежели картами изокарб. Д. Джонс приводит карту изогумов для части Скалистых гор; эта карта показывает закономерное увеличение содержания воды от 2% в сильно измененных углях возле гор до 28% в углях, залегающих вдали от гор. На рис. 13-2, заимствованном из работы М. Кэмпбелла, изображена карта изогум района, обрамляющего поднятие Озарк. Закономерное снижение содержания воды по направлению к зонам большего регионального метаморфизма совершенно очевидно. Влажность углей, составляющая около 4—6%, наблюдается там, где величина углеродного коэффициента составляет 60%. Неразумно определять степень регионального метаморфизма только по содержанию воды в углях в том случае, когда оно ниже 10%. Это подтверждается на примере антрацита из Род Айленда, который, по данным Д. Ашли, хотя и свидетельствует о весьма высокой степени регионального метаморфизма [катагенеза], однако содержит всего лишь от 2,3 до 4,0% летучих при влажности в 4,5—23%, обычно же около 10%. Содержание воды в углях легко изменяется после его добычи и подъема на поверхность [на гора], о чем следует помнить при подборе аналитических данных для построения карт изогум, а также при интерпретации уже имеющихся карт.
Заключение об основных положениях теории углеродного коэффициента. Наиболее важные выводы, вытекающие из теории углеродного коэффициента, выводы, могущие помочь при разведке на нефть и газ, даны в табл. 13-1, которую следует рассматривать лишь как ориентировочную. Несмотря на значительный период времени, прошедший после того как Дэвид Уайт выдвинул теорию углеродного коэффициента, до сих пор еще остается много неясностей в отношении значения и ценности этой теории, о которых говорится в данной главе.
Об источниках погрешностей на картах равных значений углеродного коэффициента. При оценке карт углеродных коэффициентов следует учитывать масштаб возможных ошибок при определении значений углеродного коэффициента, на основе которых составлены эти карты. Данные о величине углеродного коэффициента получаются на основании технических анализов углей. Для удаления влаги уголь нагревается до 105° С, а для выделения летучих — до 950° С. Вес связанного [нелетучего] углерода определяется потерей в весе при сжигании угля. Источники возможных ошибок рассматривались У. Томом. Ошибки в результатах анализа будут меньше 1 %, если они проводятся в соответствии с указаниями Горного Бюро США и Kaнадского Горного Управления. Если аппаратура и методы отличаются от стандартных, то ошибки при анализе могут достигать 5%. У.Л. Рассел выяснил, что для одних и тех же районов процентное содержание связанного углерода по старым анализам Геологического Управления Кентукки оказывается на 2% выше, чем по данным анализов Горного Бюро США. Ошибки, допускаемые при отборе образцов, могут привести к отклонениям величины углеродного коэффициента на несколько процентов. Стандартные методы отбора образцов обеспечивают получение средних проб пласта в целом. Довольно крупные ошибки могут проистекать из-за различий в химическом составе исходного для углей органического вещества. У.Л. Рассел обнаружил, что процентное содержание связанного углерода в кэннельских углях ниже, чем в битуминозных, причем эта разница колеблется от нескольких до 26%, а в среднем составляет около 10%. Разумеется, что при построении карт равных значений углеродного коэффициента кэннельские угли не должны приниматься во внимание. Так как значения углеродного коэффициента для битуминозных углей выше, чем для кэннельских углей, то анализы последних можно было бы использовать для получения минимальных величин углеродного коэффициента. По мере того, как угли по своему характеру [по степени катагенеза] приближаются к антрациту, постепенно сглаживаются различия в величине углеродного коэффициента, обусловленные разницей в первоначальном химическом составе.
Выветрелость углей может привести к очень серьезным ошибкам при определении углеродного коэффициента. Как указывает У. Том, легкое выветривание может снизить величину углеродного коэффициента на 15%. Поэтому при составлении карт изокарб рекомендуется исключить все анализы образцов, взятых из поверхностных обнажений или с очень небольших глубин.
Причины потери углями летучих компонентов. Если бы были вполне ясны причины потери летучих [volatile matter], то теорию углеродного коэффициента можно было бы, вероятно, использовать более рационально. Потеря углями летучих сопровождается аналогичным уменьшением содержания летучих в битуминозных сланцах и рассеянном органическом веществе осадков, а также прогрессирующим выделением воды из глинистых сланцев. Возможными факторами, обусловливающими или способствующими уходу летучих компонентов, являются время, температура и различные виды давления, как например, давление уплотнения, скалывающее давление и давление, связанное с тектоническими силами [динамическое давление].
Так как процесс выделения летучих приводит к увеличению объема системы, то, по всей вероятности, он не может быть вызван гидростатическим давлением. Возможно, что давление уплотнения и тектоническое давление являются причинами образования летучих, так как жидкости и газы, образующиеся в результате этого процесса, уходят из твердого вещества и, следовательно, не будет происходить нарастание противодавления. Высокая температура, очевидно, также является фактором, вызывающим выделение летучих, и если гидростатическое давление замедляет этот процесс (что, вероятно, и имеет место на самом деле), то повышение его, а также температуры с глубиной, очевидно, будет вызывать уменьшение величины углеродного коэффициента. В таком случае, влияние глубины на углеродный коэффициент будет зависеть, главным образом, от геотермического градиента.
О влиянии условий отложения на отсутствие нефти на площадях с высокими значениями углеродного коэффициента. Из различных критических замечаний, сделанных по адресу теории углеродного коэффициента, только два отвергают ее значение для поисков нефти. Сущность одного из них заключается в следующем: отсутствие нефти или смена нефтеносности газоносностью на площадях со значениями углеродного коэффициента выше 60% является следствием изменения не степени регионального метаморфизма, а изначальных условий отложения осадков. Это положение было выдвинуто Р.С. Тарром и Дж. Э. Дорси и обсуждалось также У.Л. Расселом.
Можно привести довольно убедительные доводы, подтверждающие, что именно условия отложения, а не региональный метаморфизм являются причиной повсеместного отсутствия нефти за изокарбой 60%. Знаменательным фактом является то, что в области Аппалачей, в восточной Оклахоме и северном Арканзасе, в Скалистых горах и в провинции Альберта (Канада) значения углеродного коэффициента возрастают в том же направлении, в каком наблюдается переход от морских условий осадкообразования к континентальным, и, в то же время, в направлении к области сноса. В этом же направлении возрастают интервалы между опорными горизонтами, максимальная глубина захоронения пород под покровом более молодых отложений и степень деформации [дислокации] слоев. Вероятно, возрастание мощности отложений, глубины их погребения и дислоцированности в одном и том же направлении не случайно, а подчинено какой-то общей закономерности, управляющей механизмом образования геосинклиналей и складчатых гор.
Уместно рассмотреть вопрос, что является причиной столь скудной нефтеносности зоны, расположенной за изокарбой 60% [т. е. характеризующейся более высокими значениями углеродного коэффициента]: региональный ли метаморфизм или же изменение условий отложения осадков. В области Аппалачей, в Оклахоме и Арканзасе, начиная с изокарбы 60%, на большом протяжении наблюдается исчезновение нефтяных месторождений. Этот факт говорит о том, что именно усиление регионального метаморфизма, устанавливаемое по возрастанию величины углеродного коэффициента, является причиной скудной нефтеносности на площадях с его высокими значениями. Более того, в зоне, где проходят изокарбы с более высокими значениями, чем 60%, ряд свит оказываются ненефтеносными, хотя они содержат промышленную нефть на площадях с низкими значениями углеродного коэффициента. Конечно, на таком большом расстоянии древние береговые линии и фациальные зоны бассейнов седиментации не совпадают с Изокарбой 60%.
С другой стороны, безусловно верным является, то, что исчезновение нефтеносности в направлении к области сноса частично определяется условиями отложения осадков, так как не везде залежи нефти доходят до изокарбы 60%. В юго-восточной части Оклахомы, располагающейся к западу от гор Уачита, имеются районы развития мощных осадков, лишенных нефти, хотя значения углеродного коэффициента здесь намного ниже 60%. Переход к неблагоприятным условиям отложения по всей видимости происходил в том же направлении, в каком теперь наблюдается переход к более высоким значениям углеродного коэффициента; это и ограничивает распространение нефтяных месторождений в направлении усиления регионального метаморфизма отложений.
Вполне возможно, что количество нефтяных залежей на территории, расположенной за изокарбой 60% [т. е. в полосе более высоких значений изокарб], было значительно большим, если бы на этой площади условия отложения не были относительно неблагоприятными для нефтеобразования.
Таким образом, исходя из современных данных, можно сделать вывод, что при использовании теории углеродного коэффициента необходимо уделять особое внимание рассмотрению влияния условий отложения. He следует, однако, думать, что это обесценивает теорию углеродного коэффициента.
Влияние глубины залегания на величину углеродного коэффициента и оценка перспектив нефтеносности. Зависимость значений углеродного коэффициента от глубины. Наиболее серьезной критике теория углеродного коэффициента подверглась со стороны Ф. Ривса. Его критические замечания основываются на так называемом законе [правиле] Хилта, согласно которому с глубиной наблюдается быстрое увеличение углеродного коэффициента. По данным Ф. Ривса, подобное возрастание коэффициента установлено на угольных месторождениях в Южном Уэлсе, Кенте, в Стерлинг-шайре и Лэнакшайре (Шотландия), в Донецком бассейне, на Сучанском месторождении [Дальний Восток], а также в Нидерландах, Бельгии, Вестфалии и во Франции. Д. Уайт и Р. Тиссен считают, что в Аппалачском угленосном бассейне степень возрастания углеродного коэффициента с глубиной равна 0,6% на каждые 30 м [2% на 100 м], а по данным Ф. Ривса среднее значение этого градиента для четырех угольных месторождений Европы равно 0,61 % на 30 м.
Рис. 13-3, взятый из работы Ф. Ривса, является иллюстрацией к его концепции о зависимости между значением углеродного коэффициента и нефте-газоносностью. На этом рисунке показано строение нефтяных и газовых месторождений в разрезе, на которые нанесены также и изокарбы. Они проведены по уже известным данным о величине углеродного коэффициента и на основе принятого вертикального градиента. Рисунок показывает, что большинство нефтяных и газовых залежей на разрезе не имеет никакого или очень незначительное отношение к тектонической структуре; они находятся в стратиграфических [литологических] ловушках.
Изокарба 70% проходит по нефтеносным горизонтам, а некоторые нефтяные залежи находятся в зоне, расположенной ниже изокарбы 70% [т. е. в зоне с более высоким содержанием связанного углерода]. X. Уэлмэн представил данные, согласно которым в Кентском угольном месторождении (Англия) по мере того, как угли по своему составу приближаются к антрациту, темп возрастания углеродного коэффициента [его градиент] с глубиной падает. Ta же картина, очевидно, наблюдается и в других угольных месторождениях. При наличии несогласий в разрезе отложений значения углеродного коэффициента могут внезапно увеличиваться.
Таким образом, с одной стороны, существуют довольно убедительные данные, подтверждающие регулярное увеличение углеродного коэффициента с глубиной на некоторых угольных месторождениях; с другой стороны, не менее убедительные факты говорят о том, что на других угольных месторождениях такое возрастание углеродного коэффициента или не отмечается вовсе, или же оно весьма незначительно. Например, А. Уэйд указывает, что в месторождении Сидней-Мейтленд-Ньюкастл величина углеродного коэффициента для средних и верхних горизонтов угля колеблется от 60 до 65%, а для углей Грета, залегающих по разрезу на 2130 м ниже, от 50 до 55%. Так как угли Грета являются кэннельскими, в то время как средние и верхние горизонты угля принадлежат к обычным битуминозным углям, более низкие значения углеродного коэффициента для углей Грета частично являются следствием различия в химическом составе исходного вещества. Ho если бы повышение величины углеродного коэффициента с глубиной составляло на каждые 30 м примерно около 0,6% [2%; на 100 м], как на других угольных месторождениях, то значение углеродного коэффициента для углей Грета были бы гораздо выше существующих (несмотря на кэннельский тип углей), а по своему составу угли Грета приближались бы к антрацитам. Необходимо помнить, что при приближении значений углеродного коэффициента к 85—90%, различия, являющиеся следствием разного первичного химического состава углей, сглаживаются.
Еще более убедительные факты, подтверждающие отсутствие возрастания величины углеродного коэффициента с глубиной, были опубликованы Т. Хендриксом. Многочисленные анализы углей Мак-Алистер и нижних углей Хартшорн, стратиграфически [по нормальному разрезу] отстоящих друг от друга на 1300 футов (395 м), показывают, что содержание связанного углерода в верхних углях постоянно на 1 % выше, чем в нижних. В восточной Оклахоме значения углеродного коэффициента для нижнеуэттевильских углей почти совпадают (особых отклонений, не наблюдается) со значениями изокарб, проходящих по нижнехартшорнским углям (lower Hartshorne), залегающим стратиграфически на 4800 футов (1463 м) ниже.
Влияние глубины на оценку перспектив нефтеносности. Влияние изменений значений углеродного коэффициента с глубиной на оценку перспектив нефтеносности обычно игнорируется. Ясно, что при оценке перспектив данной свиты на основе данных о величине углеродного коэффициента, необходимо рассматривать степень регионального метаморфизма [катагенеза] залегающих в недрах продуктивных горизонтов, а не регионального метаморфизма пород у дневной поверхности. Ф. Ривс отмечает, что в Аппалачском месторождении нефть залегает в горизонтах, которые находятся на 1000—4500 футов (300—1370 м) стратиграфически ниже тех углей у дневной поверхности, по которым определялись значения углеродного коэффициента, и что для нефтеносных горизонтов величина углеродного коэффициента составила бы 70—80%. Из этого вытекает необходимость определения значений углеродного коэффициента по трем направлениям, а не по двум [т. е. не только по площади, но и по глубине], а также необходимость вычисления величины коэффициента для каждой исследуемой продуктивной толщи при оценке перспектив нефтеносности. Если градиент возрастания величины углеродного коэффициента с глубиной точно не известен, то это может привести к значительным ошибкам при определении величины углеродного пример, если углеродный коэффициент для углей у дневной поверхности составляет 55%, а продуктивный горизонт залегает на глубине около 1500 м, то неясно, возрастают ли значения этого коэффициента с глубиной на 2% на каждые 100 м, как это имеет место в области Аппалачей, или же величина коэффициента не изменяется. В данном случае ошибка при определении значения углеродного коэффициента для продуктивного горизонта может дойти до 30%. Даже в тех случаях, когда общий градиент возрастания значения углеродного коэффициента с глубиной известен, как например, в Аппалачском регионе, неточность при определении величины углеродного коэффициента на глубине может оказаться довольно значительной.
Все сказанное может быть проиллюстрировано на примере нефтяного месторождения Роуз Хилл в Вирджинии, описанного Миллером. В этом месторождении нефть с удельным весом 0,804 добывается из ордовикского известняка Трентон, залегающего под взбросом. Величина углеродного коэффициента для углей, ближайших к этому месторождению, равна примерно 60%, а мощность отложений между пластами угля и известняком Трентон над сбросом составляет около 8000 футов (2440 м). В нефтяном месторождении известняк Трентон под взбросом находится на 4000—5000 футов (1220—1525 м) по вертикали ниже по отношению к прежнему своему положению над взбросом. Соответственно, Трентонский продуктивный горизонт находится ниже углей, вероятно, на 8000—13 000 футов (2450—3900 м). Между угольными пластами и горизонтом Трентон имеется несколько несогласий, о влиянии которых на величину углеродного коэффициента, равно как и о влиянии взброса, ничего не известно. Ясно, что увеличение значения углеродного коэффициента с глубиной не будет равно 2% на каждые 100 м, так как в противном случае величина углеродного коэффициента для Трентонского горизонта достилала бы 100%, что невозможно. Если бы градиент составлял 1 % на каждые 100 м, т. е. половину нормального градиента для углей, то значения углеродного коэффициента для Трентонского продуктивного горизонта колебались бы в пределах 84—99%. Очевидно, что градиент увеличения углеродного коэффициента в этом месторождении гораздо меньше нормального.
Если бы нормальный градиент увеличения углеродного коэффициента с глубиной, равный 2% на 100 м, сохранялся повсеместно, то по теории углеродного коэффициента нефтеносность больших глубин исключалась бы полностью, так как тогда значения углеродного коэффициента даже на умеренных глубинах были бы слишком высокими. При величине углеродного коэффициента поверхностных углей, равной 55% и градиенте, равном 5% на каждые 1000 футов [300 м], значение углеродного коэффициента на глубине в 6000 футов (1830 м) составило бы 85%. Известны случаи залегания нефти на глубинах, доходящих до 13 000 футов (4000 м), а добыча с глубины в 10 000 футов (3000 м) производится в целом ряде мест. Так в округе Мак Лейн, в Оклахоме, нефть добывается из ордовикских и девонских пластов с глубины около 3000 м на площади, где на поверхности залегают пермские породы. Ясно, что на этой площади увеличение углеродного коэффициента с глубиной будет значительно меньшим.
С увеличением мощности отложений, отделяющих анализируемые угли от перспективных продуктивных горизонтов, возрастает возможная ошибка. Поэтому нельзя исключать нахождение нефти на площадях, для которых значения углеродного коэффициента поверхностных углей значительно превышают те, о которых говорилось ранее. Если величина углеродного коэффициента в нефтеносных горизонтах в Аппалачской области колеблется, как утверждает Ф. Ривс, в пределах 70—80%, то в тех месторождениях, где не наблюдается понижения значений углеродного коэффициента с глубиной, величина последнего для поверхностных углей будет, вероятно, равна 80%.
Многие авторы работ по теории углеродного коэффициента утверждают, что существует некая «мертвая линия», или абсолютный предел, за которым нефтеносность невозможна; этот предел значения коэффициента для различных мест варьирует от 60 до 70%. Однако имея ввиду ошибки, возникающие над влиянием «фактора глубины», а также другие соображения, лучше было бы говорить, что возможность существования залежей нефти начинает уменьшаться при определенных значениях углеродного коэффициента, а не устанавливать предел в виде какой-либо определенной изокарбы. «Мертвая линия», проведенная по изокарбе в 80%, не будет иметь большой практической ценности; то же может случиться и с «мертвой линией», проведенной по изокарбе с меньшим значением как только будут открыты нефтяные залежи в зоне, через которую протягиваются более высокие изокарбы.
О влиянии геотермического градиента на возрастание величины углеродного коэффициента с глубиной. Известно, что углеродный коэффициент с глубиной в одних районах увеличивается гораздо быстрее, чем в других; подобное явление, по-видимому, объясняется изменениями геотермического градиента. По данным Э. Никольса значения геотермического градиента на одних площадях в 5—10 раз превышают значения этого градиента на других площадях. Так как, по-видимому, тем пература является, по меньшей мере, одним из факторов, вызывающих увеличение углеродного коэффициента с глубиной, то вероятно, что изменения геотермического градиента имеют своим следствием изменения и градиента возрастания значений углеродного коэффициента с глубиной.
Причины отсутствия нефти в районах с высокими значениями углеродного коэффициента. Теория углеродного коэффициента была бы более совершенной, а следовательно, и более полезной, если бы было известно, почему нефть и газ отсутствуют на площадях с высокими значениями углеродного коэффициента. Одной из возможных причин может быть утечка нефти и газа из недр на поверхность или вследствие весьма интенсивной деформации пород [чрезмерного сжатия], обусловившей выжатие флюидов, или же оттого, что литификация глинистых сланцев обусловила возможность развития в них трещиноватости и разломов и, следовательно, лишила сланцы способности быть хорошими изоляторами [надежной покрышкой]. Подобным образом можно объяснить отсутствие газа в районах с интенсивным региональным метаморфизмом и отсутствие нефти на тех участках, которые прилегают к лишенным газа площадям, характеризующимся высокими величинами углеродного коэффициента. Однако это объяснение не пригодно для районов с высокими значениями углеродного коэффициента, лишенных нефти, но газоносных, как например, Аппалачская область, восточная Оклахома и северный Арканзас, так как совершенно очевидно, что газ по сравнению с нефтью, мигрирует к поверхности гораздо легче.
Сразу же после своего образования нефть подвергается воздействию гидростатического давления, которое, однако, не может обусловить переход нефти в лаз, так как это вызвало бы увеличение объема системы, чему противодействовало бы гидростатическое давление. Если переход нефти в газ связан с региональным метаморфизмом, то причиной такого перехода должна быть возникающая при метаморфизме высокая температура; образующийся же при этом остаток углерода или вещества, обогащенного им, должен отложиться в породах. Хотя мы не располагаем данными, подтверждающими реальность этого процесса, тем не менее не следует исключать его возможность.
Более вероятной причиной отсутствия нефти в большинстве районов, характеризующихся значениями углеродного коэффициента более 60%, является уменьшение пористости. С возрастанием углеродного коэффициента общая или средняя пористость песчаников уменьшается. Известно, что песчаники, пористость которых ниже 12—14%, дают очень мало или вовсе не дают нефти, но не исключена возможность, что песчаники с меньшей пористостью могут давать газ. Этой зависимостью пористости от величины углеродного коэффициента можно объяснить, хотя бы частично, редкость нефти и преобладание газа над нефтью в тех районах, где величина углеродного коэффициента превышает 60%. Подобное объяснение, однако, не является вполне удовлетворительным, так как некоторые газовые коллекторы на площадях с высокими значениями углеродного коэффициента обладают пористостью и проницаемостью, вполне достаточной для того, чтобы быть нефтеносными.
Заключение о ценности теории углеродного коэффициента. Может показаться, что сделанные выше критические замечания настолько снижают ценность теории углеродного коэффициента, что она теряет всякую значимость. He может быть, однако, никакого сомнения в реальности явления регионального метаморфизма; из всех же известных методов определения степени регионального метаморфизма [катагенеза] лучшим является все же метод углеродного коэффициента. Полевые наблюдения показывают, что шансов на нахождение нефти в отложениях с величиной углеродного коэффициента выше 60% мало и что они резко падают по мере увеличения значений коэффициента сверх 60%. Газоносность, по всей вероятности, резко ослабевает по мере повышения величины углеродного коэффициента сверх 70%, однако газовые залежи могут быть обнаружены и при более высоких значениях коэффициента, вплоть до 90%. «Мертвой линией» для залежей газа будет, очевидно, изокарба в 90%, а возможная «мертвая линия» для залежей нефти будет определяться значениями углеродного коэффициента не ниже 80%. К факторам, снижающим в данное время ценность теории углеродного коэффициента, следует отнести, во-первых, неясность в отношении влияния на величину коэффициента различия в условиях отложения осадков, и, во-вторых, ошибки, допускаемые при экстраполяции данных о значениях углеродного коэффициента поверхностных углей [углей, развитых у дневной поверхности] на глубины, на которых залегают возможно перспективные горизонты в нефтеносных отложениях.
Обращает на себя внимание то обстоятельство, что автор не останавливается на вопросе о зависимости свойств нефти от степени катагенетического изменения вмещающих пород, которому Д. Уайт, М. Фуллер и другие придавали большое значение. В настоящее время становится все более ясным, что этот вопрос нельзя решать вообще, без дифференциации свойств нефти по их отношению к воздействию тех или иных факторов и, что особенно важно, без обстоятельного анализа всей геологической истории данного района, включая и историю образования залежей нефти.
По условиям своего образования нефть недавно сформировавшейся залежи находится в более мягких термодинамических условиях, чем те, в которых она родилась. Это объясняется тем, что нефть в залежи эпигенетична и а большей или меньшей степени аллохтонна по отношению к вмещающим ее слоям. Действительно, местоположение залежи нефти не является местом рождения самой нефти; последняя может аккумулироваться в ловушке путем миграции с гораздо больших глубин, где господствовала иная термодинамическая обстановка.
Некоторые из приобретенных там свойств нефть, несомненно, сохраняла и после своей миграции в ловушки; другие же ее свойства менялись в зависимости от новых термодинамических условий. До тех пор, пока нефть находилась вне биосферы, она изменялась сравнительно слабо, что позволяет установить зависимость некоторых ее свойств от степени катагенетического изменения нефтематеринских пород путем внесения поправок на изменения, вызванные регрессивным катагенезом.
Стоит, однако, нефти попасть в более приподнятые слои (или быть поднятой после образования залежи), где не только температура и давление значительно ниже, чем в зоне нефте-газообразования, но где уже действуют биохимические факторы, как нефть начинает претерпевать более глубокие изменения, принципиально отличные от катагенетических.
Гипергенные факторы приводят к увеличению удельного веса нефти, возрастанию ее смолистости, к уменьшению содержания метановых углеводородов, твердых углеводородов (парафина по Гольде) и т. д. Именно эти свойства чаще и прежде всего учитывались геологами, обосновывавшими зависимость свойств нефти от величины углеродного коэффициента ископаемых углей. Гипергенно измененная нефть обычно принималась этими геологами за мало превращенную, геохимически более молодую нефть, хотя она порой залегала среди пород с повышенными значениями углеродного коэффициента. Это нередко приводило к ошибочным выводам разного характера. Одни исследователи вообще полагали, что «теория carbon ratio» порочна в своей основе, другие ограничивались отнесением таких случаев к исключениям из общего правила.
Именно то обстоятельство, что нефть, а также другие флюиды в стратисфере, меняются гораздо скорей и интенсивней, особенно под воздействием биогенных факторов, чем почти непроницаемые породы, например, глины, и является одной из главных причин многочисленных отклонений от шкалы М. Фуллера, приведенной в «Учении о нефти» И.М. Губкина.
Очевидно, что до тех пор, пока гипергенная нефть не может быть использована как геологический максимальный термометр (как ископаемые угли) или как максимальный манометр (как глинистые породы), т. е. до того прогресса наших знаний, когда будут найдены такие свойства нефти, приобретенные ею в зоне катагенеза, которые не изменяются не только при регрессивном катагенезе, но и при гипергенезе, «теорией углеродного коэффициента» для определения свойств нефти применительно к залежам в зоне гипергенеза вообще нельзя пользоваться. Вне этой зоны, если и можно применять данную теорию в этих целях, то только при выполнении указанных выше условий. Можно, однако, рассчитывать, что вскоре в нашем распоряжении будут такие данные, которые позволят и по нефти из любой зоны в земной коре судить о степени испытанного ею (нефтью) катагенетического преобразования. В этом отношении некоторый интерес представляет предположение А.А. Карцева, что таким индикатором может служить содержание в нефтях легких ароматических углеводородов, С другой стороны, последние работы В. П. Савченко, A.Л. Козлова, У. Гассоу и других, а также эксперименты М.А. Капелюшникова, C.Л. Закса и других приближают нас к решению проблемы определения тех давлений, при которых происходило как формирование залежей нефти и газа, так и широкая начальная их эмиграция.
Пока же теорию Д. Уайта в нефтяной геологии можно практически использовать, главным образом, для выделения в разрезе отложений, уже не могущих содержать собственную нефть из-за значительного "метаморфизма" пород. Если в них и может быть нефть, то только попавшая из отложений, находящихся на более низких ступенях катагенеза.