Структурно-групповой состав битумов определяли методом инфракрасной спектроскопии с применением ИК-Фурье спектрофотометра «Vector» фирмы «Bruker» в области 2000—650 см—1. Образец был выполнен в виде тонкой пленки между двумя плоскопараллельными пластинками из KBr [38].
Структурно-реологические свойства битумов изучали на приборе Реотест-2 (ротационный вискозиметр) с коаксиальным цилиндрическим устройством. Объем пробы составлял 17 мл. Измерения проводили при температурах 100, 135 и 150º С в диапазоне скоростей сдвига от 0.17 до 146 с—1. Энергию активации вязкого течения рассчитывали на основании уравнения Аррениуса [38].
Содержание битума в породе определяли по данным экстракции (табл. 1) и по данным комплексного термического анализа (ТА) (табл. 2).
По данным экстракции было установлено, что содержание битума в породе составляет от 21 до 39 мас. % и увеличивается в ряду обр. 3 – обр. 2 – обр. 1. Промышленная разработка битумных месторождений рекомендуется при содержании битума в породе выше 10 мас. %, следовательно, исследуемое месторождение является перспективным объектом для добычи природных битумов [38].
Метод термического анализа является универсальным для изучения нефте- и битумсодержащих пород и экстрактов, который позволяет определить не только содержание органического вещества (в т.ч. нерастворимого (НОВ)) непосредственно в породе, но и охарактеризовать состав минеральной части и фракционный состав вмещаемого органического вещества. По данным ТА в образцах содержание органического вещества составляет 38.7, 31.0 и 23.8 мас. %, что практически совпадает с данными экстракции при значительной разнице в объеме исследуемой навески [38].
Несколько повышенные значения содержания органического вещества, определенного методом ТА, связаны с присутствием в породе НОВ, содержание которого можно оценить при исследовании породы [38] после экстракции органического вещества (табл. 2).
Установлено, что окисление НОВ при нагревании происходит в температурном интервале 250—490º С. Это свидетельствует о том, что оно представляет собой скорее хемосорбированную органику, обогащенную гетерофункциональными структурами (кероген), а не карбено-карбоидные соединения, образующиеся при гипергенной деградации битума. Содержание НОВ изменяется в интервале от 2.0 до 3.7% [38].
Методом ТА установлено, что минеральная составляющая битумсодержащих пород представлена в основном кальцитом (от 50 до 73%) (табл. 2). В обр. 3 отмечено присутствие глинистой породы типа монтмориллонита, а также адсорбированной воды (порядка 2%), сохраняющейся в породе и после экстракции [38].
Для характеристики, битумной составляющей пород по кривым ДТА и ДТГ рассчитаны потери массы на трех стадиях термоокислительной деструкции органического вещества (табл. 2). Первая и вторая стадии (Δm
1
2
3
Отношение потерь массы на первой и второй стадиях деструкции органического вещества к потерям массы на третьей стадии отражает показатель фракционного состава (F) [38].
Потери массы на первой, второй и третьей стадиях термоокислительной деструкции изменяются в интервалах 5.5—8.9, 4.6—12.2 и 6.9—17.6 мас. % соответственно. Однако по фракционному составу исследуемые образцы битумов схожи [38].
Следует отметить, что битумы Индонезии являются достаточно тяжелыми (F = 0.3—0.4), например, по сравнению с природными битумами месторождения Иманкара (Западный Казахстан), также относящихся к классу асфальтов, показатель фракционного состава которых в два раза выше [38].
В ходе исследования проведено углубленное изучение состава и физико-химических свойств экстрактов битумов (табл. 3). Было установлено, что согласно «Временной инструкции по применению классификации запасов месторождений и прогнозных ресурсов природных нефтяных битумов» по плотности (1.03—1.06), содержанию масляных компонентов (30—40%) и полной растворимости в хлороформе исследуемые битумы относятся к классу асфальтов. Содержание асфальтенов в битумах изменяется в пределах 26—30 мас. % [38].
Сравнительный анализ данных элементного состава исследуемых образцов с битумами подобного класса показал, что битумы Индонезии выделяются пониженным содержанием углерода, низким содержанием серы (обр. 2 и 3 – малосернистые, обр. 1— сернистый) и микроэлементов (V – 50—100 г/т, Ni – 27—39 г/т) [38].
Минимальная концентрация ванадия в природных битумах, при которой выгодна его промышленная добыча, составляет 120 г/т, а никеля 50 г/т. cледовательно, выделение металлов из природных битумов Индонезии не является экономически перспективным [38].
Следует отметить, что все битумы характеризуются высокими значениями показателя коксуемости (67—78%), что указывает на возможность их использования в процессах получения кокса [38].
Содержание твердых парафинов в исследованных образцах незначительно (не более 2.5%). Установлено, что для битумов с высоким содержанием асфальтенов характерны хроматограммы с высоким нафтеновым фоном, распределение нормальных углеводородов может быть как унимодальным, так и бимодальным. Особенностью исследуемых битумов является полное отсутствие углеводородов нормального строения (рис. 1), нафтеновый фон выражен слабо (особенно для обр. 1 и 2) [38].
Структурно-групповой состав битумов охарактеризован методом ИК-спектроскопии по основным полосам поглощения, характеризующим определенную структурную группу (1380 см
—1
3
2
—1
Битумы характеризуются высоким содержанием карбонильных групп в кислотах и ароматических сложных эфирах, что свойственно для сильно окисленных систем [38].
Таблица 3
Физико-химические характеристики экстрактов битумсодержащей породы
Поглощение в области 1030 см
-1
Рис. 1. Хроматограммы природных битумов
Рис. 2. ИК-спектр битума (обр. 1)
Физико-химические свойства битумов определяются не только их составом, но и дисперсным строением.
Для оценки дисперсной структуры рассчитан индекс пенетрации (ИП) (табл. 4). По данному показателю битумы относятся к «золь—гель» типу. Однако на основании показателей химического состава, а именно содержания асфальтенов, установленных в работе А. С. Колбановской, битумы имеют структуру типа «гель». «Гель» структура битумов подтверждается также данными вискозиметрии (табл. 4), о чем свидетельствуют высокие значения динамической вязкости и пониженные значения энергии активации вязкого течения, обусловленные наличием жесткого структурного каркаса, устойчивого к температуре [38].
Природные битумы являются перспективным сырьем для получения вяжущих материалов дорожного и строительного назначения. В связи с этим проведено изучение технологических характеристик образцов, входящих в стандарты на битумные вяжущие. С учетом технологических характеристик нами предложены следующие направления переработки природных битумов месторождений Индонезии [38].
Наиболее перспективным является метод извлечения битума с использованием органических растворителей, позволяющий проводить практически полную экстракцию органической составляющей и получать непосредственно товарные битумы дорожного назначения. При неполном отгоне растворителя из битумного экстракта экстракт можно использовать в качестве жидких дорожных медленно густеющих битумов марок SC по ASTMD 2026—97 (содержание растворителя не более 30%), а также жидких дорожных битумов по ГОСТ 11955—82 (содержание растворителя менее 10 мас. %) [38].
Возможность получения жидких битумов дорожного назначения обусловлена тем, что все исследуемые образцы по технологическим показателям соответствуют требованиям, предъявляемым к остаткам, полученным после удаления растворителей. По ГОСТ 11955—82 нормируется температура размягчения (не ниже 28—39º С), по ASTMD 2026—97 нормируется растяжимость при 25º С (не ниже 100), содержание воды (не более 0.5) [38].
В случае полной экстракции с породы и удаления растворителя (по схеме экстракции, использованной при исследовании образцов №1—3) обр. №3 соответствует требованиям ASTMD 312—00 к кровельным битумам типа 1 (нормируется температура размягчения (57—66º С), температура вспышки (не ниже 260º С), пенетрация при 25º С (18—60 0.1 мм), растяжимость при 25º С (не ниже 10), растворимость в хлороформе (не менее 99%) [38].
Следовательно, образец битума №3 может уже использоваться в качестве товарного продукта. Для остальных образцов, а также для получения продуктов другого назначения (дорожные битумы, изоляционные и кровельные материалы, мастики) битумы необходимо модифицировать введением различных добавок [38].
Вследствие низкого содержания масел и высокой вязкости для повышения совместимости битума с модификатором необходимо использовать разжижители. Это могут быть углеводородные масла, а также небольшие количества растворителя (неполный отгон растворителя после экстракции). Общее содержание разжижителей может достигать до 40 мас. % [38].
Месторождения природных битумов на Северо-Востоке Сибирской платформы
На севере и северо-востоке Сибирской региона в слоях докембрия (нижнего и верхнего палеозоя) и в минимальной степени – мезозоя встречается многочисленные месторождения природных битумов. Главные правило создание и распределение месторождений нафтидов для территории рассматривались и определялись историко-геологическими предпосылками создание источников нефтегазообразования в сочетании с созданием крупных зон нефтегазонакопления и дальнейшего нарушения. Причем как те, так и другие изменялись во времени и пространстве, что в конце и определило разнообразие образовавший нафтидов. Историко-геологические предпосылки возникновения очагов нефтегазообразования и формирование зон с крупным нефтегазонакоплением и последующего разрушения способствовали определения основных закономерностей формирования и размещения месторождений нафтидов данного региона, изменение которых привел к образованию многообразных скоплений нафтидов [13.].
Обеспечивает этап развития перехода рифтогенного к платформенному, составляет единую плиту с похожими геодинамическими режимами начинается с рифея на территории северо-востока современной Сибирской платформы и Верхояно-Чукотского складчатого пояса с помощью которого характеризовался кратонизацией коры. Девонский рифтогенез модифицируется и развивается в течении всего палеозоя и триасовой и юрского периода, северо- восточный часть кратона представляет пассивного континетальную окраину.
На платформе в рифее-раннем, чтобы условия накопления осадочных толщ часто были благоприятными в конце палеозое-мезозое и на шельфе континентальным окраине, обогащённый органическими веществами. Нефте- и газогенерационным потенциалы обладает углеродистыми формациями, осадочно-породные бассейны создавались и развивались [13.].
В мезозое были крупной восходящие движения – примерно такой геоструктурный элемент был в кайнозое, похожие в Анабарскую антеклизу, на поверхности и денудации древних горизонтов осадочного чехла привели к заключению, в конце привели широкому распространению продуктов и преобразования гипергенный нефтей: мальт, асфальтов, асфальтитов [13.].
Доколизионный (элизионный) период формирование Верхояно-Чукотского бассейна содействовал миграции генерированных в нем углеводородов в направлении краевых поднятий платформы, для формирования нефтяных, а впоследствии битумных гигантов нужно создавать удобные условия (Оленекское), похожие по генезису канадскими месторождениями Западной Альберты (Атабаска, Пис-Ривер, Коулд-Лейк) [13.].
Т. К. Баженова, И. С. Гольдберг, А. И. Гусев, К. А. Демокидов, Т. М. Емельянцев, В. Я. Кабаньков, C. А. Кащенко, Б. А. Клубов, Т. Н. Копылова, К. К. Макаров, И. Д. Полякова, Д. С. Сороков и большинство ученых внесли большой вклад в освоении природных битумов в рассматриваемый регионе: [13.].
Геологическая характеристика зон битумонакопления
Анабарская зона битумонакопления. Рассохинское скопление на северном склоне Анабарского свода (рис. 1, А) приурочено к зоне контакта песчаников лабазтахской и бурдурской свит рифея с доломитами нижнего кембрия. Залежь контролируется поверхностью стратиграфического несогласия, и по мере размыва лабазтахской свиты битумы концентрируются все в более нижних горизонтах, достигая в устье р. Хастыр (приток Рассохи) ее основания и далее на северо-восток, переходя в бурдурскую свиту. Площадь распространения битумсодержащих песчаников составляет ~250 км
2
Восточно-Анабарское скопление (см. рис. 1, Б) прослежено на восточном крыле Анабарского свода на расстоянии ~200 км по поверхностным выходам насыщенных битумом горизонта венда и нижнего кембрия в бассейне рек Малая и Большая Куонамка [13.].
Характеристики Вендского битумоносного горизонта, приуроченного к эрозионной зоне предкембрийского выветривания, мощность составляет 2—17 м, средняя пористость карбонатов – 9—13%, проницаемость – 6—30 10
-3
2
Разрез нижнего кембрия (чабурского горизонта) характеризуется несколькими битумоносными горизонтами [13.]:
– Базальными песчаниками мощностью 5 м с содержанием битума 2—2.2 мас. %.
– Известняками и доломитами нижней и верхней пачек мощностью ~40 м с коллектором трещинно-порово-кавернозного типа, с низким содержанием битума – до 1.24 мас. %.
– Пластами песчаников верхней части чабурского горизонта со суммарной мощностью 12 м и содержанием битума до 3.5 мас. %. Экранирование битумоносного комплекса осуществляется с помощью толщей глинисто-мергелистых известняков, венчающей разрез алданского яруса. По своему составу битумы Восточно-Анабарского скопления относятся к асфальтитам (преимущественно песчанным), асфальтам (преимущественно карбонатным).
Полоса битумонакопления в отложениях венда-нижнего кембрия, встречаемая на моноклинальном склоне, представляет собой лишь фрагмент существенного палеоскопления нефти, занимавшего часть ныне размытого Анабарского свода. Битумо-насыщенные породы погружаются в моноклиналах к востоку, в сторону наиболее погруженной части Суханской впадины, где возможно образуются менее измененные и более концентрированные скопления уже не битумов, а тяжелых нефтей. По экспертной оценке, битумсодержащие породы площадь распространяются по площади около 6000 км
2
Силигир-Мархинское скопление битумов (см. рис. 1, В) является наиболее крупным полем природных битумов в отложениях силигирской свиты среднего кембрия и в верхнем кембрии. Описане его был сделан К. К. Макаровым на южном склоне Анабарской антеклизы, в бассейне верхнего течения Силигира и Мархи [13.].
Проявления битумов группируются в полосу шириной 40—50 и протяженностью 210 км, ориентированную в северо-западном направлении. В естественных обнажениях битумы образуют натеки по плоскостям наслоения и многочисленным трещинам, выполняют поры и каверны, межзерновое пространство в известняках, обладающих пористостью более 6—8%. В скважинах района кимберлитовых трубок и в Мархинских колонковых скважинах интенсивные проявления битумов прослеживаются до глубины 500 м и более. Суммарные ресурсы битумов Силигир-Мархинского поля оцениваются в 2 млрд. т. [13.].