Главная -> Словарь

Качественные характеристики

Генетическая типизация нефтей Предкавказья позволила сделать весьма важный вывод о независимом образовании нефтей, залегающих в кайнозойских и мезозойских отложениях, о множественности источников генерации УВ в первых и во вторых. В частности, наличие самостоятельных генотипов в нижне- и верхнемеловых отложениях указывает на самостоятельные источники генерации, что повышает перспективность мезозойских отложений, особенно в Терско-Каспийском прогибе. То же самое можно сказать и о кайнозойских отложениях, где образование нефтей в палеоценовых, эоцен-олигоценовых и миоценовых породах, как показали наши исследования, связаны с самостоятельными источниками генерации. .

Как видно из приведенных данных, условия выделения зоны катагенеза даже в одном регионе не одинаковы. Один из основных факторов, приводящих к катагенным изменениям нефтей, по мнению большинства геохимиков, температура. Анализ геохимического материала по нефтям ряда регионов. Советского Союза показал, однако, что закономерного возрастания метанизации нефти с увеличением современной температуры не наблюдается. Корреляционно-регрессивнный анализ состава нефти и условий ее залегания, в том числе и температуры, показал, что как в Предкавказье , так и в Прикаспии в каждом стратиграфическом комплексе связь между составом нефти и современной температурой очень сложная. Для нефтей некоторых стратиграфических комплексов такая связь вообще отсутствует. Незначительная роль температуры отмечается и для нефтей, залегающих в нижнемеловых отложениях этого же региона, — изменение содержания метановых и ароматических УВ зависит от глубины и минерализации вод. В кайнозойских отложениях роль температуры катагенных изменениях нефтей более заметна. Так, в палеоценовых отложениях отмечается связь между уменьшением степени циклизации молекул парафине-нафтеновых и нафтено-ароматических фракций с глубиной и температурой. Лишь в двух случаях отмечается непосредственное влияние температуры: в нефтях, за летающих в эоценовых отложениях, число атомов углерода в ароматических кольцах уменьшается с ростом температуры ; в нефтях, залегающих в миоценовых отложениях, наблюдается возрастание содержания парафино-нафтеновых УВ с ростом температуры . В Прикаспийской впадине связь между составом нефти и температурой отмечалась только для триасовых нефтей: Кн уменьшалась с увеличением температуры .

Прогнозируемые типы углеводородных скоплений в мезозойско-кайнозойских отложениях Предкавказья

в наборе информативных показателей, что связано с геолого-геохимическими и биологическими особенностями этих бассейнов, спецификой состава 0В нефтематеринских пород и "стойкостью" генетических параметров в процессе трансформации нефтей в земной коре. Так, в Предкавказье для нефтей, залегающих в мезозойско-кайнозойских отложениях, наиболее информативные генетические показатели — степень циклизации усредненной молекулы парафино-нафтеновых УВ и соотношение ароматических структур, содержание СН2- и СН3-групп в парафиновых цепях , а также структура гибридных нафтено-ароматических молекул. Для нефтей Прикаспийской впадины генетические различия определяются содержанием парафиновых УВ, структурой алифатических цепей и нафтеновых УВ . Для нефтей Тимано-Печорской НГП, кроме перечисленных показателей, значительную роль в генетической типизации приобретают количество и состав сероорганических соединений и металлопорфириновых комплексов.

Нефти типа Б2 встречаются чаще, чем нефти А2, и распространены в основном в кайнозойских отложениях на глубинах 1000— 1500 м. Типичными представителями таких нефтей являются нефти Грузии , Северного Кавказа и др.

Нефти типа Б1 по групповому составу относятся к нефтям нафтенового или нафтено-ароматического основания. Они, как правило, содержат мало легких фракций. Характерной чертой нефтей этого типа является полное отсутствие нормальных и изопреноидных алканов и малое количество других разветвленных алканов . Среди циклоалканов наблюдается преобладание бицикличе-ских над моноциклическими углеводородами. Нефти типа Б1 чаще распространены в кайнозойских отложениях многих нефтегазоносных бассейнов Советского Союза на глубинах 500—1000 м. Наиболее характерными нефтями являются нефти Южного Каспия и Севера Западной Сибири . По классификации Карцева , они относятся к кайнотипным нефтям.

Эльдаровское месторождение расположено восточнее Малгобек-Вознесенского. Нефть из верхнемеловых отложений получена в 1964 г. Эльдаровское месторождение расположено в центральной части Терской антиклинальной зоны, представляет собой антиклинальную складку сложного строения. Ось складки в западной части имеет широтное простирание, а в восточной части отклоняется в юго-восточном направлении. Северное и южное крылья складки в кайнозойских отложениях осложнены продольными надвигами.

Первые глубинные пробы нефти на месторождении были отобраны в 1964 г. Месторождение Буранкуль в мезо-кайнозойских отложениях представляет собой пологое поднятие, асимметричное, вытянутое с юго-запада на северо-восток, с глубокопогруженным соляным ядром. Юго-восточное крыло его несколько круче северо-западного.

Нефти типа Б2 встречаются чаще, чем типа А2, и распространены в основном в кайнозойских отложениях на глубинах 1000—1500 м. Тип Б2 представлен, например, нефтями Северного Кавказа „ Грузии и др.

Нефти типа Б1 по групповому составу относятся к нефтям нафтенового или нафтено-аромэтического основания. Они содержат мало легких фракций. Характерная черта нефтей этого типа — полное отсутствие нормальных и изопреноидных алканов и малое содержание других разветвленных алканов . Среди циклоалкаиов наблюдается преобладание бицик-лических углеводородов над моноциклическими. Нефти типа Б1 чаще распространены в кайнозойских отложениях многих нефтегазоносных бассейнов на глубинах 500—1000 м .

В нефтях типа Ад несколько увеличивается высота фона, пики нормальных алканов уменьшаются, а преобладают пики изопреноидных алканов. Примером нефтей тина Ag являются нефти Самотлорского и Вань-Еганского месторонедений. По классификации , эти нефти отнесены к IV тину, характеризующемуся преобладанием изопреноидов. Фитана в них содержится больше, чем пристана, тяжелых изопреноидов больше, чем легких. На хроматограммах нефтей тина Bi полностью отсутствуют пики как нормальных, так и изопреноидных алканов. Нефти типа Bi распространены в кайнозойских отложениях на глубинах

вание газоконденсатных залежей. Однако, как показали проведенные в последние годы исследования в Прикаспийской впадине, в зоне распространения нефтяных залежей при относительно невысокой температуре и небольших глубинах встречены значительные газоконденсатные залежи . Необычные для конденсатов качественные характеристики, приближающие их к нефтям, — высокая плотность , относительно низкий выход бензиновой фракции « 40 %) и метано-нафтеновых УВ « 60 %) в отбензиненной части, наличие смол и чрезвычайно высокий газовый фактор свидетельствуют об определенных особенностях образования таких залежей газа. Формирование их связано с выделением из вод в процессе инверсий, приведших к снижению пластового давления, больших масс газа. По всей вероятности, при поступлении их в первоначально сформированные нефтяные залежи происходило растворение нефтей в газовой фазе с образованием газоконденсатных залежей.

Стальная лента разделена на три дорожки шириной 345 мм-.. С охлаждающего устройства три полосы охлажденного и затвердевшего битума поступают к горячему ножу, при помощи- __" которого разрезаются на плитки заданной длины. Затем плитки штабелируют в блоки массой по 25 кг, которые завертываются автоматом в полиэтиленовую пленку. Упакованные блоки-укладываются на транспортные поддоны, их размеры соответствуют общеевропейскому стандарту. Производительность установки — 3000 т в год при односменной работе, обслуживают установку два человека. Перед применением битумные блоки в упаковке закладывают в нагревательный котел . " Упаковка — полиэтиленовая, полипропиленовая или полиамидная пленка — подбирается таким образом, чтобы при растворении в битуме она не ухудшала его качественные характеристики .

Многоступенчатые экd“Њ*0”©`H