Главная -> Словарь

Каменноугольных отложениях

Нефти Волго-Уральской НГП изучались с точки зрения их генетической типизации Т.Д. Ботневой, Р.Г. Панкиной, С.П. Максимовым, Т.Н. Пряхиной, Э.М.Галимовым.В.А. Чахмахчевым,Э.М Грайзери др. Нами был обобщен имеющийся материал, отобраны и изучены наиболее типичные для каждого генотипа нефти в соответствии с разработанными нами генетическими критериями. Были изучены нефти из девонских и каменноугольных отложений, отобранные из разных тектонических зон: Бузулукской впадины, юго-восточной части Южно-Татарского свода, Малиновской зоны Жигулевско-Пугачевского свода. Башкирского свода. Верхнекамской впадины Оренбургского свода, Степновского вала Саратовско-Волго градского Поволжья .

Некоторые показатели более четко позволяют разделять нефти, залегающие в девонских и каменноугольных отложениях, без их подразделения на II,и III генотипы. Так, нефти девонских отложений характеризуются наиболее высоким содержанием ароматических ядер — 40 %, в то время как нефти каменноугольных отложений имеют разные, но близкие между собой значения .

В нефтях III генотипа резко преобладают СН2-группы в длинных цепях . Типично пермские нефти имеют меньший выход бензиновых фракций и значительно большее содержание смолисто-асфальтеновых компонентов, чем нефти каменноугольных отложений. В бензиновой фракции высокое содержание метановых и нафтеновых УВ и очень низкое — ароматических.

Нефти II генотипа в зоне криптогипергенеза могут иметь признаки слабого окисления. Зона криптогипергенеза в каменноугольных отложениях распространена в интервале глубин 1000-3200 м и температур 32—80 °С и выделяется в северо-западной части внешней бортовой зоны и на востоке Прикаспийской впадины. Наиболее характерный состав нефтей каменноугольных отложений в зоне криптогипергенеза был описан в разделе III.3.4.

В Соединенных Штатах нефтеносные горизонты Восточной нефтяной провинции главным образом представлены песками и песчаниками. В штате Пенсильвания, например, насчитывается не менее 20 песчаных горизонтов, расположенных среди каменноугольных отложений и отложений девонской системы. В каменноугольной системе, в так называемом пенсильванском отделе, — содержится семь нефтеносных песков и в миссисипском отделе не менее пяти. Среди них наиболее значительным является песок Инджэн, мощность ко-

По характеру залегания этот горизонт чрезвычайно похож на те песчаные отложения типа береговых валов, или баров, которые найдены и описаны в США среди каменноугольных отложений штатов Оклахома и Канзас . ,

Куйбышевская область — крупный нефтедобывающий район страны. К настоящему времени здесь открыто более 100 месторождений, большинство из них — многопластовые. Нефтяные залежи области связаны с отложениями пермского, каменноугольного и девонского возрастов. Залежи нефти в отложениях пермского возраста развиты главным образом на Большекннельском и Мало-кипельском валах, которые продолжаются в Оренбургской области. Наибольшие запасы нефти каменноугольных отложений находятся в зоне жигулевских дислокаций н к востоку от них в зоне Большекинельского и Малокинельского валов. В этих же зонах расположены крупные залежи девонской нефти.

Данные по групповому углеводородному составу бензиновых фракции показывают, что содержание ароматических углеводородов во фракциях, выкипающих до 200 °С, низкое в тяжелых исфтпх каменноугольных отложений — 2—4%, и значительно выше в девонских нефтях — 8—14%. Количество нафтепо-пык углеводородов во фракции п. к. — 200 °С бахметьевской и жнрновской пефтей башкирского и турнейского ярусов и арчедипской нефти туриейского и боб-риковского горизонта высокое — от 68 до 76%, в той же фракции жирновской и бахметьевской пефтей тульского BI горизонта — 51%, в нефтях бобриковского и девонских горизонтов — 24—46%. Высокое содержание нафтеновых углеводородов в составе бензиновых фракций большинства волгоградских пефтей характеризует последние как благоприятное сырье для процесса каталитического риформинга.

184. Оболенцев Р. Д., А и в а з о в Б. В., Циклические сульфиды в керосиновом дистилляте из нефти каменноугольных отложений туйма-зинского месторождения, Материалы II научной конференции БашФАН СССР, Уфа, 1958.

Наибольшее развитие залежей нефти в Куйбышевской области триурочено к отложениям каменноугольной системы. В этой си-:теме залежи нефти связаны с песчаниками верейского горизонта московского яруса, известняками башкирского и намюрского яру-:ов и главным образом с песчаниками угленосной свиты или ясно-толянского подъяруса. Относительно небольшие залежи нефти :вязаны также с известняками турнейского яруса. Наибольшие $апасы нефти каменноугольных отложений, а именно угленосной свиты находятся в зоне Жигулевских дислокаций и к востоку от них в зоне Большекинельского и Малокинельского валов. С теми же зонами дислокаций связаны крупные залежи нефти девона.

Применение хроматографического метода разделения хотя и не позволяет выделить в чистом виде сернистые соединения, все же дает возможность получить концентраты сернистых соединений и тем самым изучить их свойства хотя бы в общем виде, что во многих случаях бывает важным. Выделению таких сернистых концентратов, содержащих до 6% S, из нефтей Северного Тексаса и Ближнего .Востока на активной окиси алюминия и некоторых других адсорбентах и исследованию этих концентратов посвящены работы С. Карра с соавторами . Концентраты сернистых соединений из легких погонов туймазинской нефти каменноугольных отложений исследованы Р. Д. Оболенцевым и Б. В. Айвазо-вым .

Нефти VfTnna, по сравнению со всеми описанными типами, имеют самое высокое содержание в бензинах нафтеновых УВ, низкое - ароматических и самое низкое — метановых. Они отличаются от предыдущих типов более высоким процентом тяжелых и высокосмолистых нефтей, отсутствием высокосернистых и высокопарафинистых нефтей. Среди всех описанных нефтей наибольший процент нефтей VI типа залегает на небольших глубинах — менее 1 Км. Нефти данного типа могут быть охарактеризованы как нафтеновые с очень высоким содержанием в бензинах нафтеновых УВ и очень низким — метановых и ароматических УВ, тяжелые, смолистые, малосернистые, малопарафинистые и парафинистые. Они отсутствуют в самых молодых и в самых древних отложениях.

Некоторые показатели более четко позволяют разделять нефти, залегающие в девонских и каменноугольных отложениях, без их подразделения на II,и III генотипы. Так, нефти девонских отложений характеризуются наиболее высоким содержанием ароматических ядер — 40 %, в то время как нефти каменноугольных отложений имеют разные, но близкие между собой значения .

Трудность генетической типизации нефтей в данном регионе заключается в том, что здесь, как показано выше, было установлено, особенно в надсолевых отложениях, много окисленных и часто сильноокисленных нефтей, отмечались также перетоки нефти из нижележащих в вышележащие пласты. Из всех генетических параметров наиболее информативен коэффициент Ц. Как видно из рис. 8, в нефтях, залегающих в девонских отложениях, Ц колеблется от 6 до 8 , а процент СН2-групп — от 30 до 46 ; в нефтях в каменноугольных отложениях Ц уменьшается до 4,4—6,7 . Величины Ц = 4,3-6 встречаются только в нефтях, залегающих в каменноугольных отложениях. Генетический признак пермских нефтей — величины Ц 8—13, не встречающиеся в нефтях, приуроченных к другим стратиграфическим подразделениям. Нефти с Ц 8—13 не могли попасть в пермские отложения из девонских или каменноугольных, так как в последних нет таких нефтей. Вместе с тем в пермских породах на ряде месторождений встречены нефти, сходные с нефтями в каменноугольных и даже в девонских отложениях .

Во всех нефтях, залегающих в каменноугольных отложениях, обнаружены ванадиевые порфирины — от 2 до 3 мг на 100 г нефти, никелевые

порфирины отсутствуют. Исключение составляет нефть Тортая, где очень мало ванадиевых и никелевых порфиринов. Нефти данного генотипа в каменноугольных отложениях встречены в районе северо-западного обрамления Прикаспийской впадины, а также к востоку от Прорвинско-Буранкольской зоны прогибания. Нефти, имеющие черты каменноугольного генотипа, широко распространены в других отложениях в разных частях Прикаспийской впадины .

В каменноугольных отложениях Тимано-Печорской, Волго-Уральской и Прикаспийской НГП выделено несколько генотипов нефтей: два в первой, два во второй и один — в третьей.

В Прикаспийской впадине свойства и состав нефтей в подсолевых отложениях практически не зависят от современных условий залегания. Так, для нефтей, залегающих в девонских и в каменноугольных отложениях, не было получено значимых коэффициентов корреляции с условиями залегания. В нефтях мезозойских отложений как по отдельным комплексам, так и по мезозою в целом установлены связи между их составом и геологическими условиями. Так, например, состав и свойства нефтей, залегающих в юрских отложениях, с высокими значениями коэффициентов коррелируются с глубиной и минерализацией вод .

К началу плиоцена каменноугольные отложения почти на всей территории Прикаспийской впадины находились в благоприятных температурных условиях для генерации нефтяных УВ II генетического типа . Поэтому в любой части Прикаспийской впадины возможно размещение нефтей II генотипа. На востоке впадины в Кенкияк-Каратюбинской и Енбекской зонах нефтегазонакопления, на юго-востоке в Южно-Эмбинской и Биикжальской зонах нефтегазонакопления, на юге в Прорвинско-Азнагульской зоне нефтегазонакопления имеются нефти II генотипа либо в каменноугольных, либо в вышележащих отложениях. Нефти II генотипа могут присутствовать в каменноугольных отложениях Байчунасского и Гурьевского прогибов на юге. Волгоградского прогиба на западе, северного склона впадины и на восточном борту впадины.

Общая закономерность для нефтей, залегающих в каменноугольных отложениях в северо-западном обрамлении Прикаспийской впадины, — это увеличение их плотности и смолистости в северном и северо-западном направлении, увеличение содержания метано-нафтеновых УВ и Кн. По единичным данным намечается уменьшение доли бензольных ароматических УВ. Это позволяет предположить, что в

направлении возможной миграции УВ в сторону обрамления Прикаспийской впадинь! повышаются плотность нефтей и их смолистость в соответствии с принципом дифференциального фракционирования. Учитывая эти данные, можно считать вероятным нахождение более легких нефтей в каменноугольных отложениях вблизи зоны генерации в пределах бортового прогиба Прикаспийской впадины в Лебединско-Камышинской и Ровненско-Мокроусовской зонах нефтегазонакопления.

Для нефтей, залегающих в каменноугольных отложениях, не выявлено корреляционной связи между их свойствами и составом, с одной стороны, и глубиной их залегания и пластовой температурой, с другой . Поэтому использовать уравнения регрессии для прогнозирования состава нефтей этих отложений не представляется возможным. Единственный показатель, который можно прогнозировать для всех нефтей палеозоя, — это степень их ароматичности , которая является функцией сульфатности вод и пластовой температуры . Из табл. 52 видно, что содержание низкокипящих ароматических УВ возрастает с увеличением как температуры, так и сульфатности вод, причем резкое изменение последней слабо сказывается на степени ароматичности бензиновой фракции. Рост температуры вызывает более заметное ее увеличение.