Главная -> Словарь

Подставляя найденные

Генетическая типизация нефтей в Прикаспийской впадине имела важное значение, так как она показала генетическую неоднородность нефтей надсолевых и подсолевых отложений, образование их из разных источников, в разных нефтегазоматеринских толщах. Было показано, что как в надсолевых, так и в подсолевых отложениях встречены главным образом сингенетичные нефти. Эпигенетичные по отношению к вмещающим породам нефти характерны в основном для надсолевой части и главным образом в восточной части впадины. Вертикальной миграции в формировании залежей УВ в пределах впадины принадлежит незначительная роль.

части прогиба, а второй к восточной. Детальное изучение ОВ этих отложений показало, что в подсолевых отложениях оно не идентично: ОВ пород западных и восточных районов, так же как и нефти I и II генотипов, различается по соотношению три-, тетра- и пентациклических нафтенов, отношению п/ф.

Изучение 0В карбонатных пород верхнего девона показало существенные различия в его составе, в частности в составе ХБ: в межсолевых и подсолевых отложениях содержание нафтено-ароматических УВ составляет соответственно 12,23 и 5—9 %; в подсолевых породах значительно больше распространены в 0В полициклические ароматические У В ; интенсивность п. п. были встречены нефти и конденсаты, сходные по составу с нижнемеловыми, с которыми они "связаны" тектоническими нарушениями. Близость составов нефтей при такой миграции отмечалась и в отдельных случаях в Прикаспийской впадине . Идентичность состава нефтей в этих случаях связана, по всей вероятности, с быстрым перемещением больших масс флюидов сразу же после образования тектонических нарушений, представляющих хорошие пути их перемещения,— это первое условие, второе — наличие вблизи нарушений в верхней части разреза ловушек, где могла происходить аккумуляция мигрирующих флюидов. Как правило, дальность вертикальной миграции в рассмотренных случаях значительно меньше, чем латеральной.

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 .

В подсолевых отложениях установлено три генетических типа нефтей: I — в девонских отложениях II — в каменноугольных и III — в пермских.

Отмеченные закономерные изменения нефтей обусловлены миграционными процессами и гипергенными изменениями. Миграция УВ во всех частях впадины шла от внутренних частей бортовых зон к наиболее приподнятым с распределением флюидов по принципу дифференциального улавливания: легкие нефти встречены ближе к зоне генерации, чем тяжелые. Увеличение плотности нефтей в приподнятых частях бортовых зон связано также и с палеогипергенными изменениями, которые могли иметь место на инфильтрационном этапе развития гидрогеологического цикла. Наиболее интенсивно эти процессы проходили на востоке и юго-востоке впадины. Разное время проявления инфильтрационных этапов, неодинаковая интенсивность раскрытое™ и разные стратиграфические и глубинные уровни ее привели к тому, что палеогипергенно измененные нефти в подсолевых отложениях встречены на разных глубинах. Однако территориально залежи с такими нефтями тяготеют к приподнятым участкам бортовых зон. Этим и объясняется выявленная закономерность повышения плотности нефтей всех горизонтов подсолевых отложений в направлении к приподнятым участкам бортовых зон. Наложение двух процессов привело к более резкой дифференциации нефтей по плотности и составу. Конкретно данная закономерность выявляется по смене зон нефтей разной плотности по направлению к центральной части Прикаспийской впадины. На востоке и юго-востоке впадины в этом направлении выделяются зоны с нефтями плотностью более 0,900 г/см3 и 0,810—0,850 г/см3; на севере и западе впадины в направлении от приподнятых бортовых участков к погруженным зона с плотностью нефтей 0,810—0,850 г/см3 сменяется зоной с плотностью менее 0,810 г/см3.

Прогнозирование распространения газоконденсатных залежей с чисто геохимических позиций в Прикаспийской впадине проводить весьма трудно. Это связано с особенностями формирования газоконденсатных залежей в подсолевых отложениях. Распространение газоконденсатных и нефтяных залежей в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины, как показали наши исследования, не всегда коррелируется с глубиной залегания и термобарическими условиями. Газоконденсатные и газоконден-сатнонефтяные залежи встречены на тех же глубинах, что и нефтяные: от 2870 до 4400м.

Рис. 28. Карта прогноза состава нефтей и фазового состояния углеводородных флюидов в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины

к внутренним. В нефтяной зоне, занимающей значительную территорию восточной и юго-восточной частей впадины, преимущественно будут распространены легкие нефти . Более тяжелые нефти прогнозируются в основном в пределах юго-восточной части Прикаспийской НГП и узкой полосой распространяются вдоль восточного борта, а тяжелые - лишь на небольшом участке территории восточного борта впадины, так как там находилась зона их активной палеодегазации. Во всех остальных районах в подсолевых отложениях будут встречены преимущественно легкие нефти с плотностью до 0,850 г/см3 с повышенным количеством бензиновой фракции , невысоким содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов , малосернистые, малопарафинистые. Ни высокосернистых, ни высокопарафинистых нефтей в подсолевых отложениях Прикаспийской НГП ожидать не следует.

Рассмотрение карты прогноза фазового состояния и состава углеводородных флюидов в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины показывает, что в палеозойских отложениях до глубины 7 км большая часть углеводородных скоплений будет представлена газокон-денсатными и газоконденсатнонефтяными залежами. Зона газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных залежей имеет региональное распространение, эти залежи будут встречены во всех частях впадины. Нефтяные залежи будут встречаться значительно реже, чем газоконденсатные и газоконденсатнонефтяные. Среди нефтяных залежей наибольшее распро-

= —8,16 — 93,69 +41,49 = —60,36. Подставляя найденные Д// и Д^ в уравнение

= 3,8 ккал/м2 • ч • °К. Подставляя найденные значения в уравнение , получим

Подставляя найденные величины в формулу , определяем высоту стояка регенератора

Подставляя найденные по этим уравнениям вязкости в формулу , можно получить индекс вязкости. Дин и Дэвию в своей работе приводят таблицы и диаграммы, облегчающие необходимые

Подставляя найденные величины в , получим: 1 1

Подставляя найденные и заданные упругие характеристики

где S - QAB + QCD + QAC + QBD - сумма энергии всех связей, образующихся и разрывающихся при реакции. Подставляя найденные значения в уравнение , находим вторую координату точки пересечения:

Подставляя найденные значения в приведенную выше формулу, «находим

Ср = 0,735x110 = 81. Подставляя найденные значения в формулу . находим

Подставляя найденные значения в уравнение , получаем 1гк +0,303 =

Тогда, диференцируя , , , подставляя найденные значения dcA и du в , после соответствующих преобразований получаем