Главная -> Словарь

Триасовых отложениях

Треугольная диаграмма и ее основные свойства. Как уже отмечалось, в процессе экстракции можно рассматривать три условных компонента: растворитель, экстрагируемые компоненты и неизвлекаемые компоненты. Для представления составов такой тройной смеси используют треугольную диаграмму , представляющую собой равносторонний треугольник ABL, каждая вершина которого отвечает условному компоненту, а концентрации этих компонентов х откладываются на сторонах треугольника. Вершина L отвечает растворителю, А — неизвлекаемым компонентам, В — извлекаемым.

на треугольную диаграмму наносят так называемую соединяющую линию, как это выполнено на рис. 14-7.

Апфельбек предложил использовать треугольную диаграмму, на которой нанесены три важнейших элемента — углерод, водород и кислород, в большинстве твердых горючих ископаемых составляющие свыше 98% их органической массы . На диаграмме проведены линии, соединяющие виды топлива с одинаковыми теплотой сгорания и выходом первичной смолы и полукокса .

Григорьев , исходя из атомных соотношений углерода, водорода и кислорода, предложил подобную треугольную диаграмму . Через точку, которая соответствует составу углевода C6Hi2O6, проводится прямая линия до начала координат, где лежит точка свободного углерода. На полученную таким обра-

и соответствующее число ступеней экстракции. Для определения выхода рафинатного и экстрактного растворов, а также рафината и экстракта, для промежуточных ступеней экстракции необходимо составить соответствующие уравнения материальных балансов. При противоточной экстракции часто целесообразно в разных ступенях поддерживать различную температуру. Так как по мере извлечения из исходного сырья легко растворимых компонентов состав очищаемого потока изменяется, то для повышения эффективности процесса в последующих ступенях экстракции повышается температура: 1г t2 t1. Расчет экстракции при переменных температурах осуществляется так же, однако в этом случае на треугольную диаграмму наносят бинодальные кривые, соответствующие

При некоторой температуре ti , система А + С оказывается гетерогенной при содержании в ней вещества С в пределах от 7 до 92%, в то время как система В + С гетерогенна лишь в преде-лах с = 35 — 74%. Точки Р' и S', а также Р" и S", определяющие при ti гетерогенные области в бинарных системах А + С и В + С, можно перенести на треугольную диаграмму. Эти точки

Учитывая, что ВВК является аддитивным свойством, если исходить из объемных концентраций, треугольную диаграмму в данном случае строят в объемных единицах. На стороне АВ треугольника строят шкалу ВВК смеси, а на стороне АС—

При некоторой температуре /i , система А + С оказывается гетерогенной при содержании в ней вещества С в пределах от 7 до 92%, в то время как система В + С гетерогенна лишь в преде* лах с=35 — 74%. Точки Р' и S', а также Р" и S", определяющие при ti гетерогенные области в бинарных системах А + С и В + С, можно перенести на треугольную диаграмму. Эти точки

Учитывая, что ВВК является аддитивным свойством, если исходить из объемных концентраций, треугольную диаграмму в данном случае строят в объемных единицах. На стороне АВ треугольника строят шкалу ВВК смеси, а на стороне АС —

Из формулы видно, что при равных молярных объемах параметр растворимости — величина аддитивная. Даже при различных молярных объемах приближенно можно считать, что на плоскости с координатами параметров растворимости точка, соответствующая параметру растворимости смеси, лежит на прямой, соединяющей точки с координатами двух компонентов. Это позволяет ориентировочно проводить выбор растворителей графическим методом. Для этого на плоскость с координатами параметров растворимости, например на треугольную диаграмму, наносят область растворимости полимера, руководствуясь литературными или экспериментальными данными. На той же диаграмме отмечают координаты параметров предполагаемых для использования растворителей. Соединяя их прямыми линиями, подбирают смесь, параметр которой располагается на прямой возможно ближе к центру области растворимости.

Нахождение хорд равновесия и критической точки. Как видно из рис. 13.7, на треугольной диаграмме нанесено, согласно экспериментальным данным, небольшое число хорд равновесия. Однако в расчетной практике возникает необходимость построить внутри гетерогенной области любую хорду равновесия. С этой целью на треугольную диаграмму наносят так называемую соединяющую линию, как это выполнено на рис. 13.7.

Генетическим связям УВ нефти и 0В посвящена работа В:В. Ильинской . О генетической связи между нефтью и ОВ пород для верхнепалеозойских отложений Днепровско-Донецкой впадины свидетельствуют одинаковое молекулярно-массовое распределение «-алканов и изо-преноидов и соотношение между ними в области €27—"31, близкие значения n/ф и соотношений между //-алканами и изостеранами, тетра- и пен-тациклическими нафтенами, мононафтено-нафталинами и фенантренами. , Детальные исследования нефтей, залегающих в триасовых отложениях Прикаспийской впадины, и ОВ нефтематеринских пород этих же отложений позволили выявить черты унаследованности нефтью особенностей углеводородного состава ОВ пород. Е.Б. Восковой в триасовых отложениях были выделены три нефтематеринские и одна газоматеринская толщи, ОВ которых различается по углеводородному составу. В этих же толщах имеются нефтяные скопления, углеводородные флюиды которых также имеют различия. Нефти были подразделены на три группы, соответствующие по составу УВ органического вещества материнским толщам, т. е. нефти, залегающие в нижнетриасовых, среднетриасовых терригенно-карбонатных и средиетриасовых карбонатных отложениях. На рис. 1 и 2 показано сопоставление компонентного и углеводородного состава нефтей и ОВ пород в одноименных отложениях.

Нефти VII генотипа тяжелые, окисленные. Структурно-углеводородные критерии, по которым выделялись выше генетические типы нефтеи, для таких нефтеи мало эффективны. Однако данные Р.Г. Панкиной по изотопному составу серы, который не меняется при окислении нефтеи, свидетельствуют о том, что нефти в триасовых отложениях отличаются от нижезалегающих нефтеи более

Среди нефтей, залегающих в триасовых отложениях, имеются нефти, которые не встречаются в нижезалегающих отложениях, т. е. нефти с Ц 2,45—4,12. Это типично триасовые нефти, связь которых с нижележащими отложениями трудно объяснить из-за особенностей величины Ц. Однако в триасовых отложениях имеются нефти явно каменноугольного и даже девонского "облика". В юрских образованиях также встречены нефти с Ц, характерным только для юрских отложений,- 1,37-2,46. Кроме того, в них залегают нефти типично триасового и даже каменноугольного "облика". Нефти из меловых отложений почти все подверглись гипергенным изменениям и поэтому не рассматривались.

Для нефтей IV генотипа характерно снижение роли длинных цепей. Типичны для триасовых отложений нефти с коэффициентом Ц 2,45—4,12. Это в основном нефти средней плотности. Их особенностью является низкое содержание как бензиновых фракций, так и смолисто-асфальтеновых компонентов. Среднее число колец в молекуле парафино-нафтеновой фракции выше, чем в описанных ранее нефтях, а в нафтено-ароматической фракции — ниже. Данные ИКС показывают, что в парафино-нафтеновой фракции значительно возрос процент нафтеновых циклов. Для парафиновых структур характерно резкое увеличение содержания СН2-групп по сравнению с СН3-группами и уменьшение роли СНз-групп в гемдиметильном положении, что указывает на снижение степени разветвленности парафиновых структур. Для нефтей "триасового" генотипа характерно самое низкое содержание малоциклических ароматических УВ за счет главным образом небольшого процента нафталиновых и фенантреновых ядер, сумма которых меньше содержания бензольных ядер. Это— главная отличительная особенность нефтей "триасового" генотипа . Полициклические ароматические УВ не обнаружены. Присутствуют лишь следы как ванадиевых, так и никелевых порфиринов. Нефти "триасового" генотипа встречены в триасовых отложениях в районе Джамбейтинско-Хобдинской зоны прогибания, выделяются также по параметру Ц в юрских отложениях на всех

Промышленные залежи нефтей были встречены также и в триасовых отложениях. Нами был изучен лишь и. с. у. этих нефтей. Химический состав изучался А.Г. Милешиной и М.С. Бурштаром, которые выделили их в особый тип. Как показали проведенные нами исследования и. с. у., триасовые нефти от залегающих выше юрских нефтей резко отличаются и по и. с. у. нефтей и, в еще большей степени, по и. с. у. парафино-нафте-новой фракции .

В триасовых отложениях широко известны признаки нефти, в том числе и промышленные содержания. Данные о палеотемпературах показывают, что нижнетриасовые и частично среднетриасовые отложения вошли в ГЗН в прогнутых участках впадины уже к меловому этапу формирования впадины. К концу палеогенового этапа развития толща нижнего и среднего триаса находилась в ГЗН в пределах территории впадины, включающей Новоузеньс-ко-Хобдинскую зону и Сарпинский прогиб, а также Центрально-Прикаспийскую депрессию. Именно с этой зоной может быть связана генерация нефтей IV генотипа в Джамбейтинско-Хобдинской зоне прогибания, где на площадях Чингиз и Бекет встречены типичные нефти IV генотипа. Такие же нефти известны в Гурьевском прогибе. На юго-востоке впадины выделяется-зона возможного распространения нефтей IV генотипа . На'отдельных площадях в этих зонах в юрских и меловых отложениях встречены нефти IV генотипа. Можно предположить, что эти нефти эпигенетичны вмещающим отложениям и, видимо, мигрировали из триасовых пород, где также должны быть нефти IV генотипа.

Зона генерации нефтей в юго-восточной части впадины иная. Судя по высокому содержанию бензольных ароматических УВ , она располагалась вблизи зон нефтегазонакопления. На востоке впадины в триасовых отложениях следует ожидать присутствие нефтей II генотипа, которые уже обнаружены на площадях Караганда и Кенкияк. Таким образом, в отложениях триаса в пределах Прикаспийской впадины и ее обрамления могут быть встречены нефти II и IV генотипов .

Таким образом, можно предполагать, что в отложениях триаса в Джамбейтинско-Хобдинской зоне прогибания будут распространены нефти средней плотности и тяжелые. В пределах восточной бортовой зоны в восточном направлении нефти средней плотности будут сменяться тяжелыми и очень тяжелыми, более смолистыми с меньшим содержанием бензина , с меньшим количеством метано-нафтеновой фракции более высокой степени циклизации, поскольку здесь находится зона идиогипергенеза. На Эмбе, где плотность нефтей увеличивается к юго-западу, могут быть встречены как легкие, так и средней плотности и тяжелые нефти. Изменения в составе нефтей, залегающих в триасовых отложениях, обусловлены не только тем, что там присутствуют нефти разных генотипов, но и тем, что эти нефти находятся в разных геохимических зонах: идиогипергенеза, криптогипергенеза и катагенеза. В зависимости от того, в какой зоне они будут находиться, их свойства и состав будут меняться. Зона идиогипергенеза, где протекали наиболее активные окислительный процессы, выделяется в интервале глубин 120—600 м и температур 12—21 °С в пределах Байчунасского и Каратонского прогибов и в восточной части Прикаспийской впадины. Здесь будут встречены тяжельге^ часто дегазированные, смолистые нефти. В зоне криптогипергенеза, которая в триасовых отложениях имеет довольно значительное распространение по глубине и по площади , могут быть распространены, как отмечалось выше, нефти средней плотности с незначительной потерей легких фракций. На глубинах 2— 4 км могут быть встречены катагенно измененные нефти.

По ряду параметров состава нефтей, залегающих в триасовых отложениях, были получены значимые коэффициенты корреляции с условиями залегания. Расчеты показали, что для прогнозирования можно использовать только уравнение, позволяющее рассчитывать Кн, так как этот параметр более тесно, чем остальные, связан с геологическим показателем — пластовой температурой и глубиной .

В триасовых отложениях выделяются и преимущественно газоматеринские породы со значительным преобладанием гумусового 0В. Эти породы приурочены к отложениям верхнего триаса и распространены в центральной части впадины. Этот район может быть выделен как зона газогенерации -