Cтраница 2
Нефти VI генотипа залегают в миоценовых отложениях Западно-Кубанского и Терско-Каспийскогопрогибов. [16]
Нефти I генотипа ( силур, месторождение Малоичское, скв. [17]
Нефти III генотипа ( верхнесреднеюрские отложения) характеризуются довольно высокой ( для мезозойских нефтей) степень, циклизации молекул парафино-нафтеновой фракции, более тяжелым, чем рассмотренные выше нефти, изотопным составом серы и легким - углерода. Это легкие и средние по плотности нефти, в бензинах которых содержание метановых УВ не на много превышает количество нафтеновых. [18]
Нефти IV генотипа залегают в отложениях верхней юры, в баженовс-кой свите. Они обладают рядом специфических черт и в отличие от остальных юрских нефтей характеризуются более низкой степенью циклизации усредненной молекулы парафино-нафтеновой фракции, наиболее тяжелым изотопным составом серы и утяжеленным и. Своеобразен углеводородный состав бензинов - около 50 % составляют нафтеновые УВ. В отбензинен-ной части нефти очень высокий процент нафтено-ароматических УВ и самый низкий из всех рассмотренных нефтей процент парафино-нафтеновых УВ. По количеству же и составу смолисто-асфальтеновых компонентов нефти IV генотипа почти не отличаются от нефтей других типов. [19]
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. [20]
Слабоизмененные нефти II генотипа имеют среднюю плотность, высокое содержание метановых и нафтеновых УВ ( с преобладанием первых) в бензиновой фракции и очень низким - ароматических. [21]
Для нефтей I генотипа ( эйфельско-кыновские, живетские и пашийс-кие отложения), несмотря на большие колебания в их свойствах и сое таве ( плотность 0 840 - 0 930 г / см3), что связано с разными условиями их залегания и влиянием вторичных факторов ( окисления и др.), харак терна общность генетических показателей. Отмечается высокая доля CHj-групп в парафиновых цепях, пониженный по сравнению с нефтями других генотипов коэффициент Ц, высокое содержание ароматических и, в особенности, бензольных ядер, примерно равное соотношение моно-и бициклических нафтенов. Характерно пониженное содержание ароматических УВ в бензинах и более высокое, по сравнению с остальными нефтями, содержание нафтено-ароматической фракции. Содержание пор-фиринов сильно колеблется: в нефтях Верхнекамской впадины ванадиевых порфиринов до 51 3, а никелевых до 7 2 мг на 100 г нефти; в южных частях провинции содержание металлопорфириновых комплексов в нефтях значительно ниже. [22]
Для нефтей мезозойских генотипов наряду с отмеченными различиями наблюдаются и общие черты - все они легкие, содержат мало смол и асфальтенов. [23]
Для нефтей II генотипа характерен очень легкий изотопный состав серы и облегченный по сравнению с I генотипом и.с.у. ИК-спектр нефтей ( Малоичская площадь, скв. [24]
Анализ нефтей нижнепермского генотипа, выделенного в Тимано-Печорской, Волго-Уральской и Прикаспийской НГП, показал близость значений Ц в последних провинциях ( 9 - 13) и содержания ароматических структур ( 31 - 34 %) во всех трех. В нефтях всех трех регионов содержание ванадиевых порфиринов небольшое, а никелевые отсутствуют. [25]
Генерация нефтей III генотипа связана, по всей вероятности, с рассмотренной выше зоной палеотемпературы 60 С. Нефти III генотипа могут быть встречены и на прилегающих участках внутренней зоны бортового прогиба на западе и северо-западе. [26]
В нефтях II генотипа ( силурийско-нижнедевонские отложения) моноциклические нафтены преобладают над биоциклическими, отмечается низкое 2С ( 16 %) и очень низкая степень разветвленности парафиновых цепей. [27]
В нефтях I генотипа преобладают трициклические нафтены над тетра-циклическими. Нефти I генотипа легкие, содержат до 46 % бензиновых фракций, в которых преобладают метановые УВ. Ароматических УВ мало как в бензиновой фракции, так и в отбензиненной нефти. [28]
Отличительная черта нефтей II генотипа ( нижнекаменноугольные отложения) - - высокие значения коэффициента Ц, что свидетельствует о преобладании длинных парафиновых цепей. В то же время отмечается общее сокращение доли СН2 - групп в парафиновых цепях. Особенностью этих нефтей является пониженное содержание ароматических и особенно нафталиновых ядер в нафтено-ароматической фракции, одинаковое ко личество нафталиновых и фенантреновых УВ и самая высокая по сравнению с другими нефтями доля тиофенов ( 20 5 %) за счет увеличения доли бензтиофенов. [29]
В верхневизейско-нижнепермских отложениях имеются и прогнозируются нефти V генотипа. Зона легких нефтей на севере граничит с обширной зоной газоконденсатных залежей. В Ижма-Печорской впадине увеличение плотности нефтей происходит в направлении с востока - юго-востока на северо-запад. [30]