Cтраница 1
Наиболее тяжелые нефти в ПК ( до 0 930) приурочены к восточной периклинали, где глубина залегания их наименьшая. [1]
Наиболее тяжелая нефть плотностью 0 879 - 0 911 г / см3 получена в самом верхнем горизонте на Ельской площади. Нефть содержит до 5 0 - 5 5 % серы. [2]
Им обнаружены наиболее тяжелые нефти с низким выходом бензиновых фракций в западной части Самарской Луки, где наблюдается активное восстановление сульфатов до сероводорода бактериями вследствие опреснения пластовой воды. [3]
Следует только подчеркнуть, что наиболее тяжелые нефти приурочены к песчаникам мелового возраста, легкие - к средпеюрским и верхнеюрским пелитоморфным известнякам Саудовской Аравии и самые легкие - к органогенным и мелководным известнякам Асмари в Иране и их аналогам в Северном Ираке. [4]
Шугуровские и бавлииские нефти, приуроченные к отложениям каменноугольного возраста, являются наиболее тяжелыми нефтями. [5]
Изменение удельных весов нефтей одноименных горизс по площадям Апшерона значительное, например, в ПК наиболее тяжелые нефти ( 0 920 г / см3 и выше) в Бинагадах бунчах, Раманах, Маштагах, Бузовнах. К югу и юго-запа, сторону общего погружения и увеличения мощности проду. [6]
Нефти месторождений Припятской нефтеносной области имеют плотность 0 840 - 0 877 г / см3, которая закономерно уменьшается сверху вниз по разрезу. Наиболее тяжелая нефть ( плотность 0 879 - 0 911 г / см3) получена в самом верхнем горизонте разреза на Ельском месторождении. [7]
В основном это нефти сильно дренированного и приуроченного к разломам Роменского месторождения. Наиболее тяжелые нефти с плотностью 0 90 - 0 95 г / см3 в пределах этой зоны залегают преимущественно на глубинах 500 м и меньше. Четкой зависи мости изменения плотности с увеличением глубины залегания в пределах северной прибортовой зоны Днепровско-Донецкой впадины не установлено. [8]
В миоценовых отложениях было выделено несколько зон генерации: в Западно-Кубанском, Терско-Каспийском прогибах и в Дагестане, откуда шла региональная миграция в зоне нефтегазонакопления. Наиболее тяжелые нефти ( IX зона) приурочены к приподнятым бортовым частям прогиба, где они находятся в зоне действия гипергенных процессов. В центральной и северной частях прогиба вблизи зоны генерации будут встречены наиболее легкие нефти первой группы ( зона IV) и второй группы ( зона VII) по периферии северного борта. В северной части прогиба, где предполагается хорошая сохранность залежей, наличие тяжелых нефтей третьей и четвертой групп ( VIII и IX зоны) маловероятно. [9]
Нефти Азово-Кубанского нефтегазоносного бассейна очень пестрые по составу. Плотность их меняется в пределах 0 760 - 0 979 г / см3, уменьшается вниз по разрезу. Наиболее тяжелые нефти характерны для отложений миоцена. Нефти беспарафинистые и в основном малосернистые. [10]
Нефти Азово-Кубан - ской газонефтеносной области разные по составу. Плотность их меняется в пределах 0 760 - 0 979 г / см3, уменьшаясь вниз по разрезу. Наиболее тяжелые нефти характерны для миоценовых отложений. В этом же направлении в нефтях возрастает содержание метановых углеводородов. Тип нефтей мезозоя везде нафтеново-метановый. Природные газы области метановые, бессернистые. Содержание метана в залежах отложений неогена и палеогена почти всегда более 90 % и достигает 96 - 100 % в самых верхних горизонтах. В мезозойских залежах газа количество метана наоборот редко превышает 90 %, а содержание тяжелых углеводородов значительно. [11]
Нефти Азово-Кубанской газонефтеносной области разные по составу. Плотность их меняется в пределах 0 760 - 0 979 г / см3, уменьшаясь вниз по разрезу. Наиболее тяжелые нефти характерны для миоценовых отложений. В этом же направлении в нефтях возрастает содержание метановых углеводородов. [12]