Cтраница 2
Арены же битумоидов гумусового РОВ представлены преимущественно би - и полициклическими структурами. [16]
В составе битумоидов ( нефтей) обычно выделяют следующие аналитические группы: 1) масла - растворимая в петролейном эфире часть би-тумоида ( нефти), не взаимодействующая с сорбентами; состоит в основном из УВ разных групп; 2) смолы - растворимая в петролейном эфире часть битумоида ( нефти), сорбируемая силикагелем и др. сорбентами; могут быть разделены на подгруппы нейтральных ( бензольные смолы) и кислых ( спиртобензольные смолы) соединений; 3) асфальтены - нерастворимая в петролейном эфире наиболее высокомолекулярная часть битумоида ( нефти); из состава асфаль-тенов путем растворения в спирте возможно выделение асфальтогеновых кислот. Общность обозначений, принятых для аналитических групп битумоидов и нефтей, обусловлена лишь общностью методов выделения этих групп и не означает их обязательного химического сходства. В практике би-туминологических исследований существует несколько вариантов обработки проб и выделения перечисленных аналитических групп. Сложность комплекса входящих в группы органических соединений и условный характер границ между группами заставляют исследователя придерживаться единого аналитического метода определения С. [17]
Арены же битумоидов гумусового РОВ представлены преимущественно би - и полициклическими структурами. [18]
В составе битумоидов ( нефтей) обычно выделяют следующие аналитические группы: 1) масла - растворимая в петролейном эфире часть би-тумоида ( нефти), не взаимодействующая с сорбентами; состоит в основном из УВ разных групп; 2) смолы - растворимая в петролейном эфире часть битумоида ( нефти), сорбируемая силикагелем и др. сорбентами; могут быть разделены на подгруппы нейтральных ( бензольные смолы) и кислых ( спиртобензольные смолы) соединений; 3) асфальтены - нерастворимая в петролейном эфире наиболее высокомолекулярная часть битумоида ( нефти); из состава асфаль-тенов путем растворения в спирте возможно выделение асфальтогеновых кислот. Общность обозначений, принятых для аналитических групп битумоидов и нефтей, обусловлена лишь общностью методов выделения этих групп и не означает их обязательного химического сходства. В практике би-туминологических исследований существует несколько вариантов обработки проб и выделения перечисленных аналитических групп. Сложность комплекса входящих в группы органических соединений и условный характер границ между группами заставляют исследователя придерживаться единого аналитического метода определения С. [19]
Процесс изменения битумоидов в катагенезе заключается в следующем. По мере погружения осадочных пород битумоиды становятся менее кислыми, теряют гетероэлементы, в них возрастает содержание масел и уменьшается количество смолисто-асфальтеновых веществ. В маслах повышается содержание УВ. [20]
Увеличение доли битумоидов в составе 0В пород в процессе катагенеза, в свою очередь, сопровождается новообразованием УВ. [21]
Растворяющая способность битумоидов и нефтей в сжатых природных газах резко возрастает в ряд /: метан-двуокись углерода - пропан - высшие гомологи метана. Наибольшая растворимость у алканов, далее идут циклоалканы, арены, смолы, ас-фальтены. [22]
Изотопный состав битумоидов в песчаниках обычно легче, чем в глинистых породах из одновозрастных отложений. Изотопное разделение между битумоидами ( табл. 66) реализуется на расстоянии уже первых десятков сантиметров и первых метров. Обогащение изотопом С вверх по разрезу, фиксируемое для большинства нефтеносных районов, также может быть обусловлено процессами миграции нефтяных флюидов. [23]
Почти половину битумоидов в сланцах самого основания изученной части разреза составляют нормальные, изо - и циклоалканы. Эти данные показывают, что с увеличением глубины погружения пород в составе алканов в битумоидах происходят значительные изменения. [24]
Для диагностики битумоидов, содержащихся в образцах, отбираемых керноотборниками, рекомендуется использовать следующие массовые виды анализов: предварительный осмотр под люминесцентной лампой; капельно-люминесцентный анализ в хлороформе и спиртобензоле; люми-несцентно-битуминологический анализ ( эталонный и капиллярный) в од-ном растворе. [25]
Тепловое разрушение битумоидов пород и нефти в микроскоплениях и залежах происходит наиболее интенсивно на градациях катагенеза МКз и МК ( R от 0 95 до 1 5 %) в диапазоне геотемп-р от 100 до 200 С в зависимости от возраста вмещающих пород и темпов их погружения. В конкретных условиях ГФН отвечает главная зона нефтеобразования ( ГЗН) с конкретными термоглубинными границами проявления в разрезе осадочного чехла нефтегазоносных басе. ГФН целесообразно заменить понятием фаза максимальной генерации битумоидов ( ФМГБ) с соответствующими термоглубинными и катагенетич. [26]
При исследовании битумоидов различных пород Восточной Сибири нами также обнаружен ряд непорфириновых красных пигментов. [27]
В водах присутствуют битумоиды, бензол, фенолы и другие соединения. Установлена связь количества и состава ВРОВ с составом углеводородных флюидов в залежах. [28]
Жидкая нефть и битумоиды составляют около V4 органического вещества конкреции; остальное приходится на кероген. Возможно присутствие небольших количеств газолиновых углеводородов с 9 - 14 атомами углерода в молекуле. [29]
Нарастание степени остаточности битумоида, обусловленное увеличением объема эмигрировавшей микронефти, особенно четко фиксируется в пачках глинистых материнских пород по направлению от их центральных частей к смежному коллектору, в который происходила разгрузка нефтяных УВ. [30]