Cтраница 3
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. [31]
Причем элементный состав битумоидов характеризуется значительным однообразием и колебания содержаний отдельных элементов укладываются в сравнительно узкие пределы, что объясняется, по-видимому, в первую очередь однообразием исходного ОВ, основным источником которого является планктон. Элементные составы битумоидов и липидной фракции планктона обнаруживают определенное сходство. Отмечается только некоторое увеличение содержания углерода и в меньшей мере водорода, уменьшение содержания гетероато-мов в битумоидах. [32]
Из органических соединений битумоидов наиболее близки по составу к нефти масла и особенно УВ, составляющие обычно основу этой фракции. В связи с этим изучение образования и эволюции УВ в осадочных отложениях является вопросом первостепенной важности для определения генезиса нефти. [33]
В компонентном составе битумоидов выделяются те же фракции, что и в нефтях: масла, смолы и асфальтены. Масла - это наиболее легкая фракция битумоида, растворимая в петролейном эфире и не адсорбирующаяся из этого раствора силикагелем или другим адсорбентом. Масла состоят в основном из УВ ( tram 200 С) и содержат небольшое количество легких смол; они имеют вязкую или полужидкую консистенцию, их цвет - от светло-желтого до светло-коричневого. Масла так же, как и нефти, содержат хемофоссилии - УВ, позволяющие идентифицировать исходное вещество и проводить корреляцию ОВ - нефть. [34]
Смолы - фракция битумоидов, растворимая в петролейном эфире и адсорбируемая из этого раствора силикагелем и другими адсорбентами. Смолы отличаются от других компонентов битумоида повышенной концентрацией гетероэлементов и прежде всего кислорода. [35]
В элементном составе битумоидов увеличивается углерод: в ХБ ( А) - до 85 - 86 %, в СББ ( А) - до 78 - 80 %; количество низкокипящих УВ растет до 2 9 - 4 %, в групповом составе содержание метановых УВ возрастает до 54 %, из них 30 % составляют УВ нормального строения и 24 % - изостроения. [36]
Образование разветвленных алканов битумоидов и нефтей в химическом отношении - более сложный процесс, чем образование нормальных алканов, хотя оба эти процесса взаимосвязаны. [37]
Сопоставляя люминесценцию экстракта битумоида и его капиллярной вытяжки с жидкостными и капиллярными эталонами, подбирают их по цвету и интенсивности люминесценции растворов, а также по цвету люминесценции и ширине люминесцирующей зоны на капиллярных вытяжках и определеляют концентрацию битумоида в породе, которая рассчитывается по следующей формуле: Cab / m, где а - содержание битумоида в подобранном эталоне, Ь - - количество растворителя, т - навеска исследуемой породы. [38]
Сопоставление группового состава битумоидов современных и полуископаемых осадков показывает, что в составе последних доля асфальтенов обычно меньше, а смол и масел - больше. Поэтому битумоиды полуископаемых осадков обычно отличаются более восстановленным составом. [39]
Выделяют еще так называемые параавтохтонные битумоиды, представляющие собой битуминозные компоненты, перемещенные внутри одной толщи, т.е. утратившие связь с исходным ОВ, но не покинувшие толщи в целом, т.е. это автохтонный битумо-ид миграционная часть битумоида соседнего участка толщи. Микстобитумоиды, или смешанные, образующиеся при смешении син - и эпибитумоидов, обладают промежуточными характеристиками. [40]
К последним ближе стоят теоретически возможные субавтохтонные битумоиды, которые отделялись от ОВ и располагались в породах вблизи и вокруг него. [41]
Неручевым значительное падение концентраций битумоида и углеводородов в керогене к концу ГФН, сопровождающееся хроматографическим разделением битумоида, служит объективным диагностическим признаком нефтема-теринских отложений, из которых в геологическом прошлом эмигрировала нефть в пласты-коллекторы. Количественный анализ этих изменений дает возможность определять массу образовавшейся и эмигрировавшей нефти и вероятные ее запасы в залежах. [42]
Следовательно, данные изучения битумоидов в породах хи-мико-битуминологическими методами, безусловно, имеют определенный интерес как для диагностики миграционных битумоидов, так и для установления нефтегазоматеринских, особенно нефтегазопроизводящих ( нефтегазопроизводивших) пород при количественной оценке их потенциала продуктивности, но почти непригодны для определения доли участия автохтонных битумоидов. В связи с этим существующие методы определения генетических типов битумоидов требуют значительного методического усовершенствования. В частности, следует учитывать величину соотношения хлороформного и спиртобензольного экстрактов. Логично допустить, что сингенетичные битумоиды нефтегазопро-изводящей ( или нефтегазопроизводившей) части материнской породы или отложений, в отличие от потенциальной их части, должны характеризоваться минимальным содержанием мигра-ционноспособных компонентов, ушедших в процессе первичной миграции. [43]
В отношении изменения количества битумоидов в ОВ в зависимости от глубины погружения вмещающих пород материалы большинства исследователей не противоречат данным об изменении состава и концентрации битумоидов непосредственно в осадочных породах. Об этом свидетельствуют результаты анализов по извлечению битумоидов экстрагированием пород. Разногласия по поводу процесса покисления объясняются, по-видимому, тем, что используемый битумоидный коэффициент представляет собой отношение содержания всех битумоидов к ОВ, по которому определение доли участия автохтонных битумоидов носит условный характер, а подчас невозможно. [44]
На этом этапе содержание битумоидов в ОВ невелико и характеризуется незначительным разбросом значений. [45]