Cтраница 3
Различное соотношение порфиринов установленных гомологических рядов ( М, М-2, М-6) в нефтях предположительно можно объяснить различными условиями образования и изменения нефти в залежи. Так, показано [57], что отношение М / М-2 для более древних по возрасту нефтей гораздо выше, чем для молодых. [31]
Южно-Эмбинско - го нефтеносного района различных горизонтов: альба, апта, неокома, юры, пермо-триаса. Установлено, что в большинстве из них присутствует ванадилпорфириновый комплекс, концентрация которого с изменением возраста нефтей от более древних к молодым уменьшается. [32]
Из приведенных в таблице данных видно, что общее содержание высокомолекулярных неуглеводородных компонентов в нефтях разного возраста и разной химической природы изменяется в весьма широких пределах, от 1 - 2 % в легких малосмолистых нефтях до 41 0 % в нефтях тяжелых и до 60 % в природных асфальтах. Это различие обусловлено, очевидно, степенью геохимических превращений исходного материнского вещества, или, что то же самое, возрастом нефтей. [33]
Ранее нами также отмечалось, что не существует симбатной связи между концентрациями асфальтенов и ванадия в нефти. Но приведенные Гуляевой графики ввиду еще небольшого фактического материала, к сожалению, пока не позволяют установить и другой, более интересной связи - возраста нефти и содержания в ней ванадия. Очевидно уже имеющиеся в нефти ванадиево-порфириндаые комплексы должны с некоторой скоростью разрушаться. Если скорость прирастания концентрации этих веществ, за счет поступления иэ окружающей среды, больше скорости отдачи во внешнюю среду - окружающим породам, то должно происходить накопление ванадия в нефти с возрастом; если же исключить систематическое поступление ванадиевых соединений в нефть и признать их полученными лишь с материнским веществом или из внешней среды, но однажды, а не систематически, то с увеличением возраста нефти, концентрация ванадиево-порфириновых комплексов, вероятно, должна бы снижаться. [34]
Свойства нефтей ( если они не претерпели вертикальной или далекой литеральной миграции) находятся в соответствии со свойствами включающих их пород - ряд свойств нефтей кор-релируется со степенью катагенеза вмещающих их пород, со степенью измененное рассеянного органическбго вещества. Состав нефтей закономерно изменяется в зависимости от глубины залегания и возраста вмещающих пород. Возраст нефтей и попутных газов близок к возрасту вмещающих пород. [35]
Такова физическая сторона рассматриваемого вопроса, которая, конечно, отнюдь не претендует на разрешение возникающих при этом новых вопросов, не относящихся к физике пласта. Важно в данном случае то, что в числе прочих исследований, связанных с оценкой коллекторов и поисками нефти и газа, большое теоретическое и практическое значение приобретает изучение геологического возраста нефти и истоков ее появления. Поскольку возраст нефти различен, то при соответствующих термодинамических условиях она может встречаться и на очень больших глубинах, кажущихся в настоящее время невероятными. [36]
Оптические свойства нефти характеризуются показателем преломления света на границе раздела двух сред. Он выражается отношением синуса угла падения к синусу угла преломления. Величина показателя преломления позволяет судить о плотности нефти, ее молекулярной массе, химическом составе и возрасте нефти. [37]
Оптические свойства нефти характеризуются показателем преломления света на границе раздела двух сред. Он выражается отношением синуса угла на границе раздела двух сред; угла падения к синуса угла падения к синусу угла преломления. Величина показателя преломления позволяет судить о плотности нефти, ее молекулярной массе, химическом составе и возрасте нефти. [38]
За небольшими исключениями можно отметить прежде всего то, что сернистый характер нефтей является типичным для обширных регионов. В западном полушарии сернистые нефти распространены на побережьи Мексиканского залива, в Калифорнии, а также в Мексике. Нефтяные месторождения сернистых нефтей приурочены к самым различным геологическим системам, и никакой связи между содержанием серы и возрастом нефти не имеется. Нефти Заволжья относятся к палеозою и содержат много серы, в то время как палеозойские нефти США почти бессернисты. Все это говорит о том, что не случайные причины вызвали осернение нефти, а какие-то обстоятельства, характерные для обширных регионов, например, специфическая геологическая обстановка или тождественность исходного материала нефти, уже заключавшего в себе причины осернения будущих нефтей. [39]
По своему химическому составу нефти различных участков одной и той же нефтеносной площади могут различаться между собой так же, как и нефти из отдаленных друг от друга нефтяных месторождений. Больше того, даже для нефтей из разных скважин одного и того же участка иногда наблюдается значительное различие химического состава. Бартон [2] при систематическом изучении геологии области побережья Мексиканского залива ( США) и ее нефтей нашел, что, как правило, содержание летучих компонентов увеличивается с глубиной залегания, а также с возрастом нефти. [40]
Гораздо хуже изучены фенолы. В нефтях обнаружены фенол, все крезолы, ксиленрлы и отдельные изомеры Су. Установлено, что соотношение между фенолами и алкилфенолами колеблется в пределах от 1: ( 0 3 - 0 4) до 1: ( 350 - 560) к зависит от глубины залегания и возраста нефти. [41]
Сероводород встречается в нефтях достаточно часто. Следует иметь в виду, что при нагревании нефти сероводород может образовываться за счет разложения нестабильных сернистых соединений нефти. Оболенцевым было установлено, что наиболее стабильны ( при 200 - 300 С) серусодержащие соединения в нефти песчаных отложений, тогда как в известняковых нефтях разложение начинается при 40 - 80 С. Возраст нефти и содержание в ней сернистых соединений не сказываются на их стабильности. [42]
Как известно [173], пористость матрицы верхнемеловых отложений достигает 20 %, а проницаемость ее практически равна нулю. При этом, по имеющимся данным, нефть в ней отсутствует и содержится только в пустотах вторичного происхождения - преимущественно в трещинах. Следовательно, напрашивается вывод, что трещины и заполняющая их нефть в верхнемеловых отложениях появилась в третичное время в один из периодов альпийского горообразования. Возможно, и возраст нефти в них соответствует третичному времени. [43]
Различие между химсоставами нефтей заключается в вариациях содержания каждого ряда и содержания отдельных компонентов, присущих каждому ряду и зависящих от предыстории формирования нефти в конкретном месторождении. Предполагается, например, что с возрастом нефти должно увеличиваться содержание в ней парафинов, а молодые нефти содержат больше смолисто-асфальтеновых веществ, однако убедительных доказательств этого нет. Подтвердить или опровергнуть такие гипотезы станет возможным лишь в результате дальнейших систематических исследований химсостава нефтей в тесной связи о геохимической характеристикой конкретных нефтяных месторождений и физико-химических особенностей залежей, которые меняется в весьма широких пределах. [44]
Восточной Сибири, что затрудняет определение остальных углеводородов данной серии. К этому следует добавить, что нефти Восточной Сибири ( юг Сибирской платформы) уникальны, как уже указывалось, и по геологическому возрасту. Так, возраст коллекторов здесь колеблется от вен-да до низов кембрия. Очевидно, имеется определенная связь между возрастом нефтей и особым составом нефтематеринских веществ и, как следствие, высоким содержанием реликтовых метилалканов. Данные углеводороды могут служить характерным качественным признаком сингенетичности нефтей и битумоидов, а также признаком генетической однородности нефтей данной нефтяной площади. [45]