Дифференциация - нефть
Cтраница 2
К сожалению, автор работы [3] сгруппировала нефти только в соответствии с возрастом отложений, не учитывая гипсометрический и фациаль-но-литологический факторы, и не привела исходных данных, которые позволили бы провести дифференциацию нефтей в избранной нами манере. [16]
Соответственно увеличивается суммарное содержание УВ, особенно парафино-нафтеновых, что наиболее характерно для первых фильтратов ( табл. 9, рис. 10); вторые фильтраты содержат несколько повышенное количество ароматических УВ, что свидетельствует о снижении степени дифференциации нефтей. Величина отношения УВ к смолам в фильтрованных нефтях возрастает более чем в 2 раза по сравнению с исходной нефтью. [17]
Следует отметить то обстоятельство, что при физической дифференциации меняются фракционный состав нефтей, содержание в них смол, общие свойства, но не химический состав узких фракций. Продуктами физической дифференциации нефтей отчасти являются такие образования, как газоконденсаты и озокериты. [18]
При изучении ряда образцов нефтей Татарии [29] методом эмиссионно-спектрального анализа определены V, Ni, Cu, Ti, Mo, А1 и др. Отмечено, что при переходе от девона к карбону и Перми общее содержание металлов возрастает. По величине отношения V / Ni проведена дифференциация нефтей. Показано, что лишь 10 - 15 % всего ванадия связано в порфириновом комплексе. [19]
 |
Схема строения нефтяной залежи с газовой шапкой. [20] |
Суммарная мощность недонасыщенной и переходной зон может достигать 50 м и более. Наличие переходной зоны объясняется тем, что процесс дифференциации нефти и воды не закончен. Изменение коэффициента нефтегазонасыщения в переходной зоне и зоне недо-насыщения с высотой подчиняется экспоненциальному закону. Положение кровли зоны недонасыщения устанавливается с помощью методов сопротивления, кровля переходной зоны фиксируется по величине критического удельного сопротивления. За величину критического удельного электрического сопротивления принимается минимальное его значение, при котором из пласта получают практически безводную нефть. [21]
Рассмотренный механизм контролирует степень осернения исходного ОВ на стадии его захоронения в целом по региону. От того, сколько серы внедрилось в виде серосодержащих соединений в нефтематеринс-кий материал ( при прочих равных условиях), прямо зависит сернистость нефтей. Однако в пределах месторождения или залежи могут действовать локальные факторы, влияние которых может быть иногда весьма значительным. К таким факторам следует прежде всего отнести механизм дифференциации нефтей в пределах залежи и процессы ретроградного испарения и конденсации. [22]
Несмотря на большой объем накопленных данных ( около 1800 определений V и более 1600 анализов на Ni, табл. 2.22), вскрыть причины такой дифференциации пока не удается. В определенной степени этому мешают отмеченные выше значительные вариации измеренных концентраций V и Ni даже для нефтей единого региона, а иногда и месторождения, причем не всегда ясно, в какой мере эти вариации обусловлены природными факторами, а в какой - отклонениями, вызванными неидентичностью условий и способов подготовки и анализа образцов в работах различных исследователей. Дальнейшее накопление экспериментальных данных, даже получаемых по унифицированным методикам, вряд ли приведет к успеху в деле окончательного установления причин дифференциации нефтей по распределению металлов, если последнее будет изучаться в отрыве от основных химических характеристик нефтей, в первую очередь таких, как их химический тип, вещественный, групповой, гетероатомный и функциональный составы. [23]
Первоначально образовавшиеся нефти в рассеянном состоянии или в виде залежей могут иметь различный состав и различную плотность в зависимости от условий образования. Это могут быть легкие нефти с повышенным содержанием низкокипящих фракций, тяжелые нефти со значительным содержанием высококипящих углеводородов и смолистых веществ или же средние по плотности нефти, в составе которых более или менее равномерно распределены различные компоненты. Эти особенности первоначально образовавшейся нефти зависят от состава исходного органического вещества, которое неодинаково в разных геологических условиях, в разных климатических зонах, а также от геохимических условий, от температуры, давления и каталитических свойств пород. Характер и направленность происходящих изменений состава нефти определяется изменениями геохимических условий, связанных с историей геологического развития данной толщи осадочных пород, изменениями глубины погружения толщ пород, температуры и давления, миграцией и дифференциацией нефти и газа. По-видимому, повышение давления при погружении осадочных пород способствует образованию нефтяных углеводородов из органического вещества, а также изменению состава нефти. [24]
Страницы: 1 2