Тимии

Рис. 5. Сопоставление генетических параметров неуглеводородных компонентов нефтей залежей в разновозрастных отложениях Тимано-Печорской, Ек>лго-Уральс-кой и Прикаспийской НГП.

Как видно из приведенных данных, в ряду As — Sb — Bi размеры агомов и ионов увеличиваются, энергии ионизации уменьшаются тим обусловлено ослабление признаков неметаллических элементов и усиление признаков металлических элементов. [c.344]

Сопоставление критериев выделения генетических типов нефтей позволило дать анализ их информативности, которая оценивалась с нескольких позиций. Во-первых, следовало оценить возможность применения единых как в числовом, так и в качественном отношении критериев для генетической типизации нефтей в палеозойских отложениях Прикаспийской, Волго-Уральской и Тимано-Печорской НГП. Важно было выявить, какие параметры показывают четкие различия разных генотипов во всех рассмотренных регионах, а какие информативны только для каждой из указанных провинций или районов или даже отдельных зон нефтегазонакопления. Во-вторых, следовало оценить, как изменяются (или не изменяются) показатели генетических типов нефтей, залегающих в одновозрастных отложениях (сингенетичных) рассмотренных районов. В-третъих, нужно было выяснить, какие наборы параметров наиболее характерны и универсальны для генетической типизации нефтей разных нефтегазоносных провинций. [c.39]

Практически шмучено спирта 100-0,8 = 80, Онреде.тим выхо.- , -этилового спирта [c.253]

Заи1 ТИМ, что эти величины определены для ионных пар, а не для ковалентных частиц. [c.463]

Из всех проанализированных параметров требованиям генетических критериев соответствовали главным образом те, которые отражали или характеризовали гомологический ряд УВ и их структурные особенности. К таким параметрам на основании геохимических исследований нефтей Предкавказья, Прикаспийской и Тимано-Печорской НГП и других регионов был отнесен в первую очередь предложенный нами коэффициент Ц = СН2 (п> А) /СН2 (п <2), характеризующий структуру парафиновых цепей. Коэффициент Ц, отражающий генетические особенности нефти, [c.37]

Для оценки информативности генетических показателей нами было проведено сопоставление генетических типов нефтей Тимано-Печорской, Волго-Уральской и Прикаспийской НГП, в каждой из которых была проведена генетическая типизация нефтей. В качестве параметров, отражающих генетические различия нефтей, использовались наиболее стабильные показатели, которые характеризуют особенности структур парафиновых УВ (по данным ИКС), ароматических УВ (УФС или масс-спектрометрия), нафтеновых УВ (масс-спектрометрия), содержание и состав металлопор-фириновых комплексов. [c.39]

Рис. 4. Сопоставление генетических параметров нефтей (структурные херактерис-тики УВ) залежей в разновозрастных отложениях Тимано-Печорской, Волго-Уральской и Прикаспийской НГП.

Нефти Прикаспийской НГП из отложений 1 — пермских, 2 — каменноугольных нефти Тимано-Печорской НГП 3 — Ижма-Печорская впадина, 4 — Колвинский ме-гавал, 5 — вал Сорокина, б—Хорейверская впадина нефти Волго-Уральской НГП [c.40]

Сопоставление генетических типов нефтей показало, что набор генетических параметров, информативных для выделения генотипов нефтей, в разных провинциях различен. Для Тимано-Печорской НГП он включает показатели, характеризующие структуру парафиновых УВ (Ц, СНг с п > 2, Е Hj/S СНз, Pi), распределение нафтеновых УВ с разным числом колец (МЦН/БЦН, БЦН/ТЦН), содержание и соотношение типов ароматических структур (2С, g/ и С /Сф), сернистых соединений (сумма тиофенов, содержание или отсутствие бензтиофенов), содержание или отсутствие ванадиевых порфиринов. Наиболее информативны (различаются в максимальном числе генотипов) показатели Ц, S H /S H , МЦН/БЦН, 2С, сумма тиофенов. Для нефтей Прикаспийской НГП в набор информативных параметров входят Ц, СН с п>2, СН /БСН , МЦН/БЦН и С /Сф. В Волго-Уральской НГП набор еще более узкий S , С /С , сумма тиофенов, содержание бензтиофенов. По содержанию тиофенов хорошо различаются нефти нижнекаменноугольных и нижнесреднедевонских отложений (последних в обрамлении Прикаспийской впадины). [c.41]

Генетические типы нефтей Тимано-Печорской НГП были выделены автором совместно с Н.С. Шуловой (табл. 20, 21) [6, 2Й]. [c.45]

В пределах Тимано-Печорской НГП нефтегазоносность установлена почти по всему разрезу осадочного чехла — от ордовикских до триасовых отложений включительно. Отличительная особенность нефтей НГП - большое разнообразие их свойств и состава, которые существенно меняются как по стратиграфическому разрезу, так и в пределах нефтегазоносного комплекса. [c.45]

Характеристика нефтей разных генетических типов Тимано-Печорской НГП [c.48]

Основные генетические показатели генотипов нефтей (1-7) Тимано-Печорской НГП [c.52]

Приведенные данные показывают, что изменения нефтей под воздействием различных факторов — глубины, температуры, пластовых вод — в Тимано-Печорской НГП контролируются генетическим типом нефтей, что очень важно для прогнозирования их состава. Наличие в разрезе нескольких генетических типов связано с тем, что они генерировались разными нефтематеринскими породами, именно этим обусловлены разли- [c.54]

Корреляционные связи состава нефтей Тимано-Печорской НГП с условиями их залегания [c.55]

Генетическая типизация нефтей Тимано-Печорской НГП позволила сделать важный в практическом отношении вывод наличие нефтей двух [c.56]

Генетические типы нефтей нефтегазоносных провинций, связанных с платформенными областями, в частности с Восточно-Европейской платформой, характеризуются определенными особенностями. Если взять одноименные стратиграфические комплексы, например среднедевонские отложения Тимано-Печорской, Волго-Уральской НГП и Припятского прогиба, то коэффициент Ц в нефтях этих отложений изменяется от 7,3 до 12 в первых двух и до 22 в третьем. Наблюдаются различия в суммарном содержании СНг-групп в нефтях Тимано-Печорской НГП 29 %, Волго-Уральской НГП 46,6 %. Первые нефти имеют, кроме того, большую степень разветвленности парафиновых цепей. Однако имеются и общие признаки генотипов нефтей, залегающих в девонских отложениях, — генетические показатели, отражающие структуру нафтеновых УВ соотношение моно- и бициклических, би- и трициклических нафтенов, содержание тетра-, пента- и гексациклических нафтенов в нефтях средневерхнедевонского генотипа в двух сравниваемых провинциях близки, так же как и средние значения g/ и С /Сф. Близко и содержание ванадиевых порфиринов. [c.101]

В каменноугольных отложениях Тимано-Печорской, Волго-Уральс-кой и Прикаспийской НГП выделено несколько генотипов нефтей два (D3- 1 и -Pi) в первой, два ( i и 2-3I во второй и один (С) - в третьей. [c.101]

Анализ нефтей "нижнепермского" генотипа, выделенного в Тимано-Печорской, Волго-Уральской и Прикаспийской НГП, показал близость значений Ц в последних провинциях (9—13) и содержания ароматических структур (31—34 %) во всех трех. По соотношению нафтеновых У В с разным числом колец наблюдаются различия между нефтями разных провинций (в Тимано-Печорской НГП МЦН/БЦН 0,8, в Прикаспийской 1,1, а БЦН/ТЦН 1,3 и 1,7 соответственно). В нефтях всех трех регионов содержание ванадиевых порфиринов небольшое, а никелевые отсутствуют. [c.102]

Наличие в Тимано-Печорской НГП нефтей нескольких генотипов показывает, что процессы нефтегазообразования проходили несколькими циклами (в скобках — нефтевмещающие отложения) ордовикский (ордовик и силур), силурийский (силур и нижний девон), девонский (среднедевонско-нижнефранские), каменноугольный (верхнедевонские-нижне-каменноугольные) и пермский (визейско-нижнепермские). Принципиальное значение для Тимано-Печорской НГП имеют самостоятельные циклы нефтегазообразования в самых древних отложениях - ордовикский и силурийский. [c.110]

V. 2.2. ТИМАНО-ПЕЧОРСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ [c.176]

Границы 1 — Тимано-Печорской НГП. 2 — тектонических элементов залежи 3 — конденсатные, 8 - газоконденсатные залежи с прогнозируемой нефтяной отороч-(установленный и предполагаемый - в кружке) 12 - участки фактического и 13 — зона распространения высокосернистых нефтей 14 — граница зоны распро-менее 0,730. Прогнозируемые зоны распространения нефтей с плотностью (г/см ), 0,850, 20 - 35 <10 Б - 0,851 - 0,870,20 - 30,10-15 8-0,870-0,900,10-15, предполагаемые — в кружках) конденсата плотностью, г/см А — 0,730, В — [c.178]

Как видно из карты прогноза, в визейско-нижнепермском комплексе Тимано-Печорской НГП значительное место будут занимать газоконденсатные (и нефтегазоконденсатные) залежи, которые имели небольшое значение в среднедевонско-нижнефранском комплексе и зоны распространения которых тяготели к зонам генерации. [c.181]

Пзи наличии в многостадийном процессе пеекольких ба птаст.пх потоков сложной структуры можно свести задачу оптимизации к он-тими шцин простого многостадийного процесса с )ядом дополнительных условий типа соотиошепий ( 1,191) и (VI,192). [c.303]

Думанский [38] в 1917 г. опубликовал данные о носстановлении )тим методом бензола до циклогексадиепа. Казанский 20 годами позже сообщил, что продуктом восстановления бензола этпм методом является не циклогексадиен, а циклогексен моноалкилбензолы этим способом восстанавливаются п 1-алкилциклогексепы-1. [c.260]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология