Анализ глинисто-карбонатных пород

Анализ глинисто-карбонатных пород (мергеля). Навеска прогревается последовательно при 300, 700—800 и 900—1000° С. При 300° С могут вы- [c.284]

Для корреляции песчаных горизонтов наибольшее значение имеют 7г, Т1, Сг, Оа, Ге, А1, для корреляции глинистых — 2г, Оа, Сг, V, N1, Со, Си, Мп, Зг, Ва, Mg, Са, 1Л, НЬ, К, Ма, Ое, Ве, для карбонатных пород — 8г, Ва, Мп, Си, N1, Ка, Mg, А1, 81. Важное значение при К. г. имеет качественный и количественный спектральный анализ, позволяющий быстро определить в образцах горных пород многие элементы. В ряде случаев для К. г. используются отношения между двумя элемеитами Ма К К Си 8г Са 8г 8г Ва V Сг Си N1 Ре Мп и т. д. Так, наир., в морской воде отношение Са 8г равно 31, в породах кунгурского яруса Заволжья — [c.360]

Гистограмма логарифмического распределения содержаний органического вещества в глинистых и карбонатных породах по большому числу анализов показывает сходные величины (рис. 7). [c.36]

Петрографический анализ заключается в визуальной оценке распределения минералов в породах продуктивного пласта. Этот метод дает информацию о распределении глинистых и карбонатных минералов и об их положении относительно порового пространства. [c.450]

В течение опыта систематически отбирали пробы жидкости из ловушек и газа на анализ. Опыт заканчивали, когда составы входящего в породу и выходящего из нее газовых растворов становились одинаковыми. Опыты проводились с песчаными, песчано-глинистыми, глинистыми, карбонатными сухими и влажными породами различной проницаемости, от десятых до десятитысячных миллидарси [ Изучение закономерностей... , 1963 Сафронова Т. П., Жузе Т. П., Сушилин А. В., 1972]. [c.124]

На основе анализа всех опубликованных данных и нескольких тысяч анализов содержания и состава Сор Н.Б. Вассоевичем приняты следующие субкларки глинистые породы — 0,9%, алевритовые — 0,45%, песчаные и карбонатные — 0,2%, все типы пород — 0,58% (табл. 2.1). [c.75]

А. Б. Ронов установил также интересную корреляцию между нахождением нефти в девонских коллекторах и концентрацией ОВ в сопутствующих неколлекторских породах. Он обнаружил, что вся нефть сосредоточена в районах, где глинистые породы характеризуются повышенным содержанием ОВ, обычно достигающим 1 %. Ввиду того, что среди карбонатов присутствовали глины, не представляется возможным сделать какие-либо выводы о значении карбонатов в формировании нефтяных залежей. А. Б. Ронов не делал анализов углеводородов, которые важны при оценке карбонатных материнских пород. [c.231]

Имеющиеся материалы по отдельным регионам частично противоречивы, и, по-видимому, не вполне представительны. Наибольшее число анализов имеется для Волго-Уральской нефтех азоносной области. По данным К. Ф. Родионовой (1967), основанным на 1158 определениях, средний выход хлороформенного экстракта из органического вещества песчано-глинистых пород составляет 2,46%, карбонатных — 6,79% средний суммарный выход битумоидов, включая связанные , соответственно — 9,47 и 17,58%. [c.46]

Наряду с латеральными критериями наличия и ограничения ловушек поисковый интерес имеют развитие и плановое соответствие литолого-физических неоднородностей в отложениях разреза над контуром продуктивности месторождения. Волновым разуплотнением охвачено около 300 м объема пород вплоть до кровли макроритма В-18. Для истолкования природы этого явления привлекалась серия карт площадного распределения параметров у, Нка, Нпч, Ккл и Кпч (в пространстве между реперными карбонатными плитами С[ и С ). Анализ показал, что эффекты разуплотнения отложений макроритмов В-18— В-20 с нарастанием глинистости и песчанистости коррелируются слабо. Некоторое их усиление наблюдается с увеличением суммарной мощности песчаников (В-18 — на 3—9 м, В-19 — на 4—15) и значительное — с ростом пористости на 1,5—8%. Величина снижения -у в районе СКВ. 1, 2, 5 и 314 на 800—1100 м-г/см указывает на роль факторов седиментогенеза и возможного ореольного влияния залежей. Действительно, прослеживается латеральная смена русловых тел дельтового комплекса (В-18, В-19), морских пляжей (В-19) и вдольбереговых регрессивных баров (В-19, В-20), характерных для надконтурной зоны, породами барьерных островов (В-20), устьевых баров и отложениями волноприбойной зоны (В-19) за ее пределами. Об участии диффузионного потока углеводородов в формировании поля у можно судить по косвенным признакам — наличию жесткого литологического волнового барьера в объеме разреза С (В-14—В-17)—С а также типичного элемента классической модели ореольного влияния нефтегазовых залежей над зоной активного химического и механического вторжения углеводородов [1, 3]. [c.44]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология