Латеральная неоднородность распределения комплексов

Следует учесть также функциональную и структурную неоднородность тилакоида, связанную с латеральной гетерогенностью мембран. Комплексы ФС II локализованы в местах контакта тилакоидов гран, ФС I и АТФ-синтетазный комплексы — в зонах свободного контакта со стромой в ламелярных тилакоидах и маргинальных торцовых участках тилакоидов гран. Цитохромный комплекс и пластохинон равномерно распределены в латеральном плане мембраны. Диффундирующий внутри тилакоида пластоцианин имеет разную долю восстановленных молекул в центре тилакоида и на краях. Скорость транспорта электронов по ЭТЦ зависит от pH внутри тилакоида и pH стромы. Для тилакоидов, собранных в граны, может иметь значение нехватка протонов в тонком водном слое между дисками для образования PQH2 из-за медленной диффузии ионов из стромы через узкую межгранную щель. Реалистичное описание зависимости внутритилакоидного pH и числа поглощенных на свету протонов от pH стромы дает математическая модель, описывающая диффузный перенос протонов через мембрану тилакоида путем обмена Н+ с внутримембранными кислотными группами (Тихонов). Таким образом, все процессы электронного и протонного транспорта и их сопряжения необходимо рассматривать в распределенной гетерогенной системе. [c.216]

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