Девон

Нефтью наследуется, видимо, и соотношение длинных (более четырех СНг-групп) и коротких (менее двух СН2-групп) цепей. По этому показателю нефти разных генотипов четко отличаются друг от друга. Для ОВ нами было сделано очень мало таких определений. Вместе с тем во всех случаях (триас Прикаспийской впадины, девон Припятского прогиба) [c.30]

Э.М. Галимов приводит следующие данные о различии в Пермском Прикамье нефтей разных генетических типов по и. с. у. й первом генотипе (бавлинская свита) б С нефти -30,5 %с, во втором генотипе (девон) —27 %с. [c.38]

Для нефтей I ("девонского") генотипа характерно значительное преобладание СНз-групп в длинных цепях (30—45 %, среднее 37 %). Средние арифметические величины параметров состава нефтей "девоне <ого" генотипа показывают, что эти нефти легкие, с высоким содержанием бензиновых фракций, около 60 % которых составляют нафтеновые УВ. Смол и асфальтенов мало. В отбензиненной нефти большую часть (70,3%) составляет парафино-нафтеновая фракция с низкой степенью циклизации моле [c.63]

Изучение нефтей юга Западной Сибири, где они связаны с отложениями палеозоя (силура, среднего и верхнего девона) и мезозоя (средней и верхней юры и мела), позволило выявить пять самостоятельных генетических типов нефтей в палеозое и в мезозое (табл. 36). [c.90]

Нефти II генотипа (девон, юг Западной Сибири) существенно отличаются от нефтей I генотипа резким понижением коэффициента Ц, более высоким /< и более легким и. с. у. [c.91]

Кроме того, причиной, осложняющей закономерно возрастающую метанизацию нефтей в зоне катагенеза с возрастанием глубины и температуры, является особенность структур УВ нефтей разных генетических типов. Нами были изучены нефти, залегающие на глубинах более 4 км, из 140 скважин из отложений плиоцена, эоцена, юры и девона месторождений Предкавказья, Азербайджана, Прикаспийской впадины и Белоруссии. Состав исследованных нефтей и конденсатов приведен в табл. 46, а его изменения показаны на рис. 24. Для глубокозалегающих нефтей характерно высокое содержание бензинов и парафино-нафтеновых УВ в отбензиненной нефти. Последние имеют низкую степень циклизации молекул и высокое содержание СН -групп в парафиновых цепях. Структура парафиновых цепей в парафино-нафтеновой фракции (соотношение количества СНг-групп в коротких и в длинных цепях, степень разветвленности цепей) с ужесточением термобарических условий меняется по-разному (рис. 25). В нефтях первой группы наблюдается сокращение доли длинных цепей и возрастание доли коротких, что может быть связано с деструкцией парафиновых цепей. Это ведет к увеличению содержания легких и газообразных УВ и образованию газоконденсатных залежей. Во второй группе нефтей с погружением возрастает относительная роль [c.139]

Брэдфорд, Пенсильвания Брэдфорд Девон 610 22 300 [c.86]

Девонская система содержит многочисленные нефтяные горизонты (не менее 20), которые разрабатываются главным образом в Аппалачском нефтяном районе в штатах Нью-Йорк, Пенсильвания и Западная Виргиния, причем наибольшее практическое значение получили нефтеносные горизонты верхнего девона. Из девонских отложений получается нефть и в месторождениях Мид-Континента, главным образом в Оклахоме, но здесь они имеют меньшее значение, чем в восточной области. Небольшое количество нефти в девонских отложениях найдено в долине р. Макензи в Канаде. [c.133]

Что касается нефтяных месторождений США, то Д. Дэй, например, считает, что нефти штата Пенсильвания являются результатом миграции нефтей силура в вышележащие пласты девона. [c.195]

На протяжении кембрия и ордовика биологическая эволюция происходила в пределах гидросферы появились сине-зеленые, затем бурые водоросли, достигающие громадных размеров, прикреп — ляющиеся ко дну бассейна. Эволюция наземной растительности началась в силуре появились сосудистые (мхи) и споровые растения, приспособленные извлекать воду с питательными веществами из почвы. В девоне возникли древние папоротники. В карбоновый период наземная растительность достигла более высокого уровня эволюционного развития как в количественном отношении, так и по своему разнообразию. Данный период характеризуется исключительно пышным развитием флоры, которое происходило в теплых влажных районах, соответствующих тропическому климату. [c.47]

Характерный пример таких различий — нефтематеринские толщи и генерируемые ими нефти подсолевых и межсолевых карбонатных отложений девона Припятского прогиба. Фациально-генетический тип ОВ этих отложений одинаковый — сапропелевый. Видимо, поэтому часть показателей состава ОВ и генерируемых им нефтей малоинформативна с точки зрения генетической типизации. Так, особенности распределения -алканов (по числу атомов) однотипны для нефтей подсолевых и межсолевых девонских отложений, так же как и характер распределения изопреноидных УВ. [c.42]

Рис. 9. ИК-спектры нефракциониро ванных нефтей из отложений верх него девона Припятского прогиба

Изучение ОВ карбонатных пород верхнего девона показало существенные различия в его составе, в частности в составе ХБ в межсолевых и подсолевых отложениях (центральная и восточная части прогиба) содержание нафтено-ароматических УВ составляет соответственно 12,23 и 5—9 % в подсолевых породах значительно больше распространены в ОВ полициклические ароматические У В (1,12-бензперипен, 3,4-бензпирен) интенсивность п. п. (D720) СНа-групп в длинных парафиновых цепях в ХБ межсолевых отложений 0,21—0,31, в подсолевых 0,13. Это обусловлено более тонкими фациальными и геобиохимическими различиями отдельных зон осадконакопления верхнедевонского бассейна. [c.77]

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]

До 1940 г. добыча нефти в Канаде была сравнительно мала эксплуатировалось главным образом месторождение Альберт [1, 23, 5а]. Присутствие нефти было известно в форте Норман на северо-западной территории небольшое количество нефти добывалось в месторождении Онтарио (вероятно, связанном с месторождением Лима в Охайо), а также в Ньюбрун-свике. Вначале месторождения Альберта давали главным образом газ и легкие углеводороды (дистиллятные месторождения), однако позднее месторождение Долина Тарнер стало давать нефть смешанного типа, содержащую твердые парафины, более 40% бензиновых фракций и около 0,5% серы. Добыча в южном районе Альберта продолжала расти до 1947 г. (3 160 ООО м ), когда открытие месторождения Ледюк и других площадей в центральном районе Альберта позволило увеличить добычу до 9 796 ООО в 1952 г. В последнее время продуктивные площади были расширены к востоку от района Саскачеван. В общем новейшие площади давали нефти, схожие с нефтями Мид-Континента. Нефть залегает в верхнем девоне и нижней меловой свите. Вновь открытые месторождения содержат большое количество природного газа. Добыча нефти в Канаде составляет менее 1 % мировой добычи. [c.55]

В Европейской части СССР нефть в девоне обнаружена на р. Ухте — в Ухтинском районе, где нефтеносная свита имеет верх-недевонский возраст. Она покрывается свитой горючих сланцев домаников , в некоторых отношениях аналогичных верхнедевонским сланцам Чаттануга в Соединенных Штатах. Эти сланцы Чаттануга некоторыми американскими геологами считаются за материнскую породу, давшую исходный материал для образования девонской нефти в месторождениях восточной нефтяной области и Мид-Континента в Соединенных Штатах. [c.133]

В Аппалачской нефтеносной области, где в разрезе от карбона до девона включительно широко наблюдается переслаивание нефтеносных песков со сланцами, за материнскую породу обычно считают сланцевые слои, залегаюш ие в более или менее непосредственном контакте с нынешними нефтеносными резервуарами. Так, для залежей, подчиненных девонским отложениям, в частности свитам Чемонг и Кэтскилл, материнской породой считаются черные сланцы свит Гамильтон и Марцэллус того же возраста. [c.181]

Фиг. 98. Разрез через месторождение Эльдорадо и Бланкеншип в Канзасе 1 — сланцы Чаттануга 2 — песчаники виола 3 — известняк Арбокль 4 — пенсильванский отдел 5 — миссисипский отдел, девон в — ордовикская система

Подходя критически к оценке возможной роли рыб в качестве материнского вещества для нефти, необходимо обратить внимание, что своего более или менее раннего развития фауна рыб достигла в девоне, следовательно, ими трудно пользоваться для объ ясне-ния происхождения нефтп в более древние геологические эпохи, например, в кембро-силуре. [c.314]

В Волго-Уральской нефтегазоносной области, особенно в восточной части платформы, где глинистые покрышки опесчанены в сводах крупных структур, в распределении залежей нефти наблюдается определенная закономерность. Если в нижних горизонтах залежь нефти небольшая по объему, то обычно в верхних горизонтах встречаются залежи большего объема. Так, при сравнительно небольших залежах в девоне можно наблюдать скопления нефти больших объемов в нижнем карбоне. Или же, если в нижнем карбоне имеется небольшая залежь, то обычно в среднем карбоне она значительней. [c.370]

Для девонских залежей нефти и газа Саратовской области, расположенных в зоне среднего катагенеза, глинистые толщи служат хорошими покрышками. Встречаются залежи нефти и газа и в зоне позднего катагенеза (жирные и коксовые угли), там, где толщи аргиллитов имеют мощность 100—200 м (например, на Шляховской и Кудиповской площадях Волгоградской области). Однако залежи нефти отсутствуют в терригенном девоне Жирновского и Бахметьевского поднятий из-за воздействия динамометаморфизма на аргиллиты в своде этих поднятий. Они изменены здесь больше, чем в других районах Пижней Волги. [c.370]

На нефтегазовом месторождении Ледюк—Вудбенд (Канада) разрабатывается залежь D-3A (верхний девон), приуроченная к рифовому массиву, сложенному отложениями Ледюк девонского возраста. Средняя глубина залегания продуктивных пород составляет 1628,8 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная мощность пород-коллекторов равна 10,8 м, газонасыщенная — 15,2 м. Пористость пород (средние данные) равна 8% содержание остаточной воды составляет в среднем 15% проницаемость (средние данные) по напластованию — 100 мд, в вертикальном направлении — 10 мд. [c.371]

В Куйбышевском Поволжье до 1950 г. разрабатывались нефтяные и газовые залежи, приуроченные к карбонатным породам пермского возраста, а в дальнейшем были открыты и стали вводиться в разработку залежи пласта ДЛ в кровле данково-лебедянских слоев верхнего девона (Покровка, Зольный). [c.373]

На ряде площадей Волгоградской области в отложениях девона вскрыты залежи нефти и газа. Так, на Бахметьевской площади в евлановско-ливен-ских слоях франского яруса в известняках, доломитах и доломитизированных известняках, с пористостью в среднем около 11% и суммарной мощностью, равной 12 м, встречена газонефтяная залежь. В атом же стратиграфическо.и горизонте на Жирновской площади в известняках детритусовых, мелкообломочных, с пористостью 1,5—13% в средней пачке, мощностью от 25 до 38 м, также обнаружена газонефтеносная залежь. [c.373]

На месторождениях Оренбургской области также начали широко вовлекать в разработку залежи нефтп, приуроченные к карбонатным породам в девоне и карбоне, а также залежи газа в карбоне н перми. Породами-коллекторами газа Оренбургского газоконденсатного месторождения являются известняки органогенно-обломочные, микрозернистые и другие нижнепермского и каменноугольного возраста. Коллекторы газа по типу пустотного пространства характеризуются межзерновоп и трещинной пористостью. [c.374]

Жигулевско-Оренбургский свод с северо-запада на юго-восток пересекается Камско-Кинельской впадиной, выраженной только и отложениях нижнего отдела каменноугольной системы и верхнего девона. На южном борту этой впадины выделяется молодой Бобровско-Нокровский вал. В южной части области Жн гулевско-Орепбургский свод ограничен Булулукской впадиной, которая, стунеп чато погружаясь к югу, переходит в огромную Прикаспийскую впадину, рас-. положенную главным образом на территории Казахской ССР. [c.152]

В геологическом строении Днепровско-Донецкой впадины принимает участие комплекс осадочных образований от девона до юры включительно. Однако наибольшее число нефтегазонроявлений связано с отложениями ннжнего и верхнего карбона и нижней пермч. [c.428]

Надсолевые отложения представлены терригенными образованиями и относятся к данково-лебедянским слоям девона, каменно-угольным и пермским системам палеозоя, к мезозою и третичным отложениям. [c.490]

Первые нефтяные месторождения, открытые на территории Литовской ССР и Калининградской области, расположены в пределах восточной части балтийской синеклизы. В региональном тектоническом плане балтийская синекли-за ограничивается на юго-востоке склоном Белорусско-Литовского массива, на севере — склоном Балтийского щита, на востоке сливается с Латвийским прогибом и на западе ее граница находится в пределах Балтийского моря. Не- те-носность балтийской синеклизы связывается с комплексом нижнепалеозойских отложений от кембрия до нижнего девона, а также и с осадками перми, распространенными в юго-западной части Литвы и Калининградской области. [c.553]

В случае отсутствия пор, образовавшихся в раннем диагенезе, отложения, содержащие большое количество ОВ, сохраняют свой углеводородный потенщ1ал . Это различного возраста горючие сланщ) , кумс-кие отложения эоцена, доманиковые отложения девона и аналогичные им образования - консерванты . [c.92]

Так, А.А. Ильина (1975 г.) в работе, посвященной характеристике битуминозных компонентов ОВ современных осадков по данным люминесцентно-спектрального анализа, указывает, что в некоторых образцах новоэвкЬинских отложений из глубоководных участков Черного моря (глубины 2150, 1800, 1950 м) обнаружены нефтяные люмоге-ны. Автор справедливо ставит вопрос о том, .. . когда же и при каких условиях в погребенных осадках возникает весь комплекс компонентов, присущих нефти Далее она отмечает, что нефтяные люмогены не бьши установлены в экстрактах илов "чистых , не загрязненных нефтепродуктами водоемов, и обнаружены в илах оз. А-джиголь, загрязненного нефтепродуктами, а также Геленджикской и Новороссийской бухт. В то же время нефтяные люмогены бьши выявлены и в илах вблизи о-ва Шпицберген, где предполагать загрязнение илов нефтепродуктами весьма трудно. А.А. Ильина также сообщает, что в сланцах, обогащенных ОВ (кумекая свита эоцена, доманик девона и др.), установлены явные признаки типичных нефтеподобных компонентов, которые отсутствуют в сланцах буроугольной стадии метаморфизма различного возраста от палеогена до кембрия. Что же касается углей, то в них лишь на стадии Д появляются нефтяные компоненты. [c.97]

Туймазинское месторождение нефти было открыто еще в 1937 г., когда из СКВ. 1 был получен фонтан нефти из песчаников нижнего карбона. В 1944 г. скв. 100 вскрыла песчаники нижнефран( ских и верхнеживетских отложений девона и дала мощный фонтан нефти при испытании пластов Д-П [13]. С этого времени Туймазинское месторождение дает промышленную нефть. Исследование туймазинской нефти проводилось в нескольких институтах в различное время. Наиболее ранние изучения качества этой нефти были проведены во ВНИИ НП [14]. Позже в БашНИИ НП также проводились отдельные исследования образцов туймазинской нефти. Однако эти исследования были не достаточно полными. Образец товарной туймазинской девонской нефти 1962 г. исследован значительно полнее. По своей общей характеристике образец товарной нефти 1962 г. мало отличается от исследованных ранее образцов. Содержание серы в нефти 1,44%. В товарной нефти 1958 г. содержание серы было 1,38%, а в образце, исследованном во ВНИИ НП, — 1,47%. Плотность нефти колеблется от 0,852 до 0,858. Потенциальное содержание светлых фракций, выкипающих до 200° С, составляет 25,1—24,4%, а фракций, выкипающих до 350°С, — 49,0—51,6% (рис. 37 и табл. 172—180). [c.128]

На Сергеевском месторождении промышленный приток нефти получен из песчаников кыновско-пашийских слоев девона и из пластов турнейского яруса, [c.143]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология