Залежи первичные

Но все-таки общее направление движения нефти в конечном счете определяется тектоникой, поэтому, если можно сп-орить о роли тех или иных синклинальных форм на фоне других тектонических структур, то ни в коем случае нельзя отрицать громадного значения и роли больших депрессий регионального характера, названных нами геосинклиналями. Ведь в них-то и происходило накопление первично битуминозного материала — так называемой материнской породы. Здесь под влиянием повышенной температуры и давления и при участии других факторов (анаэробных бактерий) происходило превращение органического материала в диффузно рассеянную в породе нефть, и отсюда началось ее движение вследствие разницы в удельном весе воды и нефти происходит их разделение и подъем последней вверх по восстанию. На своем пути поднимающаяся из геосинклиналей с места своей родины нефть встречала различного рода препятствия тектонического характера в виде литологических особенностей того или иного пласта, и в этих преградах происходило ее накопление и образование нефтяных залежей . Отрицая возможность накопления нефти в некоторых локальных структурных типах синклиналей, нельзя забывать огромного значения и роли геосинклиналей в образовании и аккумуляции нефти. [c.272]

Мнения о том, что исследованные нефти этого района представляют собой некоторый мигрировавший дериват нефтей из залежей первичного формирования, уже высказывались выше на основании анализа ряда других показателей. О первичном залегании в данном случае можно говорить лишь в отношении нефтей, характеризующихся размещением точек в левом углу графика, без закономерного соотношения между величинами дискретных градиентов отдельных фракций асфальтово-смолистого комплекса. Здесь размещается и основная часть нефтей Припятской впадины, которые обособляются от нефтей Днепровско-Донец-кой впадины и по комплексу всех ранее рассмотренных показателей. [c.114]

При объединении залежей этих двух регионов в единую выборку было получено единое прогнозное уравнение, позволяющее выделять залежей первичных, вторичных газоконденсатов и нефтей только по данным о содержании легких углеводородов с эффективностью более 80 %. [c.36]

Геохимические данные о содержании легкокипящих углеводородов можно использовать для прогнозирования фазового состояния углеводородов в залежах первичных газоконденсатов (без нефтяной оторочки) вторичных газоконденсатов (с нефтяной оторочкой) нефтей. [c.36]

Различия в составе ОВ нефтематеринских пород предопределяют и многообразие нефтей, наследуемое от генерировавшего их ОВ. Однако наиболее сложен вопрос о том, что непосредственно наследуется нефтями от ОВ пород. Важно также выяснить, как влияют первичная миграция и вторичные процессы преобразования нефтей в залежах на генетические показатели углеводородов нефти и ОВ материнских пород. [c.30]

Все эти особенности, а также наличие почти во всех газоконденсатных залежах нефтяных оторочек (или признаков нефти) указывает на то, что образование газоконденсатных залежей не было "первичным", т. е. непосредственным образованием чисто конденсатных залежей за счет генерации ОВ только легких (газообразных и жидких) УВ. Первичные газоконденсаты, как правило, характеризуются низкой плотностью, высоким выходом бензиновых фракций (70—90 %), отсутствием смолисто-асфальтеновых компонентов. [c.169]

Как уже отмечалось, под залежью нефти или газа подразумевается естественное локальное (единичное) скопление этих полезных ископаемых. В зависимости от того, образовались ли скопления нефти и (или) газа в пределах нефтегазоматеринских свит или за пределами последних, выделяются первичные и вторичные залежи в понимании И, М. Губкина. [c.144]

В предыдущей главе было указано, что нефть образует скопления в пористых пластах главным образом осадочного происхождения. Теперь возникает естественный вопрос, каким образом и под влиянием каких причин образуются скопления, или залежи, нефти в земной коре. Нужно заметить, что на этот вопрос не имеется в науке определенного ответа. Некоторые представители нефтяной геологии полагают, что залежи нефти, которые мы в настоящее время разрабатываем, и те, которые лежат в земной коре еще не тронутыми, являются первичными скоплениями, т. е. нефть мы находим в том месте, где она образовалась и никаких, следовательно, перемещений в земной коре не испытала. Эту доктрину защищают некоторые сторонники так называемого органического происхождения нефти. [c.183]

В книге дана характеристика растворяющих и селективных свойств различных надкритических флюидов по отношению ко многим органическим и неорганическим веществам. Показана роль таких флюидов как растворителей в различных технических и природных процессах. Большую роль играют сжатые углеводородные газы как растворители жидких УВ в процессах их первичной и вторичной миграции в осадочных породах, приводящих к образованию и переформированию залежей углеводородов. Рассмотрены также основные закономерности этих процессов. [c.153]

Подавляющее большинство способов увеличения нефтеотдачи применимо лишь для первичного вытеснения нефти на начальных стадиях разработки залежей. Поздние стадии практически не обеспечены эффективными способами увеличения полноты выработки запасов нефти. [c.56]

В геохимии нефтей пластов группы А имеется ряд специфических черт. Это обусловлено тем, что многие залежи нефти расположены в зоне, где возможны процессы биодеградации (Т < 70 °С). Поэтому на первичный состав нефти, унаследованный от о6" накладывается влия- [c.169]

Рассмотрим механизм формирования первичных залежей нефти или газа, который представляется относительно более простым по сравнению с процессом образования вторичных локальных скоплений. Представим себе, что первичная миграция завершилась и УВ отжаты из пелитовых пород в породы-коллекторы (рис. 80). Дно (ложе) седиментационного бассейна практически не всегда бывает строго горизонтальным, а имеет определенный первичный уклон, который в некоторых случаях уже может обусловливать миграцию УВ по региональному восстанию слоев. Некоторые исследователи допускают возмож- [c.145]

Более вероятно, что различие в характере проявления зависимости изменения нефтей от глубины их залегания для Припятской и Днепровско-Донецкой впадин свидетельствует о том, что в первой впадине залежи нефтей в подсолевых и межсолевых отложениях в основном являются залежами первичного формирования. На территории второй впадины в отложениях нижнего карбона и в более молощ>1х стратиграфических подразделениях преобладают (возможно и все) залежи повторного формирования, а во многих случаях -- неоднократного переформирования. В результате этих процессов усложнялись коррелятивные связи между отдельными параметрами. Первичные залежи, вероятно, характеризовались высоким газонасыщением, наличием газовых шапок и к началу переформирования находились под высоким давлением. По возникавшим разломам или трещиноватым зонам нефть могла эмигрировать вначале в газопаровой фазе с постепенным нарастанием жидкой фазы, дифферещи-руясь по составу во времени. В этом случае в новой ловушке могли интегрироваться в виде вторичной залежи качественно различные нефти. [c.97]

Основная сырьевая база Просяновского каолинового комбината — Вершинская залежь первичного каолина, представляющая собой остатки древней коры выветривания (каолинизации) по изверженным породам гранитного ряда. Мощность Вершинской каолиновой залежи изменяется в широких пределах — от 0,9 до 51,5 м. Каолины перекрыты современными отложениями — толщей песчано-глинистых пород мощностью до 20 м. [c.338]

Нами была предпринята попытка разработать методику прогнозирования фазового состояния углеводородов в залежах путем построения многомерной математической модели, учитывающей как влияние легко-кипящих углеводородов, так и ряда других факторов. Для решения этой задачи было сформировано две статистических выборки одна по залежам Восточного и Западного Предкавказья, другая - по залежам Прикаспия. Объемы выборок были равны соответственно 176 и 85 залежей. В обе выборки были включены залежи первичных, вторичных газоконденсатов и нефтей. Каждая залежь была охарактеризована следующими геохимическими данными суммарным содержанием в исследуемой пробе нормальных и изопарафинов, циклопентана и циклогексана, а также содержанием бензола и толуола. Кроме того, были использованы следующие геохроно-термобарические данные сведения о глубине залегания залежей, температуре, палеотемпературе и типе исходного органического вещества. [c.30]

Рис. 3. Иллюстрация сходства и различия прогнозной функции ТЗ с величиной относительной нефтегазоконденсатонасыщенности Н - нефтяная залежь, ГК - залежь первичного газоконденсата, ГКН - залежь вторичного газоконденсата (с нефтяной оторочкой)

Свойства и происхождение балхашита могут служить доказательством того, что нерастворимые твердые вещества в горючих сланцах могли также первоначально представлять собой твердые полимеры жирных веществ или жирных кислот. Эта точка зрения подтверждается тем, что хорошо известные сланцы месторождений Грин Ривер в Колорадо, а также Вайоминга и Юта содержат относительно большое количество полутора- и бикарбоната натрия, находящегося в сланцах в виде включений белой кристаллической массы. (В одном из районов эти сланцы используются в промышленном масштабе для производства соды). Как будет показано дальше, существуют доказательства того, что конверсия тяжелых остаточных продуктов в нефть, содержащую легкие фракции, и большое разнообразие углеводородов обусловлены реакцией иона карбония, индуцируемой кислыми алюмосиликатными катализаторами, находящимися в контакте с нефтью. Кокс, Уивер, Хенсон и Хенна считают [16], что в присутствии щелочи катализ не осуществляется. В связи с этим возможно, что сохранение твердого органического вещества в битуминозных сланцах месторождения Грин Ривер и других залежах обусловлено присутствием щелочей. Предполагают, что сланцы месторождений Грин Ривер откладывались в солоноватых внутренних озерах в условиях, напоминающих условия образования современного балхашита [6]. Поэтому можно считать, что ненасыщенные растительные и животные жиры и масла представляли собой первичный исходный материал как для нефти, так и для так называемого керогена битуминозных горючих сланцев, образующих первоначально твердое заполимеризовавшееся вещество., Однако в сланцах, содержащих щелочь, НС наблюдалось медленного химического изменения, приводящего к образованию нефти [13а]. Природа минеральных компонентов битуминозных сланцев также может способствовать сохранению органического вещества и препятствовать его провращевию в нефть. Битуминозные сланцы месторождения Грин Ривер в большинстве своем содержат магнезиальный мергель. [c.83]

Чрезвычайно трудно указать на не вызывающий сомнений пример месторождения, в котором нефть залегает первично, частично таким примером может служить рукавообразная залежь Нефтяно-Ширванского месторождения в Майкопском районе, а также линзообразные скопления нефти в Пешельброннском месторождении в Эльзасе (Франция), в песчаные линзы которых нефть, по-видимому, попала из вмещающих их глинистых первично битуминозных пород. [c.111]

Среди сторонников органического происхождения нефти, как уже указано, выделяется особая группа ученых, которая исходит из представления о всякой залежи нефти как о первичном ее скоплении, т. е. если нефть в данное время мы находим в песках или пористых известняках, значит, в этих породах она и возникла. Известный геолог-нефтяник К. П. Калицкий выявляет в этом отношении наиболее крайнюю точку зрения. В своей книге Миграция нефти он говорит, что все сторонники теории передвижки нефти из одного пласта в другой исходят из одной основной мысли, по которой образование нефти в песках невозможно, так как в силу аэрации (проникновение воздуха) органический материал подвергается в них процессу окончательного разложения под действием кислорода воздуха. Он приводит ряд фактов, говорящих за возможное сохранение органического вещества в песках, и, следовательно, за возможность возникновения в них нефти. А раз это так, то нет, по мнению К. П. Калицкого, никакой нужды строить всякого рода предположения о перемещении нефти из одного п.таста в другой, тем более о передвижении ее с неведомых глубин. Для того чтобы подобное предположение оказалось соответствующим действительности, необходимо доказать, что в песках или известняках может происходить наконле- [c.184]

Так произошла нефть почти всех нефтяных месторождений Соединенных Штатов, так произошла нефть и наших нефтяных месторождений Грозненского, Майкопского, Эмбенского районов и др., где нефть, как говорят, залегает первично, т. е. она возникла в пределах той свиты, где сейчас залегает, и вся ее миграция совершалась в пределах только этой сьитьт из глин в пески и по пескам — в своды антиклиналей и в другие места скопления. Но там, где она залегает вторично, не в тех свитах, среди которых возникла и куда пришла после сложного пути странствования, там процессы ее образования несколько неясны. Возьмем нефтяные месторождения юго-восточной части Кавказа, где залежи нефти приурочены к продуктивной толще. Эта свита по своему характеру и по условиям отложения не могла сама по себе быть источником нефти, а могла послужить лишь великолепным коллекторол для нее . Нефть в нее пришла из других свит, но из каких именно Вот тут-то и начинается область догадок. Все свиты третичного возраста типа диатомовых слоев, майкопской свиты, бурого коуна могли быть материнскими породами. Битуминозные породы залегают и в мезозое. Кроме того, мы здесь видим тесную связь не только территориальную, но и генетическую, между грязевыми вулканами и нефтяными месторождениями. [c.347]

В соответствии с нредставлениями, изложенными в работе [133], основная масса сернистых соединений нефтей является внесенной извне. Источниками этой серы, по мнению авторов, служат продукты трансформации (под воздействием биологических агентов) сульфатной серы, с которыми коптактируются сформировавшиеся ранее нефтяные залежи. Однако это не исключает участия исходного органического вещества в формировании первичных сернистых соединений, более термостойких, чем вторичные сернистые соединения. Два механизма образования соединений нефтей должны обусловливать и различное их поведение в деструктивных процессах. [c.53]

В виду то го, что ряд геологов отрицает возможность миграции нефти, а также наличие высоких температур в местах залежи нефти, необходимых для процессов деструю-ивной гидрогенизации первичных материалов нефти, возможно, что и эта стадия процесса нефтеобразования имеет биохимический характер, сопровождаясь, по А. Ф. Добрянскому, обеднением протопродукта кислородом и обогащением, за счет этого, водородом. [c.194]

В.Ф. Симоненко приходит к выводу, что термобарическая обстановка перехода газовых растворов из нефтематеринской породы в коллектор на заключительных этапах первичной ми-грахши предопределяет качественное и количественное распределение жидких углеводородов в залежах. Важнейшими па раметрами при этом являются величина перепада давления на границе нефтематеринская порода - коллектор и величина пластового давления в коллекторе. Состав и плотность выделившихся из газового раствора жидких углеводородов и тех. Что остались в нем, в значительной степени обусловлены вышеупомянутыми параметрами. При большой величине пластового давления в коллекторе в газовых растворах останутся ароматические и нафтеновые группы углеводородов, а также значительное количество нефтяньгх компонентов, в том числе масла и асфальтено-смолистые компоненты. В условиях сравнительно низких пластовых давлений высококипящие углеводороды (в первую очередь смолистые вещества и масла) выпадут из газового раствора и целиком вей дут в состав нефти. Поэтому в составе конденсатно-газовых скоплений они практически Не встречаются. [c.21]

Таким образом, наличие аномально высоких поровых давлений в нефтематеринских глинистых толщах и существование перепада давлений между нефтематеринскими породами и пластами-коллекторами имеют важное значение в реализации нефтематеринского потедашала пород и процессах, первичной миграции углеводородов. Этими параметрами в значительной мере определяется действие существующего в природе механизма, приводящего к концентрации рассеянных нефти и газа и образованию минимальных объемов непрерывной гомогеннсй фазы жидких и газообразных углеводородов, способных самостоятельно мигрировать в пористых средах и формировать залежи во встречающихся на путях их миграции ловушках. Перепадом давления между глинами и коллекторами и величинсй давления в коллекторах во многом шределяются состав и свойства образующих залежи жидких и газообразных углеводородов. [c.23]

Различают первичные и вторичные залежи нефти. В результате просачивания нефти из первичного месторождения в глинистые и силикатные пласты создаются идеальные условия для каталитических превращений содержащихся в нефти веществ (по всей вероятности, этим объясняется тот факт, что в нефтях Борнео содержится до 15% толуола). При дальнейшем вытеснении водой или под влиянием тектони- [c.84]

Радиоактивные элементы в рассеянном виде встречаются во всех горных породах. Известно много и радиоактивных минералов, например а) первичные минералы пегматитов — уранинит, клевеит, бетафит, самарскит, монацит б) первичные гидротермальные минералы — настурап, урановая чернь в) вторичные минералы — кюрит, радиофлюорит, радиоборит и др. Проблемы, связанные с распространением, распределением и скоростью распада радиоактивных элементов в различных породах, с миграцией радиоактивных элементов при геологических процессах, имеют большое значение для геохимии, петрографии и геохронологии. На основании большого количества наблюдений радиоактивности пород установлено, что изверженные породы обладают большей радиоактивностью, чем осадочные. Радиоактивные элементы выносятся по поверхностям сбросов, разломов и нередко позволяют фиксировать линии тектонических нарушений. Факт образования тепла при распаде радиоактивных ядер учитывается при разрешении вопросов, связанных с изучением внутреннего теплового баланса Земли, магматических, вулканических, а также горообразовательных процессов. Радиоактивность морской воды и морских осадков имеет большое значение для океанографических исследований. Методы, основанные на радиоактивности, также широко используются в прикладной геологии при геофизических поисках и разведках залежей руд металлов и месторождений нефти. В настоящее время геологосъемочные партии, как правило, проводят измерения радиоактивности пород радиометрами. В скважинах проводится у-каротаж. [c.13]

Первичная форма нахождения хлора на земной поверхности отвечает его чрезвычайному распылению. В результате работы воды, на протяжении многих миллионов лет разрушавшей горные породы и вымывавшей из них все растворимые составные части, соединения хлора скапливались в морях. Усыхание послёдних привело к образованию во многих местах земного шара мощных залежей Na l, который и служит исходным сырьем для получения всех соединений хлора. [c.249]

Вероятно, пройдя биохимическую переработку во время седиментогенеза и диагенеза, ОВ в значительной мере утрачивает свои особенности, обусловленные типом биопродуцента, и приобретает новые, отражающие особенности биоценоза и характер этих преобразований. Поэтому, с нашей точки зрения, следует говорить не о морском, континентальном, гумусовом или сапропелевом ОВ, а об ОВ разной степени окисленности (прежде всего за счет аэробного окисления). С этих позиций имеет смысл вести речь о двух крайних типах ОВ, дающих соответственно начало двум резко различным типам нефтей (табл. 37, см. табл. 11, 12). Состав первичных нефтей (подгруппы 1А и ПА) может быть значительно изменен под действием вторичных процессов преобразования их в залежи главным образом при биодеградации (подгруппы I Б и II Б). [c.124]

Нефти из отложений викуловской свиты получены с глубин от 800 до 1800 м. Состав нефтей варьирует в очень широких пределах от легких с достаточно высоким содержанием парафинов нефтей Каменного месторождения до тяжелых нефтей (> 0,860 г/см ) (см. табл. 51). Подавляющее большинство нефтей — наиболее биодеградированные из нефтей Западной Сибири. Этому способствует благоприятная для развития нефтяной микрофлоры пластовая температура - 10-40 °С. В тех случаях, когда пластовая температура выше 70 °С (Каменное месторождение, Т 77 °С), биодеградация не идет, и нефти сохранили свой первичный состав (ни по одному из параметров не удается зафиксировать признаки биодеградации). В то же время на соседних площадях, где температура несколько ниже (например, Пальяновское месторождение, Т 65 °С) нефть имеет отчетливые признаки биодеградации. На этом же уровне деградации находится залежь на Тюменском месторождении, где температура 62 °С. В нефтях всех этих месторождений на хроматограммах отчетливо фиксируются алканы. Нефти остальных залежей находятся на более высокой стадии деградации, и поэтому в них м-ал-каны отсутствуют. [c.171]

Из былых гидротерм рудные элементы осаждались в больших объемах горных пород, к-рые подразделяют на пром. залежь полезного ископаемого (рудное тело) и т. наз. первичный геохнм, ореол рассе)шия, в к>ром концентрация элементов не достигает кондшшй. Запасы элементов-спут-ников в ореолах всегда больше, чем в рудных телах. Нередко и по запасам главных рудных элементов ореолы не уступают рудным телам. На изучении первичных ореолов основаны геохимические методы поисков полезных ископаемых, [c.522]

ГОРНОХИМЙЧЕСКОЕ СЫРЬЕ, прир. залежи руд, содержащих Р, К, S, в, Ва, As, Вг, L Эти полезные ископаемые добываются, обогащаются и первично перерабатываются горнохим. пром-стью. Осн. часть Г. с. составляют агрономич. (фосфатные и калийные) руды. [c.599]

Если пр,и формировании первичных залежей основную роль играет внутрирезервуарная (латеральная) миграция, то вторичные залежи образуются в результате вертикальной (межформа-ционной) миграции УВ из нефтегазоматеринских свит главным образом в нефтегазосодержащие отложения другого стратиграфического комплекса. [c.146]

Состав газов в залежах постоянно меняется под действием ряда факторов тектонического, биохимического, гидродинамического, гравитационного и т. д. Влияние этих факторов может полностью затушевать первичные генетические признаки тех или иных компонентов газа. Образование скоплений газа — весьма миграционноспособного соединения — происходит при его миграции через пористые и трещиноватые среды в земной коре в виде струй, пузырьков, а также в растворенном состоянии с водами и нефтями. Формирование химического состава газов в газовых, газонефтяных или нефтяных залежах обусловлено растворимостью индивидуальных газовых компонентов в водах и нефтях. Известно, что хорошо растворимые в воде газы (углекислота, сероводород) составляют обычно очень малую долю в свободных газах, в то время как в гидросфере и подземных водах содержание их значительно больше. Растворимость метана в нефтях в 5 и 21 раз меньше растворимости соответственно этана и пропана. Азот характеризуется тем, что он обладает в 15 раз меньшей растворимостью, чем метан. Поэтому газы в газовых шапках должны быть гораздо больше обогащены метаном и азотом, чем растворенные газы и нефти. В то же время растворимость газообразных УВ растет с увеличением в нефтях содержания легких УВ. [c.266]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология