Закономерности изменения плотности нефтей

Как показали проведенные исследования, циклы нефтегазообразования различаются по особенностям формирования зон нефтегазонакопления, по расположению зон генерации УВ, их близости или удаленности от зон аккумуляции, по интенсивности и длительности региональной миграции, наличию зон гипергенеза, их расположению и масштабам окислительных процессов в них, по интенсивности катагенных процессов и т. д. Поэтому для более обоснованного прогнозирования особое внимание следует уделить на первом этапе геохимических исследований выявлению и изучению закономерных изменений в составе нефтей. Для этого строят серию карт по стратиграфическим комплексам для определенного генотипа нефти, на которые наносят информацию о плотности нефти, содержании бензинов, их составе, количестве парафино-нафтеновой фракции с [c.158]

П.С. Маковецкий [1966], анализируя нефти Днепровско-Донецкой впадины, отмечает сложную изменчивость их физико-химических параметров в пределах различных участков впадины. Однако на фоне разнонаправленных изменений, по его мнению, все же намечается общая тенденция закономерного уменьшения плотности нефтей с глубиной. [c.72]

Закономерности изменения плотности нефтей по разрезу, наблюдаемые в ряде регионов, давали также основание предполагать миграцию нефти и по вертикали, вследствие чего происходит естественная сепарация (фракционирование) нефти (рис. 78, 79). [c.132]

Наиболее полно в смысле выявления связи между теми или иными физико-химическими константами и строением изучены углеводороды. Совокупность опубликованных в литературе данных для сераорганических соединений типа содержащихся в нефтях также позволяет выявить определенные закономерности изменения плотности и коэффициентов преломления в некоторых гомологических рядах этих соединений. За основу обсуждения берется материал, полученный на базе эталонных препаратов сераорганических соединений [1—5] с привлечением данных других групп исследователей [6]. Во всех случаях степень чистоты препаратов была в пределах 99,5—99,9%, определение плотности велось с погрешностью не большей, чем 0,00005 г/мл, точность определения коэффициентов преломления была не хуже, чем +0,0001. [c.151]

В юго-западной части Днепровско-Донецкой впадины значения плотности нефтей изменяются от 0,77 до 0,92 г/см . В отложениях карбона нефти обнаружены в интервале глубин 780-3950 м. Какой-либо определенной закономерности изменений плотности нефтей с глубиной здесь также не наблюдается. [c.79]

Плотности нефтей изменяются также в широком интервале - от 0,79 до 0,89 г/см , но определенной закономерности в изменении плотности нефтей с глубиной здесь проследить не удается на глубинах 1720-4000 м значения плотности колеблются от 0,79 до 0,91 г/см . [c.79]

Плотность. Нафтеновые кислоты, как правило, легче воды, хотя встречаются и такие кислоты, плотность которых выше единицы. В большинстве случаев плотность нафтеновых кислот не выходит за пределы 1,06-0,93 г/см , однако изменение плотности с изменением молекулярной массы неоднозначно. В табл. 1 даны свойства нафтеновых кислот, выделенных из технических дистиллятов бакинской нефти [7]. Для низших фракций (мол. масса 244-329) нет четкой зависимости изменения плотности с ростом молекулярной массы. При дальнейшем возрастании молекулярных масс (369-1717) плотности нафтеновых кислот постепенно уменьшаются, ь е. начинают проявляться закономерности изменения плотностей одноосновных кислот жирного ряда. [c.8]

Следует отметить, что, как и в юрских залежах, здесь наблюдаются довольно различные типы дифференциации. Прежде всего нужно выделить относительно закономерное увеличение плотности нефтей (три соответствующем изменении других свойств) по направлению к водонефтяной зоне. Сравнительно редки случаи слабой дифференциации состава и свойств нефтей, газов по высоте [c.114]

Более новые сведения о закономерностях изменения удельного веса (плотность) нефтей см. в кн. Геология нефти. Справочник , т. 1, гл. X. М., 1960. [c.43]

Важно отметить, что в направлении с востока на запад параллельно с изменением состава нефтей происходит закономерное изменение коллекторских свойств пласта Ю . Увеличивается глинизация, уменьшаются его пористость и проницаемость, что, естественно, сказывается на дебитах скважин. Можно предположить, что изменение состава нефтей является результатом их взаимодействия с породами коллектора, в частности с глинами. Однако принято считать, что действие глин приводит к обратному результату — уменьшению плотности нефтей. Кроме того, с этих позиций сложно объяснить совокупность наблюдаемых закономерностей в составе изопреноидных УВ, бензиновых фракций и т.д. Например, можно представить возможность осернения или окисления нефтей в залежи, но сложно найти источник азота, так как тяжелые нефти наиболее богаты азотом, и, кроме того, газы, сопутствующие этим нефтям, также содержат много молекулярного азота. [c.157]

При изучении и сопоставлении свойств углеводородов различных залежей, установлении закономерностей изменения их в пределах одного региона или различных регионов, необходимы параметры, характеризующие систему в целом. Таким параметром может быть плотность суммы углеводородов в пластовых условиях. Плотность нефти — интегральный показатель, который отражает ее химический состав. [c.13]

Закономерно изменяется и состав растворенного газа в центральной части залежи газ богат метаном и характеризуется наименьшей плотностью, а к периферии в нем увеличивается содержание гомологов метана. Отмечается изменение по различным площадям разработки температуры насыщения нефти парафином от 21 до 28° С, хотя четкой закономерности пока не установлено. С учетом этих изменений свойства нефтей Ромашкинского месторождения приведены раздельно по каждой площади. [c.32]

Условия залегания нефтяных пластов характеризуются в целом увеличением пластовых давлений и температур с ростом глубины залегания продуктивных горизонтов. При этом давление достигает 32,9 МПа, а температура меняется в диапазоне 18—74° С. Физические параметры в основном закономерно меняются от горизонта к горизонту в соответствии с изменением пластового давления и температуры. Закономерность эта существенно нарушается лишь значениями физических параметров нефти пласта Д1, для которого свойственны максимальные для Мухановского месторождения значения давления насыщения, газосодержания, объемного коэффициента и коэффициента растворимости газа, а также минимальная плотность нефти. В целом же параметры нефти горизонтов карбона несущественно отличаются от средней нефти, в то время как для девонских нефтей характерны высокие значения давления насыщения и газосодержания, коэффициентов усадки и растворимости газа, а также низкие плотность и вязкость нефти. [c.279]

Свойства пластовых нефтей исследовали по пробам из многих горизонтов- Какой-либо закономерности изменения свойств пластовой иефти с глубиной не наблюдается. Нефти близки ио свойствам, газосодержание их чуть выше, а плотность и вязкость несколько ниже, чем для условной средней нефти. [c.469]

Имеющиеся немногочисленные данные показывают, что в рассматриваемом пласте намечается такая же закономерность изменения нефтей, как и по пласту Д-1 понижение плотности и вязкости и уменьшение содержания серы и легких фракций в нефтях в направлении к юго-востоку от центральной части Татарского свода. [c.229]

А. А. Карцев показал, что при латеральной миграции, которая формирует залежь по вероятному направлению миграции, возрастает плотность нефти, увеличивается количество нафтенов в ней, в бензиновых фракциях падает содержание парафиновых УВ. Так как миграция направлена из глубоких зон земной коры к поверхности, то состав нефти под влиянием миграции меняется аналогично изменению его при уменьшении глубины. Однако, по-видимому, эта закономерность имеет частный характер, так как естественно предположить, что при миграции нефти более подвижные ее компоненты будут передвигаться быстрее. В связи с этим нужно более осторожно подходить к показателям метаморфизма нефтей, опирающимся на те или иные соотношения их компонентов. Эти соотношения могут изменяться не только вследствие катагенных превращений нефтей, но и в результате их дифференциации. Вполне может оказаться так, что нефть, залегающая на больших глубинах вблизи от источника генерации, будет иметь большую плотность, а залежи нефти, расположенные на меньших глубинах и удаленные от места генерации, будут обогащены легкими фракциями, хотя никаких химических изменений в нефти не происходило. [c.246]

Закономерности изменения по разрезу и площади таких показателей нефтей, как плотность, содержание смолистых веществ и др., выражены значительно менее четко, чем изменение рассмотренных показателей углеводородного состава (табл. 2). [c.18]

Изучение геохимической характеристики скоплений жидких УВ показало наличие определенной закономерности в изменении их свойств и состава. В восточной и юго-восточной частях бортовой зоны отмечаются закономерные изменения состава нефтей - повышение плотности в бортовых и во внешних частях прибортовых зон и уменьшение ее с возрастанием метанизации нефтей и снижением смолистости во внутренних прибортовых частях и в направлении к центру впадины. Эта же тенденция [c.165]

Отмеченные закономерные изменения нефтей обусловлены миграционными процессами и гипергенными изменениями. Миграция УВ во всех частях впадины шла от внутренних частей бортовых зон к наиболее приподнятым с распределением флюидов по принципу дифференциального улавливания легкие нефти встречены ближе к зоне генерации, чем тяжелые. Увеличение плотности нефтей в приподнятых частях бортовых зон связано также и с палеогипергенными изменениями, которые могли иметь место на инфильтрационном этапе развития гидрогеологического цикла. Наиболее интенсивно эти процессы проходили на востоке и юго-востоке впадины. Разное время проявления инфильтрационных этапов, неодинаковая интенсивность раскрытости и разные стратиграфические и глубинные уровни ее привели к тому, что палеогипергенно измененные нефти в подсолевых отложениях встречены на разных глубинах. Однако территориально залежи с такими нефтями тяготеют к приподнятым участкам бортовых зон. Этим и объясняется выявленная закономерность повышения плотности нефтей всех горизонтов подсолевых отложений в направлении к приподнятым участкам бортовых зон. Наложение двух процессов (миграции и гипергенеза) привело к более резкой дифференциации нефтей по плотности и составу. Конкретно данная закономерность выявляется по смене зон нефтей разной плотности по направлению к центральной части Прикаспийской впадины. На востоке и юго-востоке впадины в этом направлении выделяются зоны с нефтями плотностью более 0,900 г/см и 0,810—0,850 г/см на севере и западе впадины в направлении от приподнятых бортовых участков к погруженным зона с плотностью нефтей 0,810-0,850 г/см сменяется зоной с плотностью менее 0,810 г/см [c.166]

Из рассмотрения этих данных выяснилось, что для исследованных нефтей значения барических градиентов меняются от 4,51 10 до 8,5-10 г/см - иГ(см . Минимальное значение относится к нефти пласта БХ Западно-Сургутского месторождения и максимальное — к нефти пласта БУШ Мегионского месторождения, Указанные величины различаются между собой в 1,88 раза, что значительно превышает отмеченное выше различие в значениях плотности исследованных нефтей. Следовательно, по сравнению с плдтностью пластовых нефтей барический градиент этого свойства является более чувствительным параметром. Это обстоятельство может иметь существенное значение при изучении закономерностей изменения свойств нефтей в естественных условиях. Поэтому остановимся на этом параметре дополнительно, [c.28]

По данным многочисленных опубликованных работ ТатНИПИнеф-ти, на Ромашкинском месторождении выявляется четкая закономерность изменения свойств нефтей в пластовых условиях от центра залежи к периферии. Так, коэффициент растворимости газа в нефти в центральной части залежи близок к 0,58-10 (мЗ/м )/МПа, а в западном и восточном направлениях он уменьшается до 0,4-10 (м /м ) МПа. Плотность разгазированной нефти в центральной части минимальная, ближе к контуру она увеличивается. [c.32]

На месторождении Колендо (о. Сахалин) при наличии газовой шапки наблюдается четкая закономерность изменения свойств нефти от газонефтяного к водонефтяному контакту. Так, газосодержание изменяется от 70 до 49 м /м . Изменения наблюдаются и для плотности разгазированной нефти, которая вблизи газонефтяного контакта составляет 0,83 г/см , на средней изогипсе — 0,89 г/см , а вблизи водонефтяного контакта 0,93 г/см . [c.32]

Как уже отмечалось, исключение из общей закономерности изменения свойств нефтей в южной зоне составляют нефти Столяровского и Старо-Казанковского месторождений. Наличие тяжелой и смолистой нефти в первом из них следует объяснить воздействием факторов гипергенеза, обусловленным, во-первых, относительно слабой изолированностью залежи непроницаемой покрышкой (мощность всей покрышки 442 м, из которых галогенная часть занимает только 57 м, возможно местами еще меньше), во-вторых, малыми размерами залежи и, в-третьих, приуроченностью залежи близко к борту прогиба, что исключало воз-1Можно сть глубокого погружения. Отклонение от общего правила в свойствах нефтей Старо-Казанковского месторождения остается непонятным. Таким образом, основным направлением изменения свойств нефтей в пределах Пред-уральского прогиба следует считать повышение их качества (уменьшение плотности, вязкости, содержания серы и смол повышение бензинового потенциала, а также снижение содержания сероводорода и других корродирующих сернистых соединений) и повышение газового фактора с севера на юг. [c.237]

В пределах Васюганской нефтегазоносной области при анализе графических построений, отражающих дифференциацию углеводородных систем, выявляются тенденции, аналогичные установленным для Шаимского района (довольно закономерное увеличение плотности нефти по мере движения от свода к водонефтяной зоне с соответствующим изменением других показателей). Примером подобной дифференциации может служить Первомайское месторождение. В расаматриваемой верхнеюрской залежи в сводовой части плотность нефти равна 0,833 г/см , а (К зоне водонефтяного контакта возрастает до 0,845 г/см . Интересно, что при общем довольно плавном увеличении рассматриваемого параметра все же более заметный прирост плотности нефти отмечается в подошвенной части залежи (последние 10—15 м). Условный градиент нарастания плотности равен 0,3. В распределении сернистости наблюдается обратное. Количество серы довольно равномерно уменьшается К подошвенной части ловушки (от 0,68 до 0,6%). Снижение содержания в низах залежи фиксируется также для смол силикагелевых (от 9,8 до 5,8%), причем характер зависимости близок к линейному. В распределении асфальтенов в верхней части залежи намечается увеличение количества асфальтенов по направлению к внешним границам (от 1,2 до 2,4%), по затем на последних 10—15 м высоты залежи резко снижается количество асфальтенов до 1,2%. В изменении содержания азота в нефти и вязкости при 20°С проявляется четкое подобие картины, описанной при рассмотрении плотности. В направлении к водонефтяной зоне отмечается увеличение доли азота (от 0,07 до 0,47%), вязкости (от 4,7 до. 7,2 сСт). Выход [c.108]

Внервые закономерность изменения качества нефтей палеогеновых отложений Ферганы по площади установила Ф. 3. Сагидова (1960)S По ее данным (на примере главным образом пласта V туркестанского Яруса), нефти залежей, расположенных ближе к бортам впадины (Шорсу, Чимион и др.), обладают более высокими показателями плотности, смолистости и содержания тяжелых ароматических углеводородов, чем нефти месторождений, расположенных ближе к центру впадины (Палванташ, Андижан и др.). Наиболее Ярко закономерность изменения свойств нефтей от бортов к централь-йой части впадины проявляется по отдельным группам складок (профилям), расположенным на одной тектонической линии [c.157]

По данным А. А. Воробьева (1957), на большинстве многопластовых месторождений Ферганской впадины отмечается закономерное уменьшение плотности нефтей с увеличением глубины их залегания. Полученные результаты по изучению углеводородной части нефтей показывают, что в пределах палеогеновых отложений сверху вниз по разрезу имеет место тенденция к усилению метанового характера нефтей, уменьшению их степени цикличности (рис. 41). Однако градиент изменения нефтей на разных месторождениях различный. Например, на Избаскенте наблюдается более или менее плавное уменьшение, на Чангырташе — довольно резкое (см. табл. 40). [c.158]

Критериями отмеченных выше изменений нефтей могут служить их закономерное утяжеление в цепи ловушек вверх по восстанию пластов без наличия признаков окисления в этом направлении, близкие значения коэффициента метаморфизма нефтей в погруженных и приподнятых ловушках, незначительные колебания содержания спиртобензольных смол, которое при окислении резко увеличивается. Описанный выше тип региональной миграции характерен, как было сказано выше, для определенных геологических условий — хорошие коллекторы, цепь ловушек с региональным поднятием и т. д. При других геологических условиях, когда региональная миграция УВ происходит в плохо проницаемых породах, для которых характерна фациальная неоднородность, изменение нефтей имеет другой характер. В направлении миграции уменьшаются плотность нефти, содержание смолисто-асфальтеновых компонентов (особенно асфальтенов), ароматических УВ как в бензинах, так и в отбензиненной части нефти. В последней фракции сокращается роль бензольных ароматических УВ. В этом же направлении уменьшается степень циклизации молекул как парафино-нафтеновых, так и нафтено-ароматических УВ. Такие изменения отмечаются в нефтях, залегающих в эоцен-олигоценовых отложениях Западного Предкавказья. [c.113]

Учитывая распределение типов углеводородных ф 1юидов в комплексе -Pj и закономерности изменения их свойств и состава мы выделили зоны (установленные и предполагаемые) распространения нефтяных залежей с плотностью нефтей 0,800-0,850, 0,850-0,900 и более 0,900 г/см , зоны распространения газоконденсатных залежей, газоконденсатных и нефтяных с преобладанием нефтянь1х, газоконденсатных и нефтяных с преобладанием газоконденсатных (рис. 28). [c.165]

Нефти каждого генотипа имеют свою "геохимическую историю", т.е. претерпевают определенные изменения при региональной миграции, при гипергенных и катагенных процессах в залежах. Если унаследованные от ОВ материнских пород структура УВ, изотопный состав углерода, серы и водорода в процессе нормальной геохимической истории нефти коренной перестройке не подвергаются, то товарные качества нефтей (плотность, вязкость, содержание бензинов и т.д.) могут претерпевать существенные изменения. Поэтому для обоснованного прогнозирования состава нефтей должны быть учтены общие закономерности изменения нефтей при региональной миграции их от зон генерации к зонам нефтенакопления, а также распространение зон гипергенно измененных нефтей и наличие катагенно измененных нефтей. [c.183]

Важно также то, что параллельно с изменением плотности и сернистости нефтей закономерно меняются остальные параметры молекулярного и атомного состава нефтей. Уменьшение плотности сопровождается утяжелением изотопного состава углерода и серы, повышением значений нч/ч, 6/5, м-ксипопы/о-ксилопы, т.е. всех параметров, отражающих глубину аэробного окисления исходного ОВ. [c.147]

В характере изменения свойств нефтей в пределах залежей не прослеживается четкой закономерности. Так, на Северо-Варьеганском и Северо-Сикторском месторождениях при переходе от пласта Ю к наблюдается уменьшение плотности нефти. Рядом на Ванъеганском месторождении прослежиоается обратная картина — плотность нефтей пласта несколько больше, чем нефтей пласта Ю . [c.149]

Залежи нефти находятся в условиях пониженных (I, II, Г, Д) и умеренных (16, IV, VIII) пластовых давлений и температур. Давления насыщения во всех горизонтах равны пластовым. Нефти разных горизонтов заметно различаются по газосодержанию и вязкости. При этом не наблюдается какой-либо закономерности изменения этих параметров в зависимости от глубины залегания нефтяных горизонтов. Нефти всех горизонтов несущественно отличаются от средней нефти по плотности, коэффициентам усадки и растворимости газа. [c.578]

Из табл. 128 видно, что изменение свойств нефтей в месторождениях подчинено определенной закономерности. Так, в направлении с севера на юг происходит, правда со значительными колебаниями, постепенное уменьшение плотности и вязкости нефтей, снижение в них содержания серы и смолистых веществ и повышение содержания бензиновых фракций. Кроме того, в том же направлении наблюдается закономерное повышение содержания ароматических углеводородов в бензиновых фракциях. В целом по месторождениям ишимбайского типа наблюдается повышение качества нефтей с севера на юг. Наиболее заметные от этого правила отклонения представляют нефти Ку-сяпкуловской, Столяровской и Старо-Ка Эанковскои площадей. [c.235]

В отложениях нижнего карбона обычны метаново-нафтеновые нефти, только на Кибинцевской площади оказались нафтеново-ароматические. Наиболее распространенные нефти характеризуются плотностью 0,78-0,86 г/см и довольно высоким содержанием парафина — 3—15%. В некоторых случаях намечается тенденция закономерного изменения физико-химических свойств нефтей рассмотренных стратиграфических подразделений вкрест простирания впадины, в то время как по простиранию никаких признаков изменения нефтей не обнаруживается. [c.79]

Учитывая результаты экспериментального изучения изменения нефтей при миграции в сорбирующей среде, нам представляется, что наблюдаемая закономерность изменения содержания асфальтенов в нефтях пласта СБ на Усть-Балыкской площади, подтверждаемая соответственно изменением величины оптической плотности нефтей, свидетельствует о вероятном движении потока нефти по пласту СБг с запада на восток. Речь в данном случае идет не о миграции углеводородов, а о перемещении нефти вместе с присущим ей асфальтово-смолистым комплексом, что возможно лишь при условии пересечения крупным разломом залежи нефти ниже пласта СБг к западу от Усть-Балыкской площади. Нарушение характера общей закономерности распределения асфальтенов на юге структуры, вероятнее всего, обусловлено более поздним разрывным нарушением, пересекающим структуру в субширотном направлении в ее южной части. 1Сартина, наблюдаемая на Усть-Бальпсской площади, намечается и на Западно-Сургутской, что позволяет продолжить пред- [c.123]

Из табл. 23 видно, что коэффициенты А1 ж А , закономерно увеличиваются в соответствии с изменением соотношения содержания аренов различного строения с разным положением заместителей. Эти данные (наряду с [58]) свидетельствуют о миграционной возможности образования нефтей Сургутского свода. Предполагаемый путь миграции нефтей правдинская тенловская мамонтовская усть-балыкская быстринская холмогорская -> западно-сургутская, т. е. в общем направлении с юго-за-пада на северо-восток. В направлении миграции идет утяжеление нефтей, увеличивается содержание серы и асфальтово-смолистых компонентов. Это явление объяснялось раньше гравитационным распределением компонентов нефти в ловушках с увеличивающейся с глубиной плотностью. Переток компонентов нефти в процессе миграции происходит вследствие разгрузки частей ловушек, близких к водонефтяному слою, поэтому плотность нефти и другие характеристики, связанные с ней, в каждой последующей ловушке выше, чем в предыдущей. [c.31]

Процессы подземного окисления в палеозойских водах Урало-Волжского бассейна наблюдаются в настоящее время. Об этом свидетельствует не только бессульфатность приконтурных вод и наличие в них сероводорода, но и характер изменения нефтей на ряде месторождений (Песчаный Умет, Соколовая Гора, Коробки и др.). Обычно к зоне ВПК происходит увеличение плотности нефти, ее вязкости, растет содержание серы и смол. Концентрация сероводорода в газах нефтяных залежей также увеличивается в этом направлении, достигает максимальных значений в приконтактной части. Эти закономерности в значительной мере объясняются процессами восстановления сульфатов в приконтурных частях залежей, приводящих к обеднению вод сульфатами и извлечению нефтями продуктов их восстановления из подземных вод. Таким образом, если говорить о сульфатах как о показателях нефтегазоносности, то в условиях Урало-Волжского бассейна сульфатный показатель наиболее эффективен в водах примерно до глубин 3000- 4000 м. Сульфаты в качестве показателя нефтегазоносности мало эффективны в случае залегания вод в соленосных отложениях и на больших глубинах, в которых содержание сульфат-иона обычно предельное. [c.82]

Между составом попутных газов и свойствами нефтей по залежам пластов БСю, БСе, БС2-3, БСь АСд-и (Усть-Балыкское, Мамонтовское, Западно-Сургутское, Лянторское месторождения) наблюдается ряд различных по степени значимости связей, однако они позволяют отметить, что изменение состава, свойств нефтей сопровождается в(полне закономерным изменением попутных газов. В качестве примера можно привести залежи пласта БС2-3, в которых фиксируется прямая связь между плотностью нефти и содержани- [c.116]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология