Нефтегазоносные провинции

III. аз. ВОЛГО-УРАЛЬСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ [c.59]

III.3.6. СЕВЕРО-КАВКАЗСКО-МАНГЫШЛАКСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ [c.77]

ХИМИЧЕСКИЕ ТИПЫ НЕФТЕЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПРОВИНЦИЙ СОВЕТСКОГО СОЮЗА [c.18]

Приведенные данные показывают, что химический тип нефти не связан с какими-то определенными стратиграфическим комплексом или нефтегазоносной провинцией, глубинами и т. д. Параметры, по которым выделяются химические типы нефтей, отражают совокупность многих факторов — сохранность залежи, влияние гипергенных и катагенных факторов, специфику первоначального состава и т. д. Цель химической классификации — охарактеризовать современный состав нефтей и расклассифицировать их по наиболее распространенным параметрам. Очень полезно при этом пользоваться классификационной картой (табл. 18). [c.28]

Нами было исследовано около 600 проб нефти из 12 нефтегазоносных провинций и нефтегазоносных областей Советского Союза. Нефти отбирались практически из всех стратиграфических комплексов от плиоцена до протерозоя с глубин от 300 до 5500 м. Нефти, лишенные бензина, условно названные нами "дегазированными", составляют около 16 %. Большую часть исследованных нефтей составляют нефти I типа (метановые), меньшую - IV типа (нафтено-метано-ароматические) (табл. 6). [c.19]

Характерной особенностью генетических типов нефтей нефтегазоносных провинций, связанных с платформенными областями, являются различия иногда даже генетических показателей нефтей, залегающих в одновозрастных стратиграфических комплексах, но в разных тектонических зонах. Выше отмечалось, что это может быть связано с наличием нескольких зон генерации УВ, в каждой из которых имелись определенные различия в ОВ пород, что обусловлено разной геолого-биохимической характеристикой разных участков морских бассейнов седиментации. [c.102]

Для большинства нефтей I типа характерно значительное преобладание метановых УВ над нафтеновыми и нафтеновых над ароматическими в бензинах и парафино-нафтеновых УВ над нафтено-ароматическими во фракции выше 200 °С нефти легкие малосмолистые малосернистые парафинистые. Эти нефти имеют очень широкий глубинный и стратиграфический диапазон распространения и встречаются (в отложениях от мио-ная до протерозоя) почти во всех нефтегазоносных провинциях Советского Союза. [c.19]

Распределение нефтей разных химических типов по нефтегазоносным провинциям и областям СССР [c.24]

Нефтегазоносные провинции и области [c.24]

Г.И. Сафоновой [24, 25] были рассмотрены особенности распределения реликтовых структур в УВ нефтей различных стратиграфических подразделений ряда нефтегазоносных провинций Советского Союза. По ее данным, содержание реликтовых высокомолекулярных нормальных парафинов (м-алканов) в нефтях Советского Союза составляет от 0,2 до 35 % на нефть и до 49 % на фракцию парафино-нафтеновых УВ. Количество изопреноидов более стабильно, оно колеблется от 0,8 до [c.144]

Среди рассмотренных нами генетических параметров нет универсальных, по величинам которых можно выделить генотипы в любой нефтегазоносной провинции, за исключением изотопного состава серы. Таким образом, в каждой нефтегазоносной провинции имеется свой набор информативных показателей генетической типизации нефтей. А в некоторых случаях даже в пределах провинции набор генетических показателей и их числовые значения неодинаковы для разных тектонических зон. Это связано с тем, что "генетические черты" наследуются нефтью от ОВ нефтематеринских пород конкретных зон генерации. [c.42]

Как видно из приведенных выше материалов, критерии выделения генетических типов нефтей могут быть региональными и локальными (для нефтегазоносных провинций, районов, тектонических зон). [c.42]

Зональные (в пределах нефтегазоносной провинции) [c.42]

Наличие нескольких генетических типов в любом регионе указывает на то, что нефтегазообразование проходило несколькими циклами. Циклы нефтегазообразования имеют как локальный характер, когда они выделяются лишь в пределах одной нефтегазоносной провинции, так и региональный, когда цикл прослеживается в ряде регионов. [c.107]

Проведенные С.П. Максимовым, Т.А. Ботневой, Н.А. Еременко и др. исследования нефтей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, Предкавказья, Прибалтики и других регионов с применением разработанной во ВНИГНИ геохимической методики с использованием изотопных и спектральных методов, а также структурно-группового анализа позволили по-новому подойти к трактовке причин разнообразия состава нефтей. Были выявлены различия между нефтями, залегающими в разных стратиграфических горизонтах, не связанные с воздействием на них вторичных факторов. Изучение нефтей проводилось в двух направлениях. Первое — выявление закономерностей в изменении состава нефтей в пределах одного и того же стратиграфического комплекса и второе — выделение наиболее типичных для данного комплекса нефтей, наименее подверженных вторичным изменениям, и сопоставление их с выше- и ниже-залегающими нефтями с ОБ вмещающих пород. [c.3]

Распределение нефтей разной степени окисленности по нефтегазоносным провинциям и областям, % [c.134]

Примечание. Числа в скобках — процент образцов нефтей разной степени окисленности в пределах одной нефтегазоносной провинции или области. [c.134]

Процессы нефтегазообразования характеризуются определенной периодичностью во времени и в пространстве отложения, содержащие значительные запасы нефти и газа, чередуются с комплексами пород, в которых очень мало скоплений УВ или они полностью отсутствуют. Как правило, в каждой нефтегазоносной провинции такие чередования (отложения со скоплением УВ и без них) повторяются неоднократно, что свидетельствует о цикличности процессов нефтегазообразования, т. е. о наличии в регионе нескольких циклов нефтегазообразования. Нами вслед за Н.А. Еременко и С.П. Максимовым было применено понятие - цикл нефтегазообразования, под которым понимается совокупность взаимосвязанных процессов образования нефти накопления материнского ОВ и осадках и его преобразование в нефтяные и газовые УВ, формирование залежей нефти и газа и их разрушение. Так же как и в геологических явлениях, цикл нефтегазообразования — процесс необратимый — от прошлого к будущему. Цикл нефтегазообразования, как и любой другой цикл, включает несколько стадий (возникновение, формирование, устойчивое бытие, переход в другое состояние) или, как мы назвали, этапов. С.П. Максимов, Н.А. Еременко, Т.А. Ботнева в цикле нефтегазообразования выделяют четыре этапа [c.103]

Сопоставление критериев выделения генетических типов нефтей позволило дать анализ их информативности, которая оценивалась с нескольких позиций. Во-первых, следовало оценить возможность применения единых как в числовом, так и в качественном отношении критериев для генетической типизации нефтей в палеозойских отложениях Прикаспийской, Волго-Уральской и Тимано-Печорской НГП. Важно было выявить, какие параметры показывают четкие различия разных генотипов во всех рассмотренных регионах, а какие информативны только для каждой из указанных провинций или районов или даже отдельных зон нефтегазонакопления. Во-вторых, следовало оценить, как изменяются (или не изменяются) показатели генетических типов нефтей, залегающих в одновозрастных отложениях (сингенетичных) рассмотренных районов. В-третъих, нужно было выяснить, какие наборы параметров наиболее характерны и универсальны для генетической типизации нефтей разных нефтегазоносных провинций. [c.39]

V.2.I. прикаспийская нефтегазоносная провинция [c.161]

Как уже указывалось выше, самое большое распространение имеют метановые нефти I типа — они отмечены на всех глубинах, во всех стратиграфических комплексах и нефтегазоносных провинциях, а наименее распространены нефти IX типа — дегазированные, условно "нафтено-метано-ароматические" нефти. Следует отметить, что недегазированные нафтено-метано-ароматические нефти IV типа также имеют очень небольшое распространение (см. табл. 6). [c.27]

Нефтями наследуется от О В пород также и информация о количестве и составе порфиринов. Т.А. Ботневой и Н.С. Шуловой были изучены порфирины в нефтях многих нефтегазоносных провинций Советского Союза. Было отмечено, что нефти разных стратиграфических подразделений характеризуются как разным содержанием порфиринов, так и неодинаковым их соотношением. При сопоставлении порфиринов нами принимались во внимание только те нефти, которые не подвергались гипергенным или катагенным преобразованиям. Поэтому особенности в составе и содержании ванадиевых и никелевых порфиринов, по всей вероятности, следует считать унаследованными этими нефтями от ОВ нефтематеринских пород. [c.36]

В особенности в количественном выражении, параметров генетичжкой типизации нефтей для всех трех провинций нет. В каждой из них отмечаются свои величины и свой набор генетических показателей. Наиболее универсальны параметры, отражающие в первую очередь структурные особенности парафиновых цепей, затем - ароматических и нафтеновых УВ. Однако численные значения отношений или "процентного содержания" показателя состава даже в нефтях, приуроченных к одноименным стратиграфическим комплексам, но в разных тектонических зонах, существенно разнятся. Так, например, один из универсальных показателей, отражающих структуру парафиновых цепей, Ц численно изменяется в нефтях "нижнепермского" генотипа от 5,7 до 11, в нефтях средне- и верхнекаменноугольных отложений от 5,2 до 10,6, нижнекаменноугольных — от 6,5 до 19,6, средневерхнедевонских - от 6,2 до 14,4. Эти данные приведены для всех трех нефтегазоносных провинций. В пределах каждой [c.40]

Генетические типы нефтей нефтегазоносных провинций, связанных с платформенными областями, в частности с Восточно-Европейской платформой, характеризуются определенными особенностями. Если взять одноименные стратиграфические комплексы, например среднедевонские отложения Тимано-Печорской, Волго-Уральской НГП и Припятского прогиба, то коэффициент Ц в нефтях этих отложений изменяется от 7,3 до 12 в первых двух и до 22 в третьем. Наблюдаются различия в суммарном содержании СНг-групп в нефтях Тимано-Печорской НГП 29 %, Волго-Уральской НГП 46,6 %. Первые нефти имеют, кроме того, большую степень разветвленности парафиновых цепей. Однако имеются и общие признаки генотипов нефтей, залегающих в девонских отложениях, — генетические показатели, отражающие структуру нафтеновых УВ соотношение моно- и бициклических, би- и трициклических нафтенов, содержание тетра-, пента- и гексациклических нафтенов в нефтях средневерхнедевонского генотипа в двух сравниваемых провинциях близки, так же как и средние значения g/ и С /Сф. Близко и содержание ванадиевых порфиринов. [c.101]

Для "среднекаменноугольного" генотипа разных нефтегазоносных провинций характерны близкие значения коэффициента Ц (5—10), содержания СНа-групп в длинных и коротких цепях, соотношений нафтенов с разным числом колец, содержания и состав тиофеновых соединений. Суммарное содержание ароматических структур неодинаково в нефтях данного генотипа (от 40 до 30 %), разная и величина / g (2,3 и 1). [c.102]

Характерной чертой всех нефтегазоносных провинций Советского Союза является наличие в них, как правило, нескольких (3—5) циклов нефтегазообразования. Цикличность нефтегазообразования - это универсальное. явление в развитии земной коры. Наиболее высокая категория цикличности — мегацикличность, которая проявляется в пределах крупных тектонических элементов — платформ, прогибов и т. д. Под мегациклами понимается совокупность нескольких циклов с близкими гео-лого-геохимическими особенностями процесса нефтегазообразования. [c.107]

Нефти с признаками окисления были встречены практически во всех нефтегазоносных провинциях и областях (табл. 42). Максимальное количество сильноокисленных нефтей (41 %) отмечено в Северо-Кавказско-Мангышлакской НГП. Большая часть неокисленных нефтей связана с девонскими и каменноугольными отложениями (табл. 43). Среди слабо-окисленных нефтей максимум приурочен к девонским нефтям, а среди сильноокисленных — к меловым и юрским. [c.135]

Расчеты коэфициентов корреляции между составом неф гм (учитывались все параметры состава и свойства нефти) и условиями ее залегания (глубина, температура, давление, минерализация и сульфатность вод, глинистость терригенного коллектора) для ряда нефтегазоносных провинций показали, что для разных генетических типов нефтей даже в пределах одного региона набор коррелируемых параметров разный, как и различны сами корреляционные связи [11]. Так, в частности, в Предкавказье уравнения регрессии для высоких коэффициентов корреляции показывают, что для юрского генотипа количество парафино-нафтеновой [c.159]

Геохимия нефтей и органического вещества пород нефтегазоносных провинций и областей СССР. Под ред. Т.А. Ботневой, М.К. Калинко. — Труды ВНИГНИ, вып. 244, 1983. [c.194]

Северная Америка. Наиболее продуктивные площади Северной Америки находятся в Аппалачской нефтегазоносной провинции (в порядке их открытия) Пенсильванские месторождения, Мид-Континент, Прибрежная низменность Мексиканского залива (область Голфа) и Калифорния. Сравнительно недавно приобрели большое значение нефтеносшяе площади в районе Скалистых Гор и Мичигане, а в последнее время становится перспективным бассейн Альберта в Канаде. [c.53]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология