Нефти изотопный

Совершенно иной подход к генетической типизации был предложен нами. Каждая нефтегазоматеринская толща генерирует нефть своего генетического типа. Даже если разные нефтематеринские породы имеют ОВ одного и того же, например морского, генезиса, оно должно различаться по определенным параметрам — "генам" и эти параметры должны наследоваться нефтями. Нефти, генерированные разными нефтематеринскими толщами, обязательно должны различаться по специфическим признакам, которые они унаследовали от ОВ. Поэтому не могут быть использованы для генетической типизации приведенные выше критерии различия нефтей из морского и "континентального" ОВ, так как эти параметры характерны для любого ОВ, из пород любого возраста и любого бассейна, если оно морского или континентального генезиса. Как показали наши исследования, наиболее информативны для генетической типизации структурные особенности УВ высококипящих фракций, т. е. углеродный скелет молекул, изотопный состав углерода и серы. [c.9]

Изотопный состав серы, по данным Р.Г. Панкиной [29]. также наследуется нефтью от ОВ пород, в которые сера внедряется в раннем диагенезе в ходе анаэробной редукции водорастворенных сульфатов. Р.Г. Пан- [c.36]

Генетическими критериями могут быть данные об изотопном составе серы и углерода. В работах Р.Г. Панкиной с соавторами в результате анализа большого фактического материала были обоснованы критерии выделения генотипов нефтей по изотопному составу серы. Этот критерий не изменяется под действием вторичных факторов и имеет четкие числовые различия в нефтях, генетически связанных с разными нефтематеринскими породами. [c.38]

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]

Нефти III генотипа отличаются по структуре парафино-нафтеновых УВ от ордовикских и кембрийских нефтей. Основное отличие - отсутствие п. п. в ИК-спектрах сложных гибридных структур. Степень циклизации молекул самая низкая. Совершенно иной характер носит спектр люминесценции нефтей - он имеет два максимума один в коротковолновой (436 нм) и второй в длинноволновой (515 нм) частях. По данным Р.Г. Панкиной, нефти III генотипа имеют самый легкий изотопный состав серы (5 S 3,4 %с). [c.58]

Существенные различия отмечаются и по изотопному составу углерода и серы. Нефти "юрского" генотипа тяжелее нефтей "нижнемелового" по и. с. у. и легче по изотопному составу серы. [c.81]

Нефти "верхнемелового" генотипа существенно отличаются от нефтей нижнего мела как по 5 С, так и по 5 S, они значительно изотопно облегчены, особенно по 5 5. Образование нефтей III генотипа происходило за счет другого типа ОВ, накопление которого шло в иной геохимической обстановке бассейна. [c.81]

V генотипа отличаются от нефтей IV генотипа более легким изотопным составом углерода и в особенности серы. Отличаются они по составу ароматических У В. Если в нефтях IV генотипа наибольший процент падает на нафталиновые УВ, то в нефтях V генотипа — на бензольные. [c.84]

Для нефтей кайнозойских генотипов в целом характерны более высокая плотность, очень высокое содержание (более 9 %) нафтеновых УВ в бензинах, низкое содержание парафино-нафтеновых УВ с высокой степенью циклизации молекул (/< > 1) и низким Ц (возросла роль коротких цепей, Ц < 5,5), более тяжелый изотопный состав серы и высокое содержание смолисто-асфальтеновых компонентов. [c.89]

V генотипа характерны преобладание длинных цепей (коэффициент Ц несколько выше, чем в нефтях II генотипа), утяжеленный изотопный состав серы и более легкий и.с.у. По усредненным данным, нефти III генотипа имеют среднюю плотность, пониженный выход бензиновых фракций, в которых преобладают метановые УВ (но их меньше, чем в нефтях [c.99]

Рис. 16. Графики изменения изотопного состава углерода нефтей под влиянием вторичных факторов.

В настоящее время органическое происхождение различных топлив принимается почти всеми учеными. Мустафин [2 приводит в качестве доказательства этой теории полную идентичность кривых накопления запасов угля, битуминозных сланцев и нефти в различные геологические эры (рис. 5). Оказалось, что изотопный состав углерода в органических веществах отличается от его изотопного состава в неорганических соединениях. Углерод в растительных веществах и углерод в угле имеют приблизительно одинаковый изотопный состав [3, с. 111]. - [c.20]

Н. А. Еременко недавно установил, что изотопный состав серы нефтей удивительно хорошо выдерживается в одновозрастных отложениях на обширных площадях и даже регионах и резко различается между разновозрастными нефтями одного и того же региона. [c.181]

Очевидно, что сернистые нефти не подвергались вторичному осернению сульфатами более молодых вод, так как изотопный состав серы нефтей тогда бы изменился, не стал бы так хорошо выдерживаться в пределах больших регионов и резко различаться в одном и том же регионе для разновозрастных нефтей. Об отсутствии регионального осернения нефтей говорят и данные по незакономерно меняющемуся содержанию сероводорода в попутных газах. [c.181]

Нефти III генотипа (верхнесреднеюрские отложения) характеризуются довольно высокой (для мезозойских нефтей) степень. циклизации молекул парафино-нафтеновой фракции, более тяжелым, чем рассмотренные выше нефти, изотопным составом серы и легким — углерода. Это легкие и средние по плотности нефти, в бензинах которых содержание метановых УВ не на много превышает количество нафтеновых. В отбен- [c.98]

Определенный ответ на выявление зависимости б С нефтей от их физико-химического состава может дать изучение распределения изотопов в отдельных фракциях и индивидуальных соединениях. Первая работа подобного рода была выполнена С. Сильверманом [54, вып. 1]. График, отражающий зависимость б С от температуры выкипания фракций, полученный С. Сильверманом для диапазона 180—300 °С, стал классическим и фигурирует во многих обзорных работах. Общий ход зависимости заключается в изотопном утялселении углерода с ростом температуры выкипания фракций до 200 °С. Затем следует зона незначительного изотопного изменения б С в сторону облегчения (200—300 °С). Наиболее низкое содержание С, меньше чем в нефти, отмечается во фракциях 100—200 °С. Э. М. Галимовым [1979 г.] более детально исследована температурная зависимость б С отдельно для метаново-нафтеновых и ароматических фракций. Установлено, что для большинства нефтей изотопно легкими относительно других температурных фракций являются фракции с температурами [c.409]

Аналитическая методика. Более детальное изучение изотопного состава углерода в твердых и жидких органических веществах дает возможность установить некоторые необходимые условия и ограничения, присущие процессам образования и изменения нефти. Изотопные данные для отдельных разновидностей органического углерода, обсуждаемые в настоящей статье, были получены при масс-спектрометрическом анализе двуокиси углерода, образуемой при сжигании образцов. Подготовка образцов к анализу и описание процесса даются Крэгом ( raig, 1953), Силвермэном и Эпштейном (Silverman and Epstein, 1958). Точность предлагаемой методики составляет 0,001%. Соотношения С /С выражаются через значения величин б, которые являются отклонениями (в частях на тысячу) между соотношениями С /С в образце и в СОг, приготовленной из специального стандарта нефти (Национальное Бюро Стандартов № 22). Значения величин б определяются по формуле [c.100]

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]

СНг- и СНз-групп, изотопному составу углерода этой фракции, соотношению бензольных, нафталиновых и фенантреновых У В, по различиям в индивидуальном составе полициклических аренов [1]. Параметры, характеризующие структуру УВ, как показали данные корреляционнорегрессионного анализа [5, 11], имеют наименьшую тесноту связи с геологическими условиями залегания, т. е. они меньше всего подвержены влиянию внешних факторов. Изучение УВ высококипящих фракций нефтей позволило установить сходство между нефтями и ОВ пород в пределах одного и того же стратиграфического комплекса. Так, в ряде регионов (Предкавказье, Волго-Урал) наблюдалась близость между нефтями и ОВ материнских пород по таким показателям, как число нафтеновых циклов в молекуле парафино-нафтеновой фракции, индивидуальный состав полициклических ароматических УВ, и. с. у. нефтей и фракций. Отмечается однонаправленность изменений этих параметров по разрезу как в нефтях, так и в ОВ, что свидетельствует об их унаследованности нефтями от ОВ материнских пород. [c.10]

Нефти VI генотипа (верхнепермские отложения) Р.Г. Панкина и М.В. Дахнова выделяют только по изотопному составу серы и углерода. Эти нефти характеризуются более легким изотопным составом серы и значительно более легким и. с. у. по сравнению с нефтями V генотипа. [c.53]

Нефти VII генотипа (триасовые отложения) тнжелые, окисленные. Структурно-углеводородные критерии, по которым выделялись выше генетические типы нефтей, для таких нефтей мало эффективны. Однако данные Р.Г. Панкиной по изотопному составу серы, который не меняется при окислении нефтей, свидетельствуют о том, что нефти в триасовых отложениях (вал Сорокина) отличаются от нижезалегающих нефтей более [c.53]

Генетические типы нефтей в Балтийской синеклизе были нами выделены ранее, поэтому остановимся на них очень кратко. Основные залежи нефти приурочены к кембрийским отложениям, меньшая часть — к ордовикским, в силурийских отложениях установлены непромышленные притоки. При геохимических исследованиях нами отмечалось, что нефти кембрийских и ордовикских отложений подвергались влиянию гипергенеза, т. е. дегазации и окислению. Малоизмененные и неизмененные нефти генетически неоднотипны. Об этом свидетельствуют различия в структуре УВ и изотопном составе углерода, водорода и серы. [c.57]

I генотипа структурой парафино-нафтеновых фракций, степень циклизации усредненной молекулы несколько меньше, возросла роль изолированных нафтеновых структур. В нафтено-ароматической фракции увеличилась доля сложных нафтено-ароматических структур типа цикло-пентанфенантрена. Нефти II генотипа характеризуются меньшей яркостью люминесценции по сравнению с нефтями I генотипа, максимум спектра люминесценции сдвинут в сторону более длинных волн (436 нм). Изотопный состав углерода нефтей II генотипа более тяжелый (5 С [c.57]

Изотопный состав углерода нефтей мезозойских отложений Предкевказья [c.79]

Нефти IV генотипа (палеоценовые отложения в Западно-Кубанском прогибе) существенно отличаются от всех описанных нижезалегающих нефтей более высокой плотностью, низким содержанием метановых и ароматических и повышенным нафтеновых УВ в бензинах, пониженным количеством парафино-нафтеновых УВ с высокой степенью их циклизации, изотопным составом серы. Существенное отличие отмечается по коэффициенту Ц, низкие величины которого (4,1) указывают на возрастание роли СНа-групп в коротких цепях. [c.81]

Для VI генотипа нефтей отличительным признаком является самое высокое содержание нафтеновых У В в бензинах, высокая степень циклизации молекул парафиноч<афтеновой фракции, самое вьюокое содержание нафтено-ароматических УВ, очень тяжелый изотопный состав серы, утяжеленный по сравнению с другими кайнозойскими генотипами и. с. у. и высокий для кайнозойских нефтей коэффициент Ц, что указывает на возрастающую роль длинных парафиновых цепей. [c.85]

Нефти I генотипа (силур, месторождение Малоичское, скв. 4) характеризуются очень высокими коэффициентом Ц, низким К , относительно тяжелым изотопным составом углерода. Нефти легкие, содержат много бензина, в котором больше половины составляют метановые УВ, треть — нафтеновые и мало ароматических. В отбензиненной части нефти отмечается высокое содержание парафино-нафтеновых УВ и низкое — [c.90]

Для нефтей II генотипа характерен очень легкий изотопный состав серы и облегченный по сравнению с I генотипом и.с. у. ИК<пектр нефтей (Малоичская площадь, скв. 2) приведен на рис. 12. [c.92]

Несмотря на определенные различия нефтей, залегающих в средневерхнеюрских отложениях (в пределах исследованных месторождений), они могут быть объединены в один генетический тип — III. Наиболее типичны для этого генотипа нефти из юрских отложений Мамонтовской (скв. 1223). Ургульской (скв. 4) и Самотлорской площадей, а также Тевризской, Верх-Тарской и Мальджинской (по изотопному составу серы). [c.98]

Нефти IV генотипа залегают в отложениях верхней юры, в баженовс-кой свите. Они обладают рядом специфических черт и в отличие от остальных юрских нефтей характеризуются более низкой степенью циклизации усредненной молекулы парафино-нафтеновой фракции, наиболее тяжелым изотопным составом серы и утяжеленным и. с. у., самой низкой величиной п/ф, более низким коэффициентом Ц. Своеобразен углеводородный состав бензинов — около 50 % составляют нафтеновые УВ. В отбензиненной части нефти очень высокий процент нафтено-ароматических УВ и самый низкий из всех рассмотренных нефтей процент парафино-нафтеновых УВ. По количеству же и составу смолисто-асфальтеновых компонентов нефти IV генотипа почти не отличаются от нефтей других типов. [c.99]

Одним из надежных критериев выделения региональных циклов нефтегазообразования Р.Г. Панкина называет данные по изотопному составу серы нефтей. Судя по 6 8 нефтей, региональный характер имеют следующие циклы нефтегазообразования вендский (Восточная Сибирь, Верхнекамская впадина, 5 5 15,2 %о), кембрийский (Восточная Сибирь, Балтийская синеклиза, 22 %о ), девонский (Верхнекамская впадина, Жигулевско-Пугачевский свод, Днепровско-Донецкая впадина. Прикаспийская синеклиза, 8,1 %о ), нижнесреднекаменноугольный (там же, [c.107]

Приведенные выше данные свидетельствуют о том, что современный облик нефти определяется влиянием многих факторов, контролируемых геологическими условиями на всех этапах возникновения, миграции, аккумуляции и существования нефти. На первых стадиях, когда закладываются основы генетического типа УВ, большее значение имеют фациально-климатические условия, на последующих — особенности тектонического развития региона. Однако следует отметить, что масштабы и особенности вторичных изменений нефтей, отраженные в основном в ее свойствах и компонентном составе, определяются ее генетическим типом. В одних и тех же условиях катагенеза или гипергенеза нефти разных генетических типов существенно отличаются друг от друга по индивидуальному составу, структуре УВ и изотопному составу серы и углерода. Генетические признаки нефтей ("генетический код") достаточно устойчивы и практически мало изменяются при вторичных изменениях нефтей. [c.148]

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]

В основе генетической типизации (классификации) нефтей лежат теоретические представления о том, что нефти наследуют от ОВ материнских пород специфические черты, которые отражены в ряде параметров их структурно-группового и изотопного состава. В нефтях ойнаружены реликтовые структуры, большую часть которых составляют алифатические УВ, наследуемые нефтью от ОВ пород, в некоторых случаях без существенной трансформации или с незначительными изменениями. [c.186]

В переходной зоне (от 1000 до 1700 м) преобразование органического вещества происходит вследствие как биохимических процессов (затухают), так и термокатапитических (начальная стадия). В зтой зоне генерируются метан (5 С среднее - 6,0) и небольшое количество гомологов метана. С углеводородами зтой зоны связано формирование крупнейших газовых залежей (например, газовые залежи на севере Тюменской области). В термокаталитической зоне (глубже 1500- 1700 м) преобразование органического вещества происходит в результате термокаталитических процессов генерируются метан, гомологи метана и нефть. Углерод метана-зтой зоны наиболее обогащен тяжелым изотопом (5 С от —3,0 до -5,7). На глубинах более 4000 - 5000 м может происходить некоторое облегчение углерода метана, что, вероятно, обусловлено изотопно-кинетическим эффектом при разложении тяжелых углеводородов в условиях повышенных температур (B. . Лебедев, 1974 г.). Эта схема подразделения осадочной толщи на три зоны (биохимическую - диа1енез, переходную и термокаталитическую - катагенез) на первый взгляд, представляется превосходно обоснованной как глубинами залегания УВ, так и изотопным составом углерода СН и составом УВ. В действительности она оказывается несостоятельной по целому ряду причин. Во-первых, в очень молодых осадках встречаются УВ, содержащие большое количество ТУ (табл. 3), Во-вторых, изотопные составы углерода УВГ и СО нередко значительно варьируют (рис. 6,7). В-третьих, до значительных глубин наблю- [c.19]

НИИ, так как вод с соленостью свыше 30 в Каспийском море не встречается. Любопытно отметить, что содержание сульфатов в них немного более 10%. Все это сближает обнаруженные воды с океанскими и невольно возникает предположение, что они имеют палеогеновый или мезозойский возраст, т.е. возраст слоев, формировавшихся в полносоленых бассейнах океанского типа. Таким образом, создается впечатление, что корни рассматриваемого грязевого вулкана на поднятии Шатского располагаются очень глубоко, в области развития мезозоя. Для большинстваа грязевых вулканов доказано глубинцое происхождение, поскольку среди их брекчии обнаруживаются обломки мезозойских известняков. Наряду с этим необходимо отметить, что газы грязевых вулканов состоят почти целиком из СН , причем легкого изотопного состава и, следовательно, резко отличаются от газов грязевого вулкана на поднятии Шатского, Последнее обстоятельство позволяет предположить, что рассматриваемый грязевой вулкан имеет корни не в мезозое, а в продуктивной свите Азербайджана, где широко развиты нефтяные месторождения. Доказательством этого может служить молодой грязевой вулкан Лось , выносы которого образовали небольшой остров. Как отмечает A.A. Якубов, среди породы, вынесенной вулканом, встречаются обломки песчаников продуктивной свиты, пропитанные нефтью. К сожалению, газы этого вулкана не были исследованы. Можно только предполагать, что это были нефтяные газы. Обломков меловых пород среди продуктов извержения также не было отмечено. [c.81]

Для анализа продуктов нефти может быть использовано ценное свойство масс-спектров полевой ионизации-—их малолинейча-тость и обязательное присутствие интенсивного пика молекулярного иона. Отсюда появляется хорошая возможность применения молекулярных ионов [193, 194]. В рассматриваемых работах проведено сравнение метода полевой ионизации с низковольтной масс-спектрометрией электронного удара [193] и с методом характеристических сумм [194]. Метод полевой ионизации был применен для количественного анализа легких бензиновых фракций [195] и тяжелых нефтяных фракций с температурой кипения 300—350°С и молекулярной массой до 700 [196]. К сожалению, из-за повышенной и сильно зависящей от условий съемки интенсивности пика [М -f Н]+ (взаимодействие с парами остаточной воды, катализ) затруднено использование пиков изотопных ионов. [c.135]

Однако ддя более глубокого понимания характера химических превращений, происходящих при карбонизации сернистых остатков нефти, такая информация недостаточна, так как существующие методы определения группового состава не позволяют различить углеводородные и сернистые соединения,, которые группируются в одних и тех же хроматографических фракциях при разделении остатков, например,на силикагеле С 2 2. В этом случае необходимы данные, полученные по В03М02Ш0СТИ на молекулярном уровне,что достигается при использовании модельных соединений, близких по структуре к основным компонентам сырья. Особую ценность имеют результаты радиохимических исследований, позволяхщие, во-первых, получать информацию о превращениях модельных соединений в реальных условиях ведения процесса,поскольку индикаторные количества радиоактивного соединения, вводимого в исходное сырье, практически не меняют его состава. Во-вторых, при введении изотопной метки в различные фрагменты модельного соединения появляется возможность проследить деструктивные превращения соединений. [c.41]

Количественные и качественные характеристики вязкоупругого ферромагнитного поршня определяются в зависимости от типа перекачиваемого продукта (газ, газовый конденсат, нефть), диаметра и длины удаляемого участка трубопровода, необходимого для движения поршня давления и удерживающей силы электромагнита. Техническая реализация предлагаемого способа поясняется технологической схемой, показанной на рис.6.3. В необходимых местах магистрального трубопровода 1 для перекрытия дефектного участка 5 устанавливают электромагниты 2, к которым подключен изотопный датчик 3. При подготовке поршня в его состав вводят соответствующий изотоп. Приготовленная гелеферромагнитная масса загружается в подающую камеру 4. Трубопроводная обвязка камеры 4 идентична типовой камере пуска и приема очистных устройств. Если в наличии имеется соответствующее оборудование (специальная передвижная установка), то подключение подающей камеры 4 после врезки в магистральный трубопровод может быть осуществлено в любом необходимом сечении трубы. При отсутствии такого оборудования для запуска поршня [c.132]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология