Каменноугольные отложения

Некоторые показатели более четко позволяют разделять нефти, залегающие в девонских и каменноугольных отложениях, без их подразделения на II.и III генотипы. Так, нефти девонских отложений характеризуются наиболее высоким содержанием ароматических ядер (малоциклические арены) - 40 %, в то время как нефти каменноугольных отложений (II и III генотипы) имеют разные, но близкие между собой значения (31-33%). [c.62]

Во всех нефтях, залегающих в каменноугольных отложениях, обнаружены ванадиевые порфирины - от 2 до 3 мг на 100 г нефти, никелевые [c.70]

В Прикаспийской впадине свойства и состав нефтей в подсолевых отложениях практически не зависят от современных условий залегания. Так, для нефтей, залегающих в девонских (в обрамлении) и в каменноугольных отложениях, не было получено значимых коэффициентов корреляции с условиями залегания. В нефтях мезозойских отложений как по отдельным комплексам, так и по мезозою в целом установлены связи между их составом и геологическими условиями. Так, например, состав и свойства нефтей, залегающих в юрских отложениях, с высокими значениями коэффициентов коррелируются с глубиной и минерализацией вод (плотность нефти, содержание бензина, парафино-нафтеновой фракции, бензольных смол и т. д.). [c.148]

Общая закономерность для нефтей, залегающих в каменноугольных отложениях в северо-западном обрамлении Прикаспийской впадины, — это увеличение их плотности (0,832—0,892 г/см ) и смолистости в северном и северо-западном направлении, увеличение содержания ме-тано-нафтеновых УВ и По единичным данным намечается уменьшение доли бензольных ароматических УВ. Это позволяет предположить, что в [c.162]

По характеру залегания этот горизонт чрезвычайно похож на те песчаные отложения типа береговых валов, или баров, которые найдены и описаны в США среди каменноугольных отложений штатов Оклахома и Канзас (см. ниже). [c.266]

Оболенцев Р. Д., Айвазов Б. В., Циклические сульфиды в керосиновом дистилляте из нефти каменноугольных отложений туймазинского месторождения. Материалы II научной конференции БашФАН СССР, Уфа, 1958. [c.258]

Применение хроматографического метода разделения хотя и не позволяет (по причинам, изложенным выше) выделить в чистом виде сернистые соединения, все же дает возможность получить концентраты сернистых соединений и тем самым изучить их свойства хотя бы в общем виде, что во многих случаях бывает важным. Выделению таких сернистых концентратов, содержащих до 6% S, из нефтей Северного Тексаса и Ближнего. Востока на активной окиси алюминия и некоторых других адсорбентах и исследованию этих концентратов посвящены работы С. Карра с соавторами [79]. Концентраты сернистых соединений из легких погонов (до 300° включительно) туймазинской нефти каменноугольных отложений исследованы Р. Д. Оболенцевым и Б. В. Айвазовым [80]. [c.53]

Отделом химии Башкирского филиала АН СССР в 1954 — 1955 гг. было произведено исследование термостойкости сероорганических соединений, содержащихся в нефтях каменноугольных и девонских отложений Туймазинского месторождения. Нефти нагревались в интервале температур 100—400°, при этом было установлено, что непродолжительное нагревание до 280° не дает значительного выделения сероводорода. Однако дальнейшее повышение температуры вызывает резкое возрастание количества выделившегося сероводорода (табл. 28). То же наблюдается при нагревании нефтей хотя и при более низкой температуре, но продолжительное время. Например, при нагревании нефти в течение И час. при температуре 200° выделилось в виде сероводорода 0,45% S. Авторы указывают, что сернистые соединения различных нефтей обладают разной термостабильностью, и что сернистые соединения туймазинской нефти каменноугольных отложений в этом отношении менее устойчивы, чем сернистые соединения туймазинской девонской нефти. [c.56]

Во второй половине XIX в. в связи с быстрым развитием промышленности, возникновением нефтепромыслов на юге России (в Баку и Грозном) повысился интерес ученых и предпринимателей к районам с признаками нефтеносности на обширной территории между Волгой и Уралом. Исследовавший Поволжье в 1863 г. по поручению Ученого комитета Корпуса горных инженеров профессор Г. Д. Романовский так оценивал перспективы нефтеносности Урало-Поволжья Никто не докажет и не имеет основания утверждать, что отделяющееся по каплям на поверхность горное масло не заслуживает внимания для разведок и не составляет признака богатых подземных его скоплений . Г. Д. Романовский первым предположил, что нефть находится в девонских или каменноугольных отложениях, пермские отложения следует принимать только как приемники горного масла , поступающего туда по трещинам. [c.17]

Месторождение многопластовое, расположено в 70 км к юго-западу от г. Саратова и приурочено к поднятию, представляющему собой брахиантиклинальную складку. Газовые и газонефтяные залежи выявлены в каменноугольных отложениях. [c.227]

Приведем еще один пример характеристики воды по Пальмеру. Анализировалась вода из скв. 6 Сызранского месторождения (каменноугольные отложения). Результаты анализа приведены в табл. 27. [c.175]

Ольховское газонефтяное месторождение, открытое в 1962 г., расположено на северном окончании Каменноложского вала и представляет собой в каменноугольных отложениях брахиантиклинальную складку северо-восточного простирания асимметричного строения юго-восточное крыло более крутое. [c.70]

В каменноугольных отложениях нефтеносные горизонты приурочены к известнякам турнейского яруса, песчаникам угленосной свиты и тульского горизонта нижнего карбона (визейский ярус), известнякам каширского и Верейского горизонтов среднего карбона. Основным наиболее важным нефтеносным горизонтом каменноугольной системы являются терригенные отложения нижнего ее отдела. [c.10]

При этом среди залежей аномальных нефти наибольшую долю составляют залежи в девонских и каменноугольных отложениях - основных объектах разработки Волго-Уральского региона. [c.18]

Нефти Волго-Уральской НГП изучались с точки зрения их генетической типизации Т.А. Ботневой, Р.Г. Панкиной, С.П. Максимовым, Т.Н. Пряхиной, Э.М. Галимовым, В.А. Чахмахчевым,Э.М Грайзери др. Нами был обобщен имеющийся материал, отобраны и изучены наиболее типичные (выделенные указанными выше исследователями) для каждого генотипа нефти в соответствии с разработанными нами генетическими критериями. Были изучены нефти из девонских и каменноугольных отложений, отобранные из разных тектонических зон Бузулукской впадины, юго-восточной части Южно-Татарского свода, Малиновской зоны Жигулевско-Пугачевского свода. Башкирского свода. Верхнекамской впадины Оренбургского свода, Степновского вала Саратовско-Волго градского Поволжья (табл. 24). [c.59]

Трудность генетической типизации нефтей в данном регионе заключается 8 том, что здесь, как показано выше, было установлено, особенно в надсолевых отложениях, много окисленных и часто сильноокисленных нефтей, отмечались также перетоки нефти из нижележащих в вышележащие пласты. Из всех генетических параметров наиболее информативен коэффициент Ц. Как видно из рис. 8, в нефтях, залегающих в девонских отложениях, Ц колеблется от 6 до 8 (среднее 7,3), а процент СН -групп (п > 4) - от 30 до 46 (среднее 36,5) в нефтях в каменноугольных отложениях Ц уменьшается до 4,4-6,7 (среднее 5,2). Величины Ц = 4,3-6 встречаются только в нефтях, залегающих в каменноугольных отложениях. Генетический признак пермских нефтей - величины Ц 8-13, не встречающиеся в нефтях, приуроченных к другим стратиграфическим подразделениям. Нефти с Ц 8—13 не могли попасть в пермские отложения из девонских или каменноугольных, так как в последних нет таких нефтей. Вместе с тем в пермских породах на ряде месторождений встречены нефти, сходные (по коэффициенту Ц) с нефтями в каменноугольных и даже в девонских отложениях (табл. 26). [c.63]

В нефтях III ("пермского") генотипа резко преобладают Hj-группы в длинных цепях (от 25 до 43 %). Типично пермские нефти (не тяжелые) имеют меньший выход бензиновых фракций и значительно большее со-дгржание смолисто-асфальтеновых компонентов, чем нефти каменноугольных отложений. В бензиновой фракции высокое содержание метановых и нафтеновых УВ и очень низкое — ароматических. [c.71]

В каменноугольных отложениях Тимано-Печорской, Волго-Уральс-кой и Прикаспийской НГП выделено несколько генотипов нефтей два (D3- 1 и -Pi) в первой, два ( i и 2-3I во второй и один (С) - в третьей. [c.101]

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]

К началу плиоцена каменноугольные отложения почти на всей территории Прикаспийской впадины находились в благоприятных температурных условиях для генерации нефтяных УВ II генетического типа (при наличии соответствующих нефте материнских пород). Поэтому в любой части Прикаспийской впадины (при прочих благоприятных условиях — наличии нефтематеринских пород, коллекторов, покрышек и т. д.) возможно размещение нефтей II генотипа. На востоке впадины в Кенкияк-Каратюбинской и Енбекской зонах нефтегазонакопления, на юго-восто-ке в Южно-Эмбинской и Биикжальской зонах нефтегазонакопления, на юге в Прорвинско-Азнагупьской зоне нефтегазонакопления имеются нефти II генотипа либо в каменноугольных, либо в вышележащих отложениях. Нефти II генотипа могут присутствовать в каменноугольных отложениях Байчунасского и Гурьевского прогибов на юге. Волгоградского прогиба на западе, северного склона впадины и на восточном борту впадины. [c.162]

Для нефтей, залегающих в каменноугольных отложениях, не выявлено корреляционной связи между их свойствами и составом, с одной стороны, и глубиной их залегания и пластовой температурой, с другой [5]. Поэтому использовать уравнения регрессии для прогнозирования состава нефтей этих отложений не представляется возможным. Единственный показатель, который можно прогнозировать для всех нефтей палеозоя, — это степень их ароматичности (содержание ароматических УВ в бензиновой фракции), которая является функцией сульфатности вод и пластовой температуры (/ 0,85). Из табл. 52 видно, что содержание низкокипящих ароматических УВ возрастает с увеличением как температуры, так и сульфатности вод, причем резкое изменение последней (55-275 мг/л) слабо сказывается на степени ароматичности бензиновой фракции. Рост температуры вызывает более заметное ее увеличение. [c.163]

Нефти II генотипа в зоне криптогипергенеза могут иметь признаки слабого окисления. Зона криптогипергенеза в каменноугольных отложениях распространена в интервале глубин 1000—3200 м и температур 32—80 С и выделяется в северо-западной части внешней бортовой зоны и на востоке Прикаспийской впадины. Наиболее характерный состав нефтей каменноугольных отложений в зоне криптогипергенеза был описан в разделе 111.3.4. [c.163]

К к было показано выше, на некоторых участках каменноугольные отложения подвергались воздействию благоприятной для нефтегазообразования температуры (60 °С и выше) длительное время — до 305 млн. лет. На отдельных участках каменноугольные отложения подвергались воздействию и более высокой температуры. В подошве толщи С—Р1Э температура до 100 °С в Сарпинском и до 130 °С в Каратонском прогибах отмечается уже к началу кунгурского века, затем она уменьшается. К началу мела подошва С—Р1Э прогревается до 110 °С в Хобдинской зоне, Уильском прогибе и на Жаркамысском выступе. [c.163]

В Соединенных Штатах нефтеносные горизонты Восточной нефтяной провинции (Аппалачская область и др.) главным образом представлены песками и песчаниками. В штате Пенсильвания, нанример, насчитывается не менее 20 песчаных горизонтов, расположенных среди каменноугольных отложений и отложений девонской системы. В каменноугольной системе, в так называемом пенсильванском отделе, — содержится семь нефтеносных песков и в миссисипском отделе не менее пяти. Среди них наиболее значительным является песок Инджэн, мощность ко- [c.176]

В каменноугольных отложениях Куйбышевского Поволжья за последние годы выявлено много залежей нефтн, приуроченных к карбонатным породам турнейского яруса окского подъяруса и верхней части башкирского яруса. [c.373]

Нефтегазоиосиость Оренбургской области снязана с каменноугольными, жиопскпми и пермскими отложениями. Основные запасы нефти приурочены к каменноугольным отложениям. Запасы девонских отложений составляют около 20, а пермских — около 5% от общих промышленных запасов нефти всей области. [c.152]

Можно также предположить генерацию нефти на большой глубине в осадочных толщах, обогащенных ОВ. Например, в результате опускания углей и горючих сланцев в зону очень высоких температур и больших давлений могла произойти глубокая деструкция содержащегося в них ОВ с образованием У В различных типов. О том, что в последующее время по разломам УВ могли подниматься вверх и при этом на огромные расстояния, свидетельствует много фактов наиболее яркий пример - обнаружение девонского комплекса пьшьцы в нефтях каменноугольных отложений. [c.24]

Объектами исследования были взяты остаточные нефти Ишимбайского, Уршакского и Арланского месторождений в Башкортостане. Ишимбайская нефть относится к нефтям незаводнен-ных рифовых отложений Предуральского прогиба, залегает в ас-сельско-артинских горизонтах, приурочена к пермской системе. Уршакская нефть относится к нефтям заводненных пропластков каменноугольных отложений, песчаников девонского горизонта. Нефть Арланского месторождения приурочена к песчаникам боб-риковского горизонта каменноугольных отложений. [c.56]

Для получения остаточной нефти были использованы специально отобранные керновые материалы из заводненных пропластков каменноугольных отложений Арланского и Уршакского месторождений и Ишимбайского с незаводненных рифовых отложений.Для сравнения были отобраны пробы добываемых (нативных) [c.56]

Открытие высокодебитных месторождений нефти в каменноугольных отложениях в северо-за-падной части республики (Арланское, Манчаровское, Четырмановское, Игровское, Воядинское и др.). [c.47]

Накопленный материал позволил разработать и предложить к использованию необходимые для практики расчетные методы оценки параметров реологических свойств аномально-вязких нефтей, пригодные при температурах, превышающих температуру насыщения нефти парафином. Такие расчетные методы, уступая экспериментальным измерениям по точности, существенно облегчают выявление закономерностей изменения параметров реологических свойств по залежи и позволяют получить данные для использования при проектировании и разработке месторождений. Расчетная методика основана на использовании ПДНС как основного параметра аномально-вязких свойств. Нами изучены факторы, влияющие на ПДНС, и получены корреляционные зависимости между этим и остальными параметрами реологических свойств нефти. Такие корреляционные зависимости использованы для расчета параметров с учетом влияющих факторов. В качестве примера ниже изложена методика расчета реологических параметров аномально-вязких свойств пластовых нефтей из каменноугольных отложений Татарии и Башкирии. [c.87]

Пачгивекое газовое месторождение находится в 10 км северо-восточнее Курьинского, газоносны те же нижнепермские и каменноугольные отложения. [c.54]

Месторождение расположено в 80 км к юго-востоку от г. Полтавы, приурочено к куполообразному локальному поднятию. Продуктивны пермские и каменноугольные отложения, в которых газоконденсатные залежи выявлены в картолышской свите (горизонты П-1, П-2, П-2а) и в араукаритовой свите (горизонты К-1 и К-2). Глубина залегания горизонтов П-1, П-2, П-2а — 3357—3442 м. Пластовое давление в залеже 397—403 кгс/см , температура 74° С. Горизонты К-1, К-2 залегают на глубинах 3900—4000 м, пластовое давление 425—429 кгс/см , температура 78 С. [c.266]

По условиям залегания нижнепермских и каменноугольных отложений в пределах платформенной части выделяют Пермско-Башкирский и Камский своды и Верхнекамскую впадину. С юго-запада на северо-восток проходит Камско-Кинельская система прогибов, которая разделяет Пермско-Башкирский свод на две части. Предуральский прогиб в пределах области разделяется на две части южная получила название Юрюзано-Сылвенская депрессия, северная — Соликамская депрессия. [c.62]

Основными нефтегазоносными толщами являются московская и башкирско-визейская карбонатные, визейская терригенная, турнейская карбонатная в каменноугольных отложениях и франско-пашийская н кыновско-живетская терри1 енные в девонских отложениях. [c.62]

Ярино-Каменноложское месторождение, открытое в 1954 г., расположено на Каменноложском валу, представляет собой две крупные брахи-антиклинальные складки Яринскую и Каменноложскую, разделенные небольшой седловиной. В свою очередь каждая из них осложнена рядом куполов. В целом эти складки можно рассматривать как одну крупную брахиантиклинальную складку, вытянутую почти в меридиональном направлении с отклонением периклиналей на восток, в каменноугольных отложениях асимметричную западное крыло более крутое, чем восточное. С глубиной углы наклона крыльев увеличиваются. [c.71]

Гондыревское месторождение, открытое в 1955 г., представляет собой пологую брахиантиклинальную складку почти меридионального простирания, асимметричную западное крыло более крутое (в артинских отложениях), чем восточное. С глубиной углы падения пород становятся круче, в каменноугольных отложениях асимметричность увеличивается. Поднятие сохраняется и в девоне. [c.102]

Месторождения приурочены к двум куполам, разделенным узким прогибом по каменноугольным отложениям. По девонским отложениям наблюдается единое поднятие в пределах обоих куполов. Красноярский купол отличается от Быркинского большими размерами и более пологими углами падения крыльев. Самые большие углы падения пород наблюдаются в визейском ярусе на Красноярском куполе до ГЗО, на Быркинском — 4°30. [c.102]

Озерное месторождение, открытое в 1961 г., расположено в пределах северной части Усть-Икского вала, представляет собой северный купол обширной Усть-Икской складки. Северный купол контролирует Озерное месторождение в девонских и каменноугольных отложениях, а южный купол — небольшое Усть-Икское месторождение в девонских отложениях. [c.126]

Нефтяные залежи на Нурлатском месторождении обнаружены в горизонте Д] пащийских слоев и в горизонте До кыновских слоев девона. Залежи имеют небольшие размеры и небольшую мощность продуктивных песчаников. В каменноугольных отложениях залежи установлены в карбонатных пластах башкирского яруса и верейского горизонта, а также в песчаниках верейского и угленосного горизонтов. Залежи приурочены к небольшим куполовидным поднятиям, вытянутым в виде цепочки. В большинстве случаев своды поднятий лишены песчаного коллектора, и нефтяные залежи при этом расположены на склонах поднятий. [c.159]

Нефть турнейского яруса характеризуется относительно низким давлением насыщения, пониженным газосодержанием и повышенными значениями плотности и вязкости. Параметры этой нефти типичны для нефти каменноугольных отложений на территории Башкирской АССР малое газосодержание, повышенные вязкость и плотность. [c.210]

Атамановское месторождение, открытое в 1955 г., незначительное по размерам, располагается на территории Курдюмо-Елшанского месторождения, на северо-восточном его окончании, представляет собой небольших размеров антиклинальную складку в девонских отложениях, слегка вытянутую в северо-восточном направлении, в то время как Курдюмо-Елшанское месторождение — это обширная складка в каменноугольных отложениях. [c.338]

В природе довольно часто встречаются резервуары, которые могут быть отнесены и к пластовым, и к массивным [Мончак Л. С., Табасаранский 3. А., 1975 г.]. При частом чередовании пластов-коллекторов и непроницаемых пород могут возникать условия для сообщаемости первых через зоны выклинивания (окна) непроницаемых перемычек, через зоны трещиноватости или по проводящим разрывным нарушениям. Такого рода резервуары (их правильнее называть пластово-массивными) на отдельных участках разреза имеют характер пластовых, хотя в целом выступают как массивные, т. е. представляют собой единую гидродинамическую систему, вследствие чего водонефтяные и (или) газоводяные контакты находятся на одной гипсометрической отметке (см. рис. 14, (3).В таких резервуарах часто формируются залежи нефти и газа значительной высоты. Примером могут служить резервуары в пермо-триасовых отложениях Шебелинского газоконденсатного местоскопления, в юрской толще Узеньского местоскопления (Южный Мангышлак), в девонских образованиях Туймазинского местоскопления (Башкирия), в каменноугольных отложениях Мухановского нефтяного местоскопления и др. [c.65]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология