Главная -> Словарь

Девонских отложений

Данные по групповому углеводородному составу бензиновых фракции показывают, что содержание ароматических углеводородов во фракциях, выкипающих до 200 °С, низкое в тяжелых исфтпх каменноугольных отложений — 2—4%, и значительно выше в девонских нефтях — 8—14%. Количество нафтепо-пык углеводородов во фракции п. к. — 200 °С бахметьевской и жнрновской пефтей башкирского и турнейского ярусов и арчедипской нефти туриейского и боб-риковского горизонта высокое — от 68 до 76%, в той же фракции жирновской и бахметьевской пефтей тульского BI горизонта — 51%, в нефтях бобриковского и девонских горизонтов — 24—46%. Высокое содержание нафтеновых углеводородов в составе бензиновых фракций большинства волгоградских пефтей характеризует последние как благоприятное сырье для процесса каталитического риформинга.

В 1950 г. С. А. Лебедев и другие высказали идею о наличии взаимосвязи девонских горизонтов Д, и ДдТуймазинского месторождения, которая затем была положена в основу нового проекта разработки этого месторождения. Существенный вклад в разработку месторождения внес Д. А. Антонов, впервые исследовав упругие свойства коллекторов девона.

В зависимости от распределения серы по фракциям можно выде- , , лить три группы нефтей. К I группе относятся нефти, содержащие \ наиболее термостойкие сернистые соединения ; / ко II группе — средней термостойкости и к III группе — нефти с сернистыми соединениями относи- / тельно термически нестойкими . Распределение серы по фракциям при прямой перегонке нефтей трех групп и содержание серы в отдельных фракциях приведено ниже :

Растворенный в нефти газ жирный, с заметным количеством углекислого газа. Растворенный газ пластов нижнего карбона содержит значительно меньше метана и больше гомологов метана и азота по сравнению с газом нижележащих девонских горизонтов.

двух основных продуктивных девонских горизонтов Туй-

девонских горизонтов в вышележащие девонские песчаные

лена разведка девонских горизонтов в Туймазах, которая

Характерным представителем 1-й группы является туймазин-ская нефть девонских горизонтов. К этой же группе относится шкаповская нефть горизонта Дгу

Нефти западных месторождений Башкирии значительно различаются по содержанию серы, смолистых веществ, светлых дистиллятов. Нефти девонских горизонтов, как правило, менее сернистые, чем нефти угленосные , менее смолистые, с высоким содержанием фракций, выкипающих до 200 и до 350° С.

Данные по групповому углеводородному составу бензиновых фракций показывают, что содержание ароматических углеводородов во фракциях, выкипающих до 200 °С, низкое в тяжелых нефтях каменноугольных отложений — 2—47о, и значительно выше в девонских нефтях — 8—14%. Количество нафтеновых углеводородов во фракции н. к. — 200 °С бахметьевской и жирновской нефтей башкирского и турнейского ярусов и арчединской нефти турнейского и бобриковского горизонта высокое — от 68 до 76%, в той же фракции жирновской и бахметьевской нефтёй тульского Bi горизонта—-51%, в нефтях бобриковского и девонских горизонтов — 24—46%. Высокое содержание нафтеновых углеводородов в составе бензиновых фракций большинства волгоградских нефтей характеризует последние как благоприятное сырье для процесса каталитического риформинга.

Для подтверждения возможности органического синтеза нефти были проведены прямые лабораторные экспериментальные исследования . Так, еще в 1888г. немецкий химик К. Энглер впервые в мире произвел перегонку рыбьего жира при давлении 1 МПа и температуре 42 °С и получил 61 % масс, масла плотностью 0,8105, состоящего на 90 % из углеводородов, преимущественно парафиновых от Сь и выше. В тот же период им были получены углеводороды из растительных масел: репейного, оливкового и др. В 1919 г. акад. Н.Ф. Зелинский произвел перегонку сапропелита оз. Балхаш и получил 63,2 % смолы, 16 % кокса и 20,8 % газа. Газ состоял из метана, окиси углерода, водорода и сероводорода. После вторичной перегонки смолы были получены бензин, керосин и тяжелые масла, в состав которых входили парафиновые, нафтеновые и ароматические углеводороды. В 1921 г. японский ученый Кобаяси получил искуственную нефть при перегонке рыбьего жира без давления, но в присутствии катализатора — гидросиликата алюминия. Подобные опыты были проведены затем и другими исследователями. Было установлено, что природные алюмосиликаты — глины-являются катализатором в химических реакциях нефте — образования. Акад. А.Д. Архангельский глинистые породы назвал нефтепроизводящими, или нефтематеринскими. Подтверждающие органическую концепцию нефтесинтеза результаты дали также исследования самих осадочных пород различного геологического возраста на присутствие углеводородов. Органические вещества в пределах 0,2 — 0,9 % от массы осадочных пород были обнаружены во всех оседочных образованиях — от докембрия до современных осадков, причем глины оказались в среднем в 2 — 4 раза богаче органическим веществом, чем пески и карбонаты. Более богатыми органикой оказались глинистые породы нефтегазоносных провинций. Так, глины девонских отложений Волго —Урала и юрских отложений Западной Сибири содержали до 10— 15 % органического вещества. Исследования химического состава органических веществ осадочных пород, определяемого по степени растворимости в различных растворителях, показали, что они состоят из битумоидов , гуминовых кислот и на 70 —80 % из нераство —

Характерный пример таких различий — нефтематеринские толщи и генерируемые ими нефти подсолевых и межсолевых карбонатных отложений девона Припятского прогиба. Фациальнотенетический тип ОВ этих отложений одинаковый — сапропелевый. Видимо, поэтому часть показателей состава ОВ и генерируемых им нефтей малоинформативна с точки зрения генетической типизации. Так, особенности распределения «-алканов однотипны для нефтей подсолевых и межсолевых девонских отложений, так же как и характер распределения изопреноидных УВ.

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 — 40 %, в то время как нефти каменноугольных отложений имеют разные, но близкие между собой значения .

В Прикаспийской впадине, где нами по составу нефти выделялись геохимические зоны , границы зоны катагенеза условно определялись по отсутствию в нефтях любых признаков гипергенных изменений — окисления или потери бензиновых фракций. Для девонских отложений эта зона располагалась на глубине более 4 км , для каменноугольных — более 3,3 км , в пермских — более 4,5 км , в триасовых — более 2,7 км, в юрских — более 2,5 км .

Не отмечается существенного температурного влияния на катагенные изменения нефтей и в Прикаспийской впадине, где даже на больших глубинах не наблюдается резко выраженной метанизации нефтей. Это связано с тем, что в процессе соленакопления и соляного диапиризма происходило снижение палеотемператур. Типичные катагенные изменения были встречены лишь в нефтях из девонских отложений внешней бортовой зоны на глубине 5370 м при температуре 107 °С . Характерными признаками их были низкая плотность , высокое содержание бензинов и пара-фино-нафтеновых УВ и низкое Кн .

Девонская система содержит многочисленные нефтяные горизонты , которые разрабатываются главным образом в Ап-палачском нефтяном районе в штатах Нью-Йорк, Пенсильвания и Западная Виргиния, причем наибольшее практическое значение получили нефтеносные горизонты верхнего девона. Из девонских отложений получается нефть и в месторождениях Мид-Конти-нента, главным образом в Оклахоме, но здесь они имеют меньшее значение, чем в восточной области. Небольшое количество нефти в девонских отложениях найдено в долине р. Макензи в Канаде.

Нефтегазоносность Оренбургской облает связана с каменноугольными, девонскими 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.

В последующий период наиболее значительные месторождения области открыты в Арчединском нефтяном районе. С 1964 г. эксплуатируется Шляховское месторождение; промышленные притоки нефти получены из задонско-елецкого, евлановско-ливенского и воробьевского горизонтов девонских отложений. Крупнейшим в Арчединском нефтяном районе является Кудиновское месторождение, начало эксплуатации которого относится к маю 1966 г. Залежи нефти обнаружены в пашийском и воробьевском горизонтах девона. Небольшая залежь открыта также в семилукско-петинских слоях.

парафина 1,0—8,5%, серы 1,03—0,04%, силикагелевых смол 13—20%. Выход фракций до 200 °С составляет от 2 до 42%. Наиболее тяжелыми являются нефти башкирского, намюрского и туриейского ярусов и тульского горизонта . Нефти свлаповско-лнвенского, воронежского, семилукского, задсшско-елецкого, пашийского н воробьесского горизонтов девонских отложений — легкие . Нефти тульского Б девонских отложений и рифовых массивов Башкирии, а также в пластовой воде сарматских отложений Дагестана:

Сользаводская и быстрянская нефти девонских отложений жи-ветского и фаменского ярусов также малосернистые , высокопарафинистые и содержат 9 и 4 % смолистых веществ. Содержание фракций до 200 и 300° С в них невелико .