В МЭР назвали причины резкого роста промышленного производства в России

В мае этого года индекс промышленного производства в России продемонстрировал рекордный рост - 5,6 процента по сравнению с аналогичным месяцем прошлого года

Утвержден Закон о снижении энерготарифов на Дальнем Востоке

Совет Федерации поддержал закон о введении механизма снижения энерготарифов до среднероссийского уровня для промышленных потребителей на Дальнем Востоке.

В Харбине прошли переговоры по созданию МТК «Приморье-1»

Переговоры по созданию международного транспортного коридора «Приморье-1» провели в Харбине (КНР) первый заместитель Министра Российской Федерации по развитию Дальнего Востока Александр Осипов и вице-губернатор провинции Хэйлунцзян Цзя Юймэй.

Мост за 14 млрд рублей будет построен в Пермском крае

В Пермском крае идет подготовка к строительству нового моста через реку Чусовую. Данное строительство будет вестись в рамках концессионного соглашения, которое подписал временно исполняющий обязанности губернатора Пермского края Максим Решетников с представителем инвестора сегодня, 21 июня.

Первые 175 самолетов МС-21 получит «Аэрофлот»

Компания "Иркут" подписала контракт с «Аэрофлотом» на поставку 175 самолетов МС-21.

ФРС США повысила базовую ставку до 1.25% годовых

Комитет по открытым рынкам Федеральной резервной системы (ФРС) США принял решение о повышении базовой процентной ставки до 1–1,25% с 0,75–1% годовых.

28 Сентября 2011

Геохимические особенности нефтей Урало-Поволжья в связи с условиями формирования месторождений

Геохимические особенности нефтей Урало-Поволжья в связи с условиями формирования месторождений
Наcтoящее иccледoвание пocвященo oценке физикo-химичеcких параметрoв, coдержаний и характеру раcпределения микрoэлементoв — ванадия и никеля в нефтях меcтoрoждений Вoлгo-Уральcкoй нефтегазoнocнoй прoвинции (НГП). Онo базируетcя на обширных фондовых и литературных иcточниках, а также проведенных авторами cобcтвенных аналитичеcких иccледованиях. В разрезе нефтегазоноcных комплекcов выделены нефти девонcкого, каменноугольного и пермского геохимических типов, отличающиеся по УВ- и микроэлементному составу, плотностной характеристике, содержанию смолисто-асфальтеновых веществ, серы и выходу легких фракций. Показано, что нефти девонского типа дифференцированы на две геохимические разновидности: среднедевоннижнефранские и среднефранско-каменноугольные, т.е. поддоманиковые и доманиковые + наддоманиковые. Проведено детальное расчленение нефтей терригенного девона по площади региона с выделением групп нефтей различных товарных качеств. Геохимические особенности флюидов обусловлены приуроченностью скоплений к различным тектоническим структурам, геологическая эволюция которых (процессы миграции, катагенеза и биодеградации) отражается на УВ-составе нефтей, их микроэлементной характеристике и физико-химических свойствах.
В пределах Волго-Уральской НГП диапазон распространения залежей нефти весьма широк и охватывает по разрезу почти весь палеозой — от эйфельско-живетских (средний девон) до пермских отложений включительно. При этом продуктивные пласты залегают в основном на глубине от 600 до 3900 м. Условия формирования скоплений УВ сложны и разнообразны и во многом обусловлены особенностями проявления тектонических процессов в осадочном чехле. Реконструкция условий формирования скоплений УВ в той или иной мере возможна на основе изучения сопутствующих тектоническим процессам индикаторов (Мухаметшин Р.З., Иванов А.И., 2004), например включений микрофоссилий в нефти, состава растворенного в нефти газа. К подобным индикаторам относятся физико-химические свойства нефтей и их микроэлементный состав, в частности содержание таких металлов, как V и Ni. Для геохимической типизации нефтей нефтегазоносных комплексов (НГК) палеозоя Волго-Уральской НГП авторы статьи выполнили оценку физико-химических свойств и содержания микроэлементов в нефтях различных тектонических структур. Для этого был систематизирован накопленный к настоящему времени большой объем фактического материала по геохимическим показателям нефтей месторождений, расположенных в пределах Мелекесской, Бузулукской, Верхнекамской впадин, Южно- и Северо-Татарского, Башкирского сводов (последний с Бирской седловиной) на территории Башкортостана, Татарстана, Самарской и Оренбургской областей (Т.А.Ботнева, И.С.Гольдберг, Л.А.Гуляева, П.Я.Деменкова, С.М.Катченков, Д.С.Коробов, И.Ф.Лосицкая, Р.З.Мухаметшин, СА.Пунанова, А.И.Ратов, В.И.Тихомиров, М.Х.Файзулин и др.). Кроме того, дополнительно были отобраны и проанализированы пробы нефтей месторождений Южно-Татарского свода и Мелекесской впадины, в которых, наряду с физико-химическим свойствами, определено содержание V и Ni методом атомной абсорбции.

Обобщение геохимических данных позволило авторам статьи вслед предложенной типизации нефтей [2, 3, 10] выделить в пределах палеозойского разреза Волго-Уральской НГП девонский, каменноугольный и пермский геохимические типы нефтей, отличающиеся по УВ- и микроэлементному составу, плотностной характеристике, содержанию смолисто-асфальтеновых веществ (CAB), серы и выходу легких фракций.
Девонский тип объединяет в основном нефти терригенного комплекса среднего девона и нижнефранского подъяруса верхнего девона, а на отдельных тектонических элементах включает и нефти карбонатного комплекса среднефранско-фаменского возраста верхнего девона и турнейского яруса нижнего карбона. Наличие в пластах турне нефтей более легких (d20-4 = 0,782 г/см³) по сравнению с таковыми из залегающих ниже отложений, практически безасфальтеновых, с низким содержанием серы, V и Ni, вероятно, является проявлением процессов вертикальной миграции и изменения состава нефтей в результате фильтрационного фракционирования.
Нефти собственно девонских отложений по усредненным данным в целом более легкие {d20-4 = 0,836 г/см³), менее сернистые (S = 0,7 %) и смолистые (С = 6,9 %) по сравнению с нефтями других геохимических типов. Среднее содержание V оценивается как 70,8 г/т, Ni — 17,0 г/т. По площади размещения в границах региона приведенные параметры значительно варьируют, что обусловлено проявлениями геологических процессов -условиями формирования ловушек УВ и вторичными процессами преобразования нафтидов. Так, плотность девонских нефтей изменяется от 0,770 (самая легкая нефть) до 0,918 г/см³, при этом концентрация V варьирует от 0,88 до 279,00 г/т, а содержание Ni меняется от 0,44 до 50,00 г/т. Содержание S колеблется от 0,03 до 4,90 %, суммарное содержание смол и асфальтенов — от 2,0 до 18,5 %, при этом в легких нефтях асфальтены могут отсутствовать. Выход бензиновых фракций варьирует от 7 до 48 %. В пределах терригенного комплекса девона вверх по разрезу (от живетского яруса к тиманскому горизонту) наблюдаются заметное утяжеление нефтей, увеличение содержания смол, асфальтенов, V и Ni.
Каменноугольный тип нефти развит в широком возрастном интервале — не только от турнейского яруса нижнего карбона до верхнепермских отложений включительно, но и на значительной территории Волго-Уральской НГП (в первую очередь Южно- и Северо-Татарский своды, Мелекесская впадина) охватывает карбонатный девон. Физико-химические свойства нефтей этого типа по площади их распространения существенно изменяются. Однако в целом эти нефти характеризуются более высокой плотностью. Содержание смол, асфальтенов и S в них также выше, чем в нефтях девонского типа, а твердых парафинов и выход бензиновых фракций существенно ниже. В этой части осадочной толщи также прослеживается закономерное утяжеление нефтей вверх по разрезу (это наглядно иллюстрируется на примере месторождений Южно-Татарского свода), увеличивается содержание смол и асфальтенов, S, V и Ni. Наиболее измененными гипергенными процессами являются сверхвязкие нефти, или природные битумы, в песчаниках уфимского яруса, залегающие на небольших глубинах (табл. 1).
Особенно разнообразны по свойствам нефти пермских отложений, поскольку здесь встречаются нефти как каменноугольного, так и пермского геохимических типов.

Нефти пермского типа могут быть легче собственно каменноугольных. Такие нефти встречены в районах, прилегающих к Предуральскому прогибу, Самая легкая нефть имеет плотность 0,750 г/см³, низкое содержание смол - 2,4 %, V и Ni (0,4 и 0,3 г/т), асфальтены в ней отсутствуют, а выход бензиновых фракций иногда достигает 50 %. Эти нефти близки к нефтям каменноугольного типа на юге Бузулукской впадины, но явно имеют миграционный характер, находясь во вторичном залегании.

Выявленные в нижне- и верхнепермских отложениях платформенной части Волго-Уральской НГП нефти каменноугольного типа (Вайнбаум С.Я. и др., 1973 и др.) в значительной степени гипергенно измененные вплоть до преобразования в природные битумы. Они тяжелые, часто сверхвязкие, выход бензиновых фракций менее 30 %. В пределах Мелекесской впадины и западного склона Южно-Татарского свода нефти, скопления которых сформировались за счет вертикальной миграции (Акишев И.М., 1987; [6]), в процессе геологической эволюции могли попадать (очевидно, до неогена) в зону инфильтрационных вод, окисляться и обогащаться микроэлементами (по В.В.Грибкову).
Отличия выделенных геохимических типов нефтей в осадочном чехле Волго-Уральской НГП выражены не только в их физико-химических свойствах и содержании микроэлементов, но и в УВ-составе и особенностях распределения УВ-биомаркеров. Эти отличия большинством исследователей объясняются различным типом исходного ОВ материнских толщ и условиями его преобразования. Геохимическая корреляция УВ-состава нефтей и сингенетичного ОВ одновозрастных толщ, а также сопоставление стадийности их термической зрелости свидетельствуют о различных источниках нефтеобразования, локализующихся в отложениях не только девонского, каменноугольного и нижнепермского, но и верхнепротерозойского возраста [1]. Иными словами, существенная часть УВ-скоплений в пределах Волго-Уральской НГП является сингенетичной ОВ пород. Однако нельзя отрицать и наличие процессов вертикальной межрезервуарной миграции, следы проявления которой широко распространены в регионе.

В разрезе осадочных отложений Волго-Уральской НГП встречены нефти практически всех химических типов (по Ал.А.Петрову).
Нефти А1 самые распространенные в этом регионе. Они характерны практически для всех геохимических типов — девонского, каменноугольного и пермского. Это термически зрелые нефти парафинового и нафтенопарафинового основания с высоким содержанием бензиновых фракций и относительно низкой смолистостью. Нефтям этого типа свойственна высокая концентрация нормальных алканов, при этом содержание н-алканов всегда выше содержания изопреноидов.
Нефти А2 существенно реже распространены на территории Волго-Уральской НГП, хотя встречены также практически во всех геохимических типах (чаще в каменноугольных отложениях), но в подчиненном отношении по сравнению с нефтями типа А1. Это нафтено-парафиновые и парафинонафтеновые нефти. Содержание алканов по сравнению с нефтями типа А1 несколько ниже, но достигает 25-40 %. Отличительной особенностью этих нефтей является значительное количественное преобладание изo-алканов над н-алканами.

Нефти химического типа Б2 встречаются еще реже, даже по сравнению с типом А2. Это тяжелые биодеградированные нефти с высоким содержанием CAB, малой долей легких фракций, залегающие на небольших глубинах. Они соответствуют нефтям парафино-нафтенового и особенно нафтенового оснований. Среди насыщенных УВ преобладают циклоалкановые, содержание которых изменяется от 60 до 75 %. Полностью отсутствуют н-алканы.

Нефти отдельных залежей каменноугольного геохимического типа, а также группа нефтей верхнего протерозоя представлены химическим типом Б1. По групповому составу это нефти нафтенового или нафтеноароматического основания, полностью лишенные н- и изоалканов. По данным [1, 8], базирующимся на изучении биомаркеров нефтей протерозоя, нефти Ларионовского, Шарканского, Сивинского и Ефремовского месторождений генерированы ОВ морского генезиса в карбонатных породах калтасинской свиты, характеризуются умеренной зрелостью и являются палеобиодеградированными. Вероятно, залежи, сформировавшиеся в этих отложениях, были сильно разрушены в результате инверсионных процессов в земной коре и длительных перерывов в осадконакоплении.


В табл. 2 показаны усредненные характеристики микроэлементного состава нефтей разновозрастных комплексов Волго-Уральской НГП с учетом литературных источников. Анализ табличных данных свидетельствует о том, что по микроэлементной характеристике нефти относятся к ванадиевому типу, а содержание микроэлементов в нефтях и генетический показатель V/Ni контролируются возрастом НГК и их тектонической приуроченностью. Изменения концентраций микроэлементов в проанализированных пробах нефтей и их среднего содержания с учетом литературных данных полностью укладываются в те интервалы значений, которыми были охарактеризованы девонский, каменноугольный и пермский геохимические типы нефтей.
Исследованные нефти подразделяются на первично (изначально) обогащенные микроэлементами (А), вторично обогащенные (Б) и обедненные (В) (Пунанова С.А., 1999; [8]).

А. Мало превращенные ванадиевые, богатые микроэлементами нефти (V > Ni > Fe), генетически связанные с сапропелевым составом исходного ОВ. Вероятно, первичное исходное ОВ уже в диагенетическую стадию содержало микроэлементы, тесно связанные с CAB и S. Залежи нефти приурочены к относительно спокойным тектоническим зонам и обнаружены на средних глубинах (от 1,5 до 2,5 км). Это нефти из верхнего девона (пашийско-тиманские, среднефранско-фаменские отложения) и нижнего карбона Бузулукской впадины (исключая ката-генно преобразованные), Башкирского свода и др.

Б. Также ванадиевые (V > Ni > Fe) нефти, в которых генетический показатель V/Ni > 1. Нефти биодеградированы, тяжелые, смолистые. Основными причинами образования подобных нефтей с аномальными высокими концентрациями V и Ni являются фазово-миграционные и окислительные процессы. Это платформенные залежи, тяготеющие к небольшим глубинам (до 1,5 км), в отложениях нижне-среднекаменноугольного возраста некоторых центральных районов Южно-Татарского, Башкирского сводов, Мелекесской впадины, Бирской седловины и некоторых других тектонических элементов.

В. Никелевый или железистый типы нефтей с преобладанием Ni над V (V/Ni < 1). Это легкие нефти, миграционные или катагенно превращенные, которые характеризуются низким содержанием смол, асфальте-нов, S и микроэлементов; залежи УВ сформировались при длительном и устойчивом погружении вмещающих отложений и расположены на больших глубинах в условиях хорошей изоляции. Они характерны для окраинных впадин в теле древних платформ и встречены в южной части Бузулукской впадины.
В целом выявлена прямая корреляционная связь концентрации V, Ni и S в нефтях, что свидетельствует об общности процессов их накопления (рис. 1, 2). Однако эти связи, как и состав микроэлементов, несколько различаются в нефтях месторождений, дифференцированных по их принадлежности к различным структурным элементам. Максимальное содержание V и Ni обнаружено в нефтях нижнекаменноугольных залежей восточного борта Мелекесской впадины — Степноозерское (соответственно 840 и 74 г/т), Нурлатское (658 и 93 г/т) и др. Минимальное содержание характерно для нефтей месторождений Бузулукской впадины — Неклюдовское, C-D (соответственно 7,0-7,6 и 2,8-3,0 г/т), Дмитриевское, Коханское (5-9 и 0,6-4,0 г/т), а также для нефтей из отложений D2gv-D3f юго-восточного склона Южно-Татарского свода — Константиновское. Леонидовское, Серафимовское (8,0-8,5 и 7-9 г/т).

Наиболее детально на территории Волго-Уральской НГП проведена типизация нефтей терригенного комплекса девона. По плотностной характеристике и ряду функционально связанных с плотностью свойств нефтей параметров (выход бензиновых фракций, содержание CAB, S, V и Ni и др.) выделено пять групп нефтей (табл. 3). Несмотря на колебания физико-химических свойств нефтей в отдельных структурных зонах Волго-Уральской НГП в результате воздействия тех или иных процессов (дегазация, гипергенез и т.д.), флюиды терригенного девона могут быть отнесены к единому химическому типу А1, т.е. к нефтям парафинового основания (по классификации Ал.А.Петрова). Данная закономерность типична для нефтей древних платформ.-Исключением могут служить лишь сильно биодеградированные тяжелые и сернистые нефти, относящиеся к типу Б2 (отмечены в пределах Сокской седловины).

Анализ и обобщение фактического материала свидетельствуют, что в разрезе осадочной толщи палеозоя нефти терригенного девона в целом отличаются пониженными значениями плотности, сернистости и повышенным выходом твердых парафинов и бензиновых фракций. Как справедливо отмечают многие исследователи, лучшая сохранность первоначального облика УВ-флюидов терригенного девона определяется более жесткими по сравнению с другими нефтегазоносными комплексами палеозоя термобарическими условиями залегания продуктивных пластов и наличием регионально выдержанного флюидоупора в тиманских слоях [3, 5].
Наиболее тяжелые (плотность > 0,91 г/см³) и сернистые (3,0-3,8 %), с максимальным содержанием CAB нефти залегают в алевропесчаных пластах пашийского и тиманского горизонтов на ограниченных площадях НГП, в ее северной и центральной частях.

Зона нефтей повышенной плотности {0,87-0,91 г/см³) занимает обширную территорию региона и протягивается с севера на юг в виде широких полос. Сюда входят нефти тиманских и пашийских пластов Мелекесской впадины, Северо-Татарского и Башкирского сводов и северной части Восточно-Оренбургского структурного выступа.
Зона нефтей средней плотности (0,85-0,87 г/см³) распространена практически на всей центральной, окраинной западной и юго-восточной частях провинции. Это залежи почти всего Южно-Татарского и Жигулевско-Пугачевского сводов, северных районов Бузулукской впадины, центральной части Восточно-Оренбургского выступа, северо-западной окраины Пермского свода.

Легкие нефти (плотность 0,81-0,85 г/см³) приурочены к центральным, южным и западным районам Бузулукской впадины и сопредельным участкам Жигулевско-Пугачевского свода. В залежах бортовой зоны Предуральского прогиба также сосредоточены легкие нефти (По-лазненское месторождение). Нефть месторождения Сырь-яновское в пределах Казанско-Кажимского авлакогена, по данным В.М.Проворова, Т.В.Белоконь и др. (2002), имеет плотность 0,800-0,825 г/см³, содержание S 0,5-1,0 %, бензиновых фракций 41-50 %, смол 10-15 %, твердых парафинов 5-10 % и не содержит асфальтенов.

Самые легкие газонасыщенные нефти с низким содержанием S и CAB встречены в эйфельско-живетских отложениях южной, наиболее погруженной части Бузулукской впадины.

Весьма примечательно, что удалось обнаружить непосредственную связь физико-химических свойств пластовых нефтей со временем заложения вмещающих их структур. Так, нефти залежей месторождений юго-восточного склона Южно-Татарского свода, приуроченных к структурам позднего заложения {в том числе и Бавлинского месторождения), самые легкие, маловязкие (до 4,7 мПа⋅С). Нефти залежей в пашийских слоях месторождений другой группы (табл. 4) имеют свойственные нефтям карбона характеристики (в частности, вязкость 10,9-23,9 мПа⋅с), что может быть объяснено для данных участков территории отсутствием какой-либо существенной перестройки структурного плана в постпалеозойское время.
Кроме того, содержание микроэлементов в нефтях меняется в зависимости от положения НГК в разрезе относительно доманиковых отложений. Сопоставление результатов исследований экстрактов из нефтенасыщенных алевропесчаников нижнефранского подъяруса и залегающих выше доманикитов среднефранского возраста Ашальчинского месторождения (Южно-Татарский свод) приводит к выводу, что при миграции легкой нефти из залегающих ниже пластов в результате контакта с доманикитами происходит их обогащение V, Ni и S (Каюкова Г.П., Мухаметшин Р.З., Гордадзе Г.Н. и др., 1998). Именно поэтому в нефтеносных комплексах девона центральных районов Волго-Уральской НГП следует выделять две геохимические разновидности нефтей: среднедевоннижне-франские и среднефранско-фаменские, нередко и каменноугольные, т.е. под-доманиковые и доманиковые + наддоманиковые. В этом плане примечательно, что даже в случае более легкой нефти в нижнем карбоне по сравнению с нефтями в терригенном комплексе девона (как это наблюдается на месторождениях Бузулукской впадины) в последних содержание V заметно меньше [3]. Отметим, что многие исследователи связывают формирование нефтей, обогащенных асфальтосмолистыми веществами и микроэлементами — V, Ni, Mo, Co, с осадочными бассейнами, в которых развиты доманикоиды кремнисто-карбонатного состава низкой стадии преобразованное™. К аналогичным нафтаметаллогеническим провинциям ванадиевого типа относятся также Тимано-Печорская, Адриатическая, Западно-Канадская, Калифорнийская (свита Монтерей) и др. [4, 9]. Что касается Волго-Уральской НГП, то практически региональная ванадиеносность тяжелых высокоциклических нефтей каменноугольных отложений, очевидно, связана с верхнефранско-турнейскими кремнисто-карбонатными до-маникитами, ОВ которых явилось исходным для нефтеобразования.

Как отмечалось при анализе изменения микроэлементного состава нефтей по разрезу осадочного чехла и площади Урало-Поволжья, выявленные особенности обусловлены геологическим развитием отдельных тектонических элементов. В этом плане особо выделяется Мелекесская впадина, в пределах которой формирование залежей высоковязкой нефти обусловлено потерями легких фракций в процессах инверсии Мелекесского палеосвода (Лобов В.А., 1970). Образование на месте последней отрицательной тектонической структуры произошло в альпийскую фазу тектогенеза (Тихвинская Е.И., 1939; Троепольский В.И., Эллерн С.С., 1964). Литолого-фациальные исследования (Васясин Г.И., 1975) и палеогеографические реконструкции (Шакиров Н.З., 1977; Мухаметшин Р.З., 1981) также позволяют утверждать, что и в карбоне большая часть Мелекесской впадины представляла собой возвышенность относительно Южно-Татарского свода. Кроме того, для осадочной толщи Мелекесской впадины характерно обилие неф-тепроявлений даже в толщах, лишенных сколько-нибудь выдержанных пород-покрышек, и значительное обогащение нафтидов (битумов) нижнего карбона металлами — V и Ni. Наряду с проявлением вертикальной миграции УВ по всему разрезу осадочного чехла, повышенная тектоническая активность этого региона подтверждается и данными палеотемпературных исследований (табл. 5). Именно в силу этого для нефтей из каменноугольных отложений Мелекесской впадины и прилегающей части западного склона Южно-Татарского свода характерен обратный градиент вертикального изменения плотности нефти (Гусева А.Н. и др., 1966). Здесь, в отличие от месторождений других сопряженных тектонических элементов (см. табл. 1), наблюдается закономерное ухудшение свойств нефти вниз по разрезу каменноугольных отложений (рис. 3), а в самом нижнем турнейском комплексе представлены полуразрушенные залежи нефти (Мухаметшин Р.З. и др., 1997).
Высокое содержание ванадил-порфиринов в нефтях не может быть объяснено только за счет высокой концентрации в них смолисто-асфальтеновых веществ; такие нефти следует считать вторично обогащенными металлами ([4]; Ратов А.Н. и др., 1995). Накопление V, Ni и других металлов в нефтях этого типа происходило за счет растворения оставшихся в пластах CAB нефтей в процессе многофазного формирования и разрушения залежей [6], вплоть до образования вязких и твердых битумов по линии, названной одним из авторов статьи миграционно-тектонической [7].

Это подтверждают и исследования методом ЭПР образцов насыщенных высоковязкой, тяжелой нефтью песчаников Нурлатского и Вишнево-Полянского месторождений, которые показали обогащение нефтей вана-диловыми парамагнитными центрами при сравнительно низких концентрациях парамагнитных центров УВ-ра-дикалов. Резкое изменение отношения интенсивностей сигналов ЭПР VO2+/R*, описанное в литературе как "параметр нефтяной индивидуальности" L (Андреева Л.Н. и др., 1997), от 0,8 до 1,8 для образцов пород из боб-риковских отложений Мелекесской впадины, нельзя трактовать иначе, как результат неоднократного доза-полнения ловушки нефти УВ с иным составом, чем это было ранее, что и привело к вариации параметра индивидуальности [7]. Подобное явление описано для нижнесреднекаменноугояьной залежи Жанажольского месторождения в Прикаспии, когда углубленное изучение биомаркеров показало наличие разных генотипов УВ, которые отличаются также по плотности и групповому составу (Ботнева Т.А. и др., 1998). Многоэтапность формирования таких месторождений, как Бавлинское и Ромашкинское, показана ранее (Мухаметшин Р.З. и др., 1999; Юсупова Т.Н. и др., 1999) на примере залежей нефти пашийского горизонта.

Результатом тектонической перестройки является и изменение микроэлементного состава нефтей не только по разрезу многопластовых месторождений, но и площади. Сопоставление их состава из одновозраст-ных отложений свидетельствует о том, что содержание V и Ni существенно уменьшается с запада на юго-восток, по направлению от Мелекесской впадины к Южно-Татарскому своду. Например, в нефтях из отложений среднего карбона содержание V падает от 450 г/т (месторождение Енорускинское) до 280 г/т (месторождения Дачное) и 198 г/т (Ромашкинское). В нефтях из пластов бобриковского горизонта и турнейского яруса нижнего карбона также отмечается существенное уменьшение концентраций V в нефти, от 490-538 г/т на месторождениях восточного борта Мелекесской впадины до 51 г/т на юго-восточном склоне Южно-Татарского свода, что происходит в полном соответствии с закономерным изменением состава и физико-химических свойств нефтей — уменьшением плотности, вязкости (рис. 4} и содержания CAB (Мухаметшин Р.З., 1987). В этом же направлении, т.е. от впадины к своду и далее на восток, в одновозрастных нефтях уменьшается значение V/Ni в среднем от 8,5 (Мелекесская впадина) до 3,5 и 2,5 (соответственно прикупольная часть Южно-Татарского свода и его юго-восточный склон) за счет того, что концентрация Ni меняется в значительно меньшей степени.

Таким образом, выявленные геохимические особенности нефтей месторождений Урало-Поволжья, их дифференциация и типизация обусловлены следующими причинами.

1.Различным характером тектонического режима тех или иных участков Волго-Уральской НГП. Особый инверсионный режим развития Мелекесской впадины обусловил аномальные характеристики нефтей: закономерное ухудшение свойств нефти вниз по разрезу каменноугольных отложений, т.е. обратный градиент вертикального изменения плотности и вязкости нефти, и значительное обогащение нефтей нижнего и среднего карбона микроэлементами.

2.Вероятной генерацией части УВ доманикитами, о чем свидетельствует сопоставление результатов исследований экстрактов из пашийско-тиманских нефтенасыщенных алевропесчанйков и из доманикитов семилукского возраста.

3.Катагенетическими преобразованиями нафти-дов, при которых нефти облегчаются и обедняются микроэлементами (нефти из девонских отложений платформенной части Волго-Уральской НГП и нефти из отложений франского яруса на месторождениях юго-запада Бузулукской впадины).

Проведенные исследования по изучению характера изменения физико-химических свойств и микроэлементного состава нефтей Волго-Уральской НГП позволяют проводить качественную оценку УВ-сырья и прогнозировать наличие скоплений определенного состава. С точки зрения содержания металлов, особенно V, многие нефти Волго-Уральской НГП просто уникальны. И очевидно, что особым спросом (в зависимости от целей и возможностей нефтепереработки) будут пользоваться как экологически чистые сорта, так и существенно металлоносные нефти для последующего извлечения промышленно важных металлов. В связи с этим для каждого месторождения возрастает значение качества нефтей, т.е. их товарных свойств. В зависимости от содержания металлов будут меняться цена нефти, методика разведки и стратегия разработки месторождений, технология переработки нефти и осуществляться те или иные мероприятия по охране окружающей среды.


Авторы:Р.З. Мухаметшин, С.А. Пунанова
Опубликовано в журнале "Геология нефти и газа" №4,2011г.

Кол-во просмотров: 3875
Описание товара
Цена
Компания
Уголь Краснодар – оптовые поставки по самым низким ценам в Крае. Высочайшее качество древесного угля в Краснодаре гарантируем. Уголь Краснодар – оптовые поставки по самым низким ценам в Крае. Высочайшее качество древесного угля в Краснодаре гарантируем.
16.00 руб.
Оказываем услугу продвижения промышленных сайтов
(дорого, дешево не значит качественно)

Комплексный подход продвижения, увеличение просмотров, продвижения рейтинга, увеличение потенциальных покупателей, СЕО продвижение.
Максимальная ра... Оказываем услугу продвижения промышленных сайтов (дорого, дешево не значит качественно) Комплексный подход продвижения, увеличение просмотров, продвижения рейтинга, увеличение потенциальных покупателей, СЕО продвижение. Максимальная ра...
смета
Уголь марки ТМСШ 
Зола 13-18%
Влага 10-12%
Летучие 12-17%
Сера 0,5%
Низшая теплопроводность 5800-6200 ккал/кг Уголь марки ТМСШ Зола 13-18% Влага 10-12% Летучие 12-17% Сера 0,5% Низшая теплопроводность 5800-6200 ккал/кг
1780.00 руб.
Уголь мелких фракций
Предлагаем к поставке высокозольный уголь мелких фракций, образующийся в результате переработки угля крупных фракций. Данный уголь может применяться в различных сферах промышленности, получения жидкого топлива для коте... Уголь мелких фракций Предлагаем к поставке высокозольный уголь мелких фракций, образующийся в результате переработки угля крупных фракций. Данный уголь может применяться в различных сферах промышленности, получения жидкого топлива для коте...
800.00 руб.
Организуем услуги по комплексной пожарной безопасности
National Coal Corporation (Национальная Угольная Корпорация) страна Россия организует услуги по комплексной пожарной без­опасности в который входит вы­полнение всего спектра проектных,... Организуем услуги по комплексной пожарной безопасности National Coal Corporation (Национальная Угольная Корпорация) страна Россия организует услуги по комплексной пожарной без­опасности в который входит вы­полнение всего спектра проектных,...
смета
На правах рекламы