Территория · геологический граф знаний

[youth microoil] – см. Микронефть .

[ Вассоевич Н.Б., 1953; microoil] – наиболее миграционноспособная нефтеподобная часть битумоидов . М. возникает на стадии седиментогенеза в виде зачаточной микронефти , затем постепенно «созревает» и дополняется новыми порциями УВ на стадии диагенеза ( юная микронефть ) и особенно катагенеза ( зрелая микронефть ). Зачаточная, а также во многом и юная М., в небольшом кол-ве содержащиеся в осадках, в основном состоят из УВ, липидов, липоидов и биогенных соединений, б. ч. непосредственно унаследованных от обитателей илов, гл. обр. бактерий. Основная масса М. образуется после диагенеза абиогенным путем (термолиз и термокатализ РОВ) в п., вступивших в ГЗН – главную зону нефтеобразования (при t = 70–180 °C). Установлено множество черт сходства созревшей М. с нефтью, в т. ч. наличие многочисл. общ. гр. биомаркеров . Одновременная генерация в ГЗН битумоидных компонентов и жирного газа значительно увеличивает миграционную способность М., и под действием возросшего давления М. начинает перемещаться в пористо-проницаемые п. В процессе такого перемещения окончательно стираются различия между М. и собственно нефтью ( макронефтью ). Общ. масса М. в осад. оболочке Земли достигает n·10 14 т, что на два порядка больше геологич. запасов нефти в залежах.

[ предположительно от мидийского naphta – просачивающаяся, вытекающая, или от аккадского напатум – вспыхивать, воспламенять; oil, petroleum] – природ. минер. образование; горючая маслянистая жидкость со специфич. запахом, способная перемещаться в недрах, не смешиваясь с водами, насыщающими г. п. Среди горючих ископаемых ( каустобиолитов ) Н. является нач. звеном ряда нафтидов , генетически представляя собой обособившиеся в самостоятельные скопления жидкие продукты преобразования в осад. толще Земли захороненного ОВ. В физич. отношении Н. – коллоид.-дисперс. сложноорганизованная система. Плотн. Н. колеблется в пределах 730–1040 кг/м 3 (обычно 820–950). По плотн. (кг/м 3 , при t = 20 °С) Н. подразделяются на особо легкие (< 834,5) и легкие (834,5–874,5). Н. начинает кипеть при t = 20–100 °C и выше; застывать – при t от +23 до −60 °С; теплоемкость – 1,7–2,1 кДж/(кг·К); вязкость при t = 50 °C равна 0,012–0,550 см 2 /с. Н. хорошо растворима в орг. растворителях, в воде практически нерастворима, но может образовывать с водой стойкие эмульсии. Она может растворять газы, их растворимость зависит при прочих равных условиях от состава газа. Растворимость газ. компонентов в Н. понижается с увеличением их сред. молекуляр. массы и изменением состава от алкановых к ареновым и далее к циклановым. Кол-во растворенного в Н. газа называют газосодержанием пластовой нефти. Специфич. свойством Н. является ее оптическая активность . Почти все Н. вращают плоскость поляризации вправо, по часовой стрелке; величина вращения в градусах пересчитывается на уд. вращение. Сред. молекуляр. масса – 220–300. Молекуляр. массы входящих в состав Н. орг. соединений варьируют в очень широких пределах: от 100 до 40000. В химич. отношении Н. – сложная смесь УВ и гетероатомных (преимущественно серо-, кислород- и азотсодержащих) орг. соединений. Сред. элемент. состав (мас. %): C – 85,0; H – 13,5; O – 0,7; N – 0,3; S – 0,5. В соответствии с отечеств. технологич. классификацией Н. по содер. серы (%) делятся на малосернистые, сернистые и высокосернистые (соответственно < 0,50; 0,51–2,00 и > 2,00). 70–90% серы сосредоточено в высш. фракциях Н. и особенно в асфальто-смолистых веществах , поэтому наиболее высоким содер. серы характеризуются обычно тяжелые Н. и асфальты. Согласно современным представлениям содер. серы в Н. может определяться как характером исходного живого в-ва и условиями его преобразования в седиментогенезе и диагенезе (первичное осернение), так и условиями нахождения Н. в залежи, в частности, контактом с сульфатсодержащими п. и водами (вторичное осернение). Вторичное осернение происходит гл. обр. в результате биохимич. восстановления сульфатов сульфатвосстанавливающими бактериями. УВ легких фракций Н. представлены алканами , цикланами и аренами . В зависимости от преобладающей гр. УВ в дистиллатной части Н. подразделяются на классы: а) метановые малосмолистые (с содер. алканов (%): в бензиновых фракциях – > 50; в масляных – > 30);б) метаново-нафтеновые малосмолистые (соизмеримые кол-ва алканов и цикланов при содер. аренов ≤ 10%,); в) нафтеновые (с содер. 60% и более цикланов во всех фракциях при низком содер. алканов); г) нафтеново-метаново-ароматические (примерно равное содер. всех гр. УВ при содер. асфальто-смолистых компонентов около 10%); д) нафтеново-ароматические (преобладание цикланов и аренов, алканы присутствуют только в легких фракциях, содер. асфальто-смолистых компонентов до 20%); е) ароматические (крайне редко встречающийся класс Н. с повышенным содер. аренов во всех фракциях). Основную массу сред. и высш. фракций составляют алканы с длинной углеродной цепью ( н -алканы) и гибридные УВ, молекулы которых содержат как алкановые цепи, так и алициклические и ароматические циклы. Большая часть этих УВ по структуре углеродного скелета близка к природ. липидам , составляя вместе с порфиринами важнейшую в геохимич. отношении гр. соединений Н. – биомаркеров , или «химических ископаемых», широко используемых в современной орг. геохимии для определения исходного материала нефтеобразования, корреляций ОВ – нефть, нефть – нефть и т. д. Для выявления генезиса Н. разработаны разл. геохимич. показатели ( коэффициент метаморфизма нефти , коэффициент нечетности , соотношения между биомаркерами и т. д.), позволяющие с той или иной достоверностью восстановить эту историю. Н., находящуюся в первичном залегании, т. е. возникшую в той серии отл., к которой она приурочена, называют нефтью первичной . В этом смысле она противопоставляется нефти вторичной , т. е. находящейся вне тех отл., где происходило ее образование. В зависимости от того, какой именно фактор нефтеобразования рассматривался как доминирующий, в качестве первичной Н. принимались либо тяжелые циклические, способные вследствие термокаталитических процессов в самой залежи превращаться в легкие алкановые Н., либо легкие алкановые, способные под действием гипергенных процессов превращаться в тяжелые высокосмолистые Н. Многочисл. гипотезы происхождения Н., высказанные начиная с XVII в., укладываются в две гр. – органического и неорганического происхождения. Все гипотезы органического происхождения Н. при значительном расхождении в частных вопросах рассматривают ее как продукт преобразования исходного живого в-ва биосферы. Изучение стадийности, глубины зональности и количественной стороны процессов нефте- и газообразования при катагенезе РОВ материнских п. и геолого-историч. развития этих процессов в ходе формирования бассейнов позволило создать осад.-миграционную теорию нефтегазообразования, позволяющую определять время формирования основных масс Н. и газа, вести раздельный прогноз зон преимущественного нефте- и газонакопления и количественно оценивать потенциальные ресурсы Н. и газа в осад. бассейнах и их частях. Особенности химич. состава Н., в первую очередь обнаружение в ее составе биомаркеров, наряду с оптич. активностью также рассматривается как одно из неоспоримых доказательств генетической связи Н. с живым в-вом. Гипотезы неорганического происхождения Н. объединяет идея неорганического синтеза сложных компонентов Н. из простых исходных в-в – C, H 2 , CO, CO 2 , CH 4 , H 2 O и др. простейших углеродистых соединений, будь то в космосе, в зем. коре или в мантии Земли. Основные доводы в пользу этой гипотезы сводятся: а) к наличию углеродистых соединений, в т. ч. УВ, во внеземном (космич.) в-ве, из которого произошла аккреция Земли; б) к термодинамически доказанной возможности существования метана в условиях мантии Земли; в) к наличию углеродистых соединений в продуктах магматизма мантийного происхождения; г) к существованию явления углеводород. дегазации в-ва мантии, проявляющейся как в горячих, связанных с магматизмом, так и в холодных (амагматич.) условиях; д) к связи ресурсов Н. и газа с осад. бассейнами, тяготеющими к глубокопогруженным (6–10 км и более) краям литосферных плит, а также генетическая связь многих нефтегазоносных бассейнов с грабенами и глубинными разломами; е) к существованию парагенеза эндогенной средне- и низкотемператур. рудной минерализации (полиметаллы, ртуть, уран и др.) с непром. проявлениями УВ на складчатой периферии бассейнов; ж) к распространению Н. и газа по разрезу нефтегазоносных районов до фундамента включительно (т. н. закономерность Н. А. Кудрявцева); з) к молодому кайнозойскому возрасту залежей природ. газа и постпалеозойскому, преимущественно кайнозойскому возрасту залежей Н. древних платформ, не согласующемуся со временем проявления нефтегазообразования во вмещающих Н. отл.

[primodial microoil] – см. Микронефть .

[mature microoil] – cм. Микронефть .

[ Вассоевич Н.Б., 1954; macrooil] – нефть, обособившаяся в коллекторе, в отличие от микронефти , как части битумоидов РОВ п.

[hydrogeochemical evidences of oil and gas exploration] – газ. и ионно-солевые компоненты состава подземных вод, указывающие на возможность наличия залежей нефти и газа. К таковым относятся: а) углеводороды (этан, пропан, бутан) и высш. гомологи при преобладании метана в растворенном и спонтанно выделяющемся из воды газе; б) повышенное содер. сероводорода, азота биохимич. происхождения; в) ионно-солевые показатели: фенолы, нафтенаты, высокая окисляемость растворенных орг. в-в; г) высокая концентрация аммония, йода, брома (при низком хлорбромном коэф.), гидросульфидов; д) недонасыщение вод сульфатами; е) преобладающий гидрокарбонатно-хлоридный натриевый и хлоридный кальциево-натриевый состав вод. Оценка этих поисковых признаков производится обычно в сочетании с анализом др. геохимич. и геологич. показателей нефтегазоносности недр.

[ anomalous viscosity oil ] – нефть , течение которой не подчиняется закону вязкого трения Ньютона (т. н. неньютоновские нефти). При охлаждении до определенной температуры представляет дисперс. систему в результате кристаллизации или коагуляции части входящих в нее компонентов (структурная вязкость), вследствие чего течение жидкости перестает быть пропорциональным приложенной нагрузке.

[ secondary oil ] – см. Нефть .

[ primary oil ] – см. Нефть .

[ oil in place ] – сложная природ. смесь жидких и газообразных УВ, содержащаяся в пласте- коллекторе в условиях пластовых давлений и температур, в зависимости от которых может находиться в виде однофазного флюида или распадаться на жидкую и газ. фазы. Свойства Н. п. исследуют по недегазированным пластовым пробам.

[ crude oil ] – дегазированная на сепараторах нефть , получаемая непосредственно из скважины, до ее подготовки к продаже и транспортировке. Н. с. содержит в разл. кол-вах нефт. газ, пластовую воду и механич. примеси.