Изменение состава нефти при миграции


Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Миграция - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Миграция - нефть

Cтраница 4

Вопрос о начальной миграции нефти из нефтематеринских пород и поступлении ее в коллектор был решен после установления того факта, что растворение битумоидов и микронефти осуществляется сжатыми газами СО2, СН4 и его гомологами, а также водами различной солености.  [46]

Гипотеза о далекой миграции нефти на 1000 км и более способствует развитию идеи о глубинном происхождении нефтяных углеводородов.  [47]

Гипотеза о далекой миграции нефти па 1000 км и более способствует развитию идеи о глубинном происхождении нефтяных углеводородов.  [48]

В опытах по миграции нефтей через органогенно-обломочные, обломочные и органогенные известняки при давлении 0 02 и 0 24 МПа получены фильтраты нефти.  [50]

Запутанность вопроса о миграции нефти и механизме образования нефтяных залежей заключается еще и в том, что, по некоторым представлениям, нефтепроизводящие свиты могут залегать далеко или глубоко от нефтяного месторождения. В этом случае дается полный простор миграционной фантазии, в результате чего существо дела становится просто беспредметным. Все эти очень сложные и запутанные вопросы становятся простыми и сравнительно ясными, если согласиться с тем, что нефть образуется среди водоносных слоев. И газа ( может объясняться строгими гидромеханическими законами и расчетами. Отсюда, конечно, вовсе не следует, что эта задача становится крайне простой, так как совместное движение воды, нефти и газа по пористым средам само по себе представляет очень сложную и очень трудную задачу как в отношении математического ее решения, так и в отношении определения граничных и начальных условий, диктуемых геолого-гидрогеологическими параметрами, меняющимися от момента возникновения нефти до момента образования нефтяной залежи. Но, несмотря на это, перенос образования нефти из глинистых в водоносные слои автоматически переводит проблему миграции нефти из области общих и крайне неопределенных рассуждений в область физико-математических расчетов.  [51]

Большинство исследователей в миграции нефти вместе с подземными водами основное место отводят седиментогенным водам. При этом не отрицается и роль нефтепроизводящих пород.  [52]

Дополнительные сведения о миграции нефти получены при разработке ее залежей. Поскольку в настоящее время многие старые нефтяные месторождения сильно истощены, а некоторые из новых месторождений приближаются к стадии истощения, изучение пластовых свойств нефти, газа и воды проводится очень интенсивно. Маскет недавно установил основные понятия, относящиеся к течению жидкости в пористой среде, со всеми их теоретическими оттенками. Он описывает залежи, в которых движущей силой является газ и в которые вода поступает на последней стадии разработки, запечатывая остающуюся нефть. Он также описывает залежи с недонасыщенной нефтью, в которых никогда не было много газа и в которых вода была, по-видимому, единственной или почти единственной движущей силой. Залежи нефти в известняках Мексики являются характерным примером последнего положения. США является очень крупное месторождение Ист-Тексас. Здесь продуктивны песчаники вудбайн, залегающие на глубине 976 м на площади длиной 67 км и шириной 6 4 - 12 8 км.  [54]

Первичная и последующая миграции нефти могут происходить также путем дистилляции, особенно, если в ней участвует пиролиз. Очевидно, что достаточно высокая для дистилляции температура существует только на значительной глубине. Дистилляция должна сопровождаться фракционированием нефти.  [55]

В отношении путей миграции нефти разрез палеозоя востока Русской платформы представляется весьма благоприятным. Многократные перерывы и длительные размывы на протяжении геологической истории палеозоя платформы, а также тектонические причины создавали благоприятные условия для возникновения макро - и микротрещин, служивших впоследствии проводящими каналами для флюидов.  [56]

Под гравитационным фактором миграции нефти и газа понимают перемещение последних под действием силы тяжести. Если в результате тех или иных перемещений нефть и газ попадают в коллектор, лишенный воды, то нефть в силу своего веса будет стремиться занять в этом пласте его пониженные участки, а газ - повышенные.  [57]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

9.Методы определения направления миграции ув

9.Методы определения направления миграции ув

Нефть при своем движении в зк мигрирует в каждом отдельном случае в том направлении, в котором ей это легче сделать. Предполагаемые направления региональной миграции ув могу быть установлены различными приемами:

  • Определение соотношения коэффициентов заполнения ловушек

  • Изучением закономерностей изменения состава нефтей и газов, изотопного состава элементов, входящих в нефти и газы

  • Изучением закономерностей пространственного размещения «пустых» и продуктивных ловушек

В ряде случаев при формировании залежей в структурных ловушках, осложняющих строение валообразных поднятий или тектонических линий, наблюдается постепенное уменьшение степени заполнения ловушек по мере удаления по восстанию слоев от источников генерации ув.

В направлении миграции, как правило, наблюдается уменьшение плотности нефти, обогащение ее легкими фракциями и снижение содержания смолисто-асфальтеновых компонентов, которые сорбируются породами на путях миграции.

Более эффективным показателем направления миграции могут служить закономерности изменений группового ув состава нефтей.

По направлению миграции уменьшается содержание ароматических ув, обладающих наименьшими миграционными способностями по сравнению с метановыми и нафтеновыми.

Состав углеводородных газов также меняется по направлению миграции: происходит обеднение газов гомологами метана.

Наиболее эффективен и надежен изотопный анализ элементов, входящих в состав нефтей, газов и конденсатов. В большинстве случаев было обнаружено фракционирование изотопного става нефтей и газов по направлению миграции, при котором ув обогащаются легкими изотопами и теряют тяжелые.

10. Масштабы миграции УВ в земной коре

В зависимости от физического состояния нефти и конкретных геологических и термобарических условий масштабы как латеральной (внутриформационной), так и вертикальной (межформационной) миграции могут быть различными. Для латеральной миграции допускаются расстояния измеряемые сотнями километров.

Внутрирезервуарная миграция на платформах ограничивается расстояниями между приподнятыми элементами положительных структур I порядка и погруженными зонами примыкающих к ним впадин и прогибов., служившими нефтегазосборными площадями и очагами генерации ув. В этих случаях масштабы внутрирезервуарной миграции могут достигать нескольких десятков или первых сотен км.

Вопрос о масштабах вертикальной внерезервуарной миграции несколько спорный. Есть данные о миграции ув на 3-5 км. Роль вертикальной миграции на платформах, по-видимому, незначительна в ведущей является внутрирезервуарная (латеральная) миграция. В геосинклинальных областях, предгорных прогибах и других мобильных регионах, где широко развиты дизъюнктивные дислокации, диапиризм, грязевой вулканизм, и в районах развития соляной тектоники чаще проявляет себя вертикальная (межрезервуарная) миграция.

Продолжительность формирования месторождения нефти и газа колеблется от 1 млн лет до 10-12 млн лет, а скорость формирования – от 12 т до 700 т в год (по Высоцкому ).

11. Классификация миграционных процессов

Прежде всего миграционные процессы следует разделить по времени их проявления, то есть различить миграцию первичную и вторичную.

И. О. Брод и Н. А. Еременко классифицируют миграционные процессы по масштабам, направлению и форме (характеру). Они различают региональную и локальную миграцию, внутрирезервуарную и внерезервуарную, разделяя их далее в зависимости от характера путей миграции (по порам, капиллярам, разрывным нарушениям, трещинам и по поверхностям стратиграфического несогласия).

Под региональной миграцией понимается перемещение ув на значительные расстояния – из областей генерации к зонам нефтегазонакопления, вследствие чего образуются региональные скопления нефти и газа.

Локальная миграция – это перемещение ув на небольшие расстояния, в пределах одной структуры или группы близко расположенных структур, приводящее к появлению локальных скоплений нефти и газа.

Классификация миграционных процессов Н.А. Еременко

Принцип классификации

Внерезервуарная

(в слабопроницаемых

породах)

Внутрирезервуарная

(в хорошо проницаемых породах)

По отношению к толщам пород, в которых идет перемещение ув

Сингенетическая (в осадке,где происходит накопление и преобразование органического вещества). Эпигенетическая (сквозь мощные толщи разнородных пород)

Внутрипластовая. Внутри мощных толщ, состоящих из многих хорошо проницаемых пластов

По типу путей движения

Капиллярная. Трещинная (по разломам и трещинам)

Поровая

По направлению движения

Латеральная

Вертикальная

Большое значение при формировании залежей придают струйной миграции, то есть в свободном состоянии. Она чаще происходит при переформировании уже существующих скоплений.

Диффузия – широко распространенный вид миграции, который обычно сопровождает и осложняет все другие формы перемещения ув при образовании их скоплений.

12. Понятие о первичности и вторичности скоплений УВ

В зависимости от того, образовались ли скопления ув в пределах нефтегазоматеринских свит или за их пределами, выделяют первичные и вторичные залежи.

Первичные залежи. После завершения первичной миграции и отжатия ув из пелитовых пород в породы-коллекторы они могут находиться в свободном или растворенном состоянии. Седиментационные воды с растворенными ув, перемещаясь из глубоких впадин (зон нефтегазообразования), теряют часть растворенных ув вследствие снижения температуры и пластового давления. Выделившиеся и находящиеся в свободном состоянии ув могут образовывать промышленные скопления.

Важное значение играет струйная миграция. УВ в свободном состоянии стремятся к гипсометрически наиболее приподнятому участку природного резервуара. Если на пути мигрирующих ув окажутся ловушки, то сформируется локальное скопление.

В платформенных условиях залежи образуются в основном в результате внутрирезервуарной (латеральной) миграции.

Если при формировании первичных залежей основную роль играет внутрирезервуарная (латеральная) миграция, то вторичные залежи образуются в результате межрезервуарной (вертикальной) миграции из нефтематеринских свит в отложения другого стратиграфического комплекса. Путями, благоприятными для перетока ув из одних стратиграфических комплексов в другие, являются проводящие нарушения, трещины, поверхности стратонесогласий, аппараты грязевых вулканов.

В геосинклиналях скопления ув образуются чаще за счет внерезервуарной (вертикальной) миграции.

13. Первичная и вторичная миграция УВ

Под действием высокого давления недр углеводороды отжимаются, эмигрируют из нефтематеринских пород в породы-коллекторы. Происходит эмиграция, или первичная миграция нефти. Коллекторы могут находиться в переслаивании с материнскими глинами, а иногда это могут быть и сами глины, если они достаточно трещиноваты. Примером может служить баженовская свита. Западной Сибири, залегающая в кровле юры, или миоценовая свита Монтерей Калифорнии. Однако гораздо чаще коллекторы залегают выше по разрезу осадочного бассейна, чем нефтематеринские толщи, или замещают их по простиранию. Так образуются нефтегазоносные комплексы – сочетания нефтематеринских пород, коллекторов и флюидоупоров.

Вместе с нефтью, или раньше нее в неизмеримо больших количествах из материнской породы отжимается вода. Поэтому породы-коллекторы практически всегда водоносные. Вода в них имеет различное происхождение. Она может быть захоронена вместе с осадками (погребенная), проникать с поверхности (инфильтрационная), или поступать из глубин (ювенильная).

В свободном, или растворенном состоянии углеводороды мигрируют по порам и трещинам по природному резервуару (внутрипластовая, или межпластовая миграция.). Если миграция осуществляется по пласту, она называется боковая, или латеральная, вверх – вертикальная. Миграция происходит либо в растворе с водой (молекулярная), либо в свободном состоянии - фазовая.

Легче и лучше миграция проходит по порам, уже «смазанным» углеводородами.

Наиболее реальный механизм миграции ув, который признает большинство ученых, представляется в следующем виде:

  1. отжатие ув в растворенном состоянии в составе подземных седиментационных вод

  2. растворение нефти в газах и миграция однофазной ретроградной смеси ув

  3. миграция ув в свободном состоянии (струйная)

14. Залежь нефти и газа и ее элементы

В залежи выделяется (рис. 1.27).

  • Кровля– граница пород-коллекторов нефтяного, или газового пласта с перекрывающими их породами-флюидоупорами.

  • Подошва - граница пород-коллекторов нефтяного, или газового пласта с подстилающими их породами-флюидоупорами. Если залежь находится в массивном природном резервуаре, или пласт заполнен нефтью или газом не на полную мощность, подошвой служит граница нефти или газа с водой.

  1. Водонефтяной контакт (ВНК) граница между нефтью и водой,

  2. Газоводяной контакт (ГВК) - граница между газом и водой,

  3. Газонефтяной контакт (ГНК) - граница между газом и нефтью,

  4. Внешний контур нефтеносности (газоносности) – линия пересечения водонефтяного (газоводяного) контакта с кровлей пласта

  5. Внутренний контур нефтеносности (газоносности) – линия пересечения водонефтяного (газоводяного) контакта с подошвой пласта

  6. Высота залежи (h) разница абсолютных отметок между водонефтяным (газонефтяным) контактом и самой высокой точкой залежи. Полная высота залежи складывается из высот нефтяной и газовой частей. Следует различать высоту залежи и амплитуду ловушки разницу между абсолютными отметками самой высокой части структуры и самой нижней замкнутой стратоизогипсой.

  7. Длина залежи - максимальное расстояние по прямой, соединяющее наиболее удаленные точки самой нижней замкнутой стратоизогипсы.

  8. Ширина залежи минимальный диаметр, соединяющий точки самой нижней замкнутой стратоизогипсы.

Рис. 1.27. Элементы залежи Части пласта - 1 – водяная, 2 – водонефтяная, 3 – нефтяная, 4 – газонефтяная, 5 – газовая

15. Значения ретроградных процессов (ретроградное испарение и ретроградная конденсация при формировании залежей)

Ретроградные явления - переход природных углеводородных многокомпонентных систем из однофазного газообразного (однофазного жидкого) состояния в двухфазное парожидкостное состояние при изотермическом снижении давления (ретроградная конденсация) или изобарическом уменьшении температуры (ретроградное испарение).

B области ретроградной конденсации при изотермическом снижении давления от P1 до Pмк происходит увеличение количества образовавшейся жидкой фазы.

Дальнейшее снижение давления приводит к уменьшению объёма жидкой равновесной фазы, a при давлении P2 жидкая фаза исчезает и многокомпонентная система (MC) снова переходит в однофазное (точка C) газообразное состояние.

В области ретроградного испарения при изобарическом снижении температуры от T1 до Tмк происходит увеличение количества образовавшейся газовой фазы в системе до максимального значения (рис.).

Дальнейшее снижение температуры приводит к уменьшению объёма газовой равновесной фазы, a при температуpe T2 газовая фаза исчезает и многокомпонентная система (MC) снова переходит в однофазное жидкое - точка C1 состояние.

Фазовая диаграмма многокомпонентной углеводородной системы: K - критическая точка многокомпонентной системы; I - область ретроградной конденсации; II - область ретроградного испарения.

Mногие природные MC обладают одной ретроградной областью. Hапример, y пластовых смесей газоконденсатных месторождений наблюдается в большинстве случаев только область ретроградной конденсации. Pетроградные явления проявляются y различных по составу углеводородных MC при разных значениях давлений и температуp. Cледует отметить, что термобарические, условия, приводящие к ретроградным явлениям в пластовых смесях газоконденсатных и нефтяных месторожденийний, часто соответствуют давлениям и температурамрам, наблюдаемым в практике их разработки. Это вызывает выпадение жидких компонентов в газонасыщенных пластах, изменение состава добываемой продукции, a также продуктивности скважин.

16. Температурный режим природных резервуаров

Температурные условия зк изучают с помощью непосредственных замеров температуры в скважинах. Для характеристики температурных условий недр используют два показателя – геотермическая ступень и геотермический градиент.

Геотермическая ступень –это интервал по вертикали в зк(ниже зоны постоянной температуры), на котором температура пород повышается на 1С. Величина ступени колеблется от 5 до 150м. Среднее значение 33м.

Под геотермическим градиентом подразумевается прирост температуры на каждые 100м. В среднем он равен 3С. На величину градиента влияет теплопроводность пород: повышение ее ведет к снижению градиента. Поэтому в разрезах, где преобладают глинистые породы (менее теплопроводные) геотермический градиент выше, чем в соленосных или карбонатных.

Более разогреты всегда молодые альпийские горные сооружения и платформы.

Градиент возрастает при увеличении степени дислоцированности слоев. На щитах он составляет 0.6-0.9С, на платформах 0.9-2.5С, в складчатых альпийских областях – 2.5-19С.

Внутри крупных тектонических элементов положительные структурные формы (поднятия) нередко характеризуются повышенными (по сравнению с отрицательными структурами) значениями градиента.

Большую роль в распределении тепла играет вода, которая может как выносить тепло, перемещаясь из депрессивных участков, так и нагреваться от сводовых структур, получивших тепло от тектонического трения и сжатия.

На практике измерения температуры часто проводят в скважинах с целью определения местоположения участков с аномальными температурами. Эти исследования позволяют определить интервалы поступления газа в скважину( пониженные т-ры) или уточнить высоту подъема цемента за колонной (повышенные аномалии). По температуре можно коррелировать разрезы скважин.

Температурные условия влияют на состав нефтей. С повышение температуры происходит метанизация нефтей, уменьшается вязкость, плотность, концентрация смол, асфальтенов и увеличивается выход светлых фракций. На больших глубинах при высоких температурах (200С и более) происходит деструкция нефти и переход ее в газ(метан). Метан может также разлагаться на углерод и водород.

studfiles.net

/ Lektsia_11_Migratsia_nefti_i_gaza_Formirovanie

Lektsia_11_Migratsia_nefti_i_gaza_Formirovanie

МИГРАЦИЯ НЕФТИ И ГАЗА И ФОРМИРОВАНИЕ ИХ ЗАЛЕЖЕЙ.

Основные понятия о миграции.

Под миграцией нефти или газа понимается перемещение их в оса­дочной оболочке. Путями миграции служат поры и трещины в горных породах, а также поверхности наслоений, разрывных нарушений и стра­тиграфических несогласий, по которым нефть и газ не только мигриру­ют в земной коре, но и могут выходить на поверхность.

Миграция может происходить в теле одной и той же толщи или пласта, но возможно перемещение УВ и из одного пласта (толщи) в другой. С этой точки зрения различают внутрипластовую (внутрирезервуарную) и межпластовую (межрезервуарную) миграцию.

Первая осуществляется главным образом по порам и трещинам внутри пласта, вторая — по разрывным нарушениям и стратиграфическим несогласиям из одного природного резервуара в другой. При межплас­товой миграции нефть и газ перемещаются также и по порам (трещи­нам) горных пород (диффузия). В.П. Савченко установил, что пере­мещение газа (и нефти) при межпластовой миграции может происхо­дить через своеобразные "трубки взрыва", образующиеся в толще гор­ных пород в результате огромного давления скопившихся под этими толщами газов.

И внутрирезервуарная, и межрезервуарная миграция могут иметь боковое (латеральное) направление - вдоль напластования, и верти­кальное - нормальное к напластованию. С этой точки зрения разли­чают боковую и вертикальную миграцию.

По характеру движения и в зависимости от физического состо­яния УВ различается миграция молекулярная (диффузия, движение в растворенном состоянии вместе с водой) и фазовая (в свободном состоянии). В последнем случае УВ могут находиться в жидком (нефть) и газообразном (газ) состоянии, а также в виде парообразного газо­нефтяного раствора.

По отношению к нефтегазоматеринским толщам различают пер­вичную и вторичную миграцию.

Процесс перехода УВ из пород, в кото­рых они образовались (нефтегазопродуцировавших), в коллекторы получил название первичной миграции.

Миграция газа и нефти вне ма­теринских пород называется вторичной миграцией.

Проблема миграции нефти и газа включает три основных вопроса: факторы, вызывающие миграцию; состояние, в котором флюиды пере­мещаются; масштабы (расстояния) миграции.

Факторы миграции и физическое состояние мигрирующих углеводородов.

Долгое время уязвимым местом органической теории образования нефти являлся вопрос о факторах первичной миграции (эмиграция). Сторонники неорганического генезиса нефти вообще отрицали вся­кую возможность ее эмиграции из нефтематеринских пород.

Современные представления о факторах первичной миграции и сос­тоянии мигрирующих УВ заключаются в следующем.

Образовавшиеся в стадию диагенеза нефтяные УВ ("юная" нефть) выжимаются вместе с водой из осадков при их уплотнении. С погру­жением пород они все более нагреваются. Повышение температуры обусловливает увеличение объема нефти и газа и тем самым способ­ствует их перемещению. Движение УВ может активизироваться также в результате увеличения давления вследствие образования больших объемов новых веществ. При погружении пород на большие глубины усиливается генерация газа, и первичная нефть выносится им из ма­теринских пород в виде газового раствора. Эмиграция нефтяных УВ в виде газового раствора доказана экспериментально.

Следует указать также на явление диффузии, как на реальный фактор первичной миграции газа и газовых растворов нефтяных УВ. Расчеты Л.М. Зорькина показывают, что примерно 65—70 % газа эми­грирует из глинистых толщ в прилегающие водоносные коллекторы путем диффузии.

Вторичная миграция нефти и газа может быть обусловлена гра­витационным, гидравлическим и другими факторами. При вторичной миграции нефть и газ, попадая в коллектор, заполненный водой, стре­мятся занять наиболее высокое положение, иначе говоря, перемеща­ются вертикально вверх. Миграция флюидов по пластам-коллекторам в значительных масштабах становится возможной при на­личии наклона пласта и перепада давления. А.Л. Козлов считает, что наклон пласта 1 - 2 м/км создает достаточные условия для переме­щения нефти и газа под действием гравитационных сил, выражающегося во всплывании их в водонасыщенных породах. Благодаря гравитацион­ному фактору возможно накопление нефти и газа в ловушках. Сущность действия гидравлического фактора заключается в том, что вода при движении в пластах-коллекторах увлекает за собой пу­зырьки газа и капельки (пленки) нефти. Миграция нефти и газа вмес­те с водой может происходить и в сорбированном (водой) состоя­нии - это одна из наиболее распространенных форм их перемещения в хорошо проницаемых породах (внутри­резервуарная миграция). В процессе движения воды нефть и газ могут образовывать самостоятель­ные фазы. Дальнейшее перемещение выделившихся из воды нефти и газа происходит за счет гравитационного фактора в виде струй по приподнятым частям валообразных поднятий. Таковы основные фак­торы миграции нефти и газа в коллекторах с хорошей проницаемостью.

В плохопроницаемых породах (алевролитах и глинах) основным фактором миграции является избыточное давление в подстилающих газонасыщенных толщах, обусловливающее диффузию газа.

Таким образом, в различных геологических условиях вторичная миграция происходит разными способами.

Масштабы (расстояния), направления и скорости миграции.

По масштабам движения (расстояниям) миграция разделяется на:

- региональную, контролируемую соотношениями в пространстве зон нефтегазообразования и зон нефтегазонакопления;

- локальную, конт­ролируемую отдельными структурами и различными осложнениями (разрывными смещениями, литологическими и стратиграфическими экранами).

Расстояния, направления и скорости миграции УВ зависят от их состояния и геологической обстановки формирования залежей.

При первичной миграции вместе с отжимаемыми из глинистых материнских пород водами в пласт-коллектор перемещаются и угле­водороды. Скорость миграции УВ в этом случае будет не меньше, чем воды. Однако интенсивность первичной региональной миграции газа в растворенном состоянии вместе с элизионными водами в среднем за какой-либо этап погружения (и уплотнения) глинистых материнских пород характеризуется довольно низкими значениями, не более 10-6 м3/м2 год.

Вторичная миграция газа (и, возможно, нефти) в растворенном состоянии происходит с той же скоростью и в том же направлении, что и движение пластовых вод, в которых он растворен. Пластовые воды перемещаются в основном в латеральном (по напластованию) направлении (в область меньших пластовых давлений). Максималь­ные расстояния, на которые мигрирует газ вместе с пластовыми во­дами, соизмеримы с протяженностью артезианских бассейнов и могут достигать нескольких сот километров (например, в Амударьинской нефтегазоносной области и Западно-Сибирской нефтегазоносной про­винции) .

Диффузионный массоперенос газа, который осуществляется во всех направлениях (в сторону уменьшения концентрации газа) через трещины водонасыщенных горных пород, в том числе и глинистых, характеризуется наименьшими скоростями. Максимальные вертикаль­ные расстояния, на которые мигрирует газ в диффузионном потоке, определяются диффузионной проницаемостью пород и временем это­го процесса. По современным представлениям, эти расстояния вряд ли могут превышать 10 км.

Газ и нефть в свободном состоянии мигрируют преимущественно в вертикальном направлении к кровле пласта-коллектора, а затем в направлении большего угла восстания пласта. Миграция в этом случае характеризуется наибольшими скоростями. Скорость струйной мигра­ции газа и нефти зависит главным образом от фазовой проницаемости пород для газа и нефти и пористости пласта, а также от вязкости неф­ти и газа, угла наклона пласта и разности плотностей воды, нефти и газа в пластовых условиях. По расчетам А.Е. Гуревича, скорость дви­жения газа при угле наклона 1° может составить 1 м/год, при 70° -71 м/год, что значительно (на два порядка) превышает скорость мигра­ции газа в растворенном состоянии вместе с движущимися пластовыми водами. Расчеты В.П. Савченко показывают, что высота сечения струи при этом может быть весьма небольшой — около 1 м.

При генерации газа (и нефти) в самом природном резервуаре либо в подстилающих его газоматеринских (нефтегазоматеринских) отло­жениях в условиях уже насыщенных (предельно) газом поровых вод генерируемый газ (и, возможно, нефть) оказывается в свободном состоянии и в этом состоянии мигрирует в ловушку (или поступает в природный резервуар и затем мигрирует в ловушку). Расстояния, на которые газ (и, возможно, нефть) мигрирует в этом случае, не бу­дут превышать размеров зоны влияния ловушки.

При вертикальном (межпластовом) перетоке газа и нефти (на­пример, по разрывным смещениям) из нижележащей залежи или при латеральной миграции их из одной ловушки в другую (в том же при­родном резервуаре) расстояния миграции будут контролироваться той геологической обстановкой, в которой осуществляется перемещение струи газа и жидкой нефти. Они будут зависеть от мощности толщи пород, которая отделяет первичную залежь (нижележащую) от вто­ричной (образованной в результате вертикального перетока), либо будут определяться расстояниями, отделяющими смежные ловушки одного и того же резервуара.

Формирование и разрушение залежей нефти и газа.

Нефть и газ при миграции в свободной фазе перемещаются в пласте-коллекторе в направ­лении максимального угла восстания пласта. В первой же ловушке, встреченной мигрирующими газом и нефтью, будет происходить их аккумуляция и в результате образуется залежь. Если нефти и газа до­статочно для заполнения целого ряда ловушек, лежащих на пути их миграции, то первая ловушка заполнится газом, вторая может быть заполнена нефтью и газом, третья — лишь нефтью, а все остальные, рас­положенные гипеометрически выше, могут оказаться пус­тыми (содержать воду). В этом случае происходит так называемое дифференциальное улавливание нефти и газа. Теория дифференци­ального улавливания нефти и газа при миграции их через цепочку сооб­щающихся друг с другом ловушек, расположенных одна выше другой, была разработана советскими учеными В.П. Савченко, С.П. Максимо­вым. Независимо от них принцип этот был сформулирован и канадским геологом В. Гассоу.

Миграция нефти и газа в свободном состоянии может осущест­вляться не только внутри пласта-коллектора, но и через разрывные смещения, что также приводит к формированию залежей.

Если в пласте-коллекторе происходит движение нефти с раство­ренным в ней газом, то на больших глубинах ловушки будут заполнены нефтью (и растворенным в ней газом). После заполнения этих ловушек нефть будет мигрировать вверх по восстанию пластов. На участке, где пластовое давление окажется ниже давления насыщения, газ будет выделяться из нефти в свободную фазу и поступать вместе с нефтью в ближайшую ловушку. В этой ловушке может образоваться нефтяная залежь с газовой шапкой, или, если газа будет много, она заполнится газом, а нефть будет вытеснена им в следующую гипеометрически вы­ше расположенную ловушку, которая будет содержать газонефтяную или нефтяную залежь. Если нефти или газа не хватит для заполнения всех ловушек, то наиболее высоко расположенные из них будут запол­нены только водой.. Таким образом, дифференциальное улавливание нефти и газа имеет место при формировании их залежей только в тех случаях, когда движение и нефти, и газа осуществляется в свободной фазе.

Принцип дифференциального улавливания не является универ­сальным, объясняющим формирование залежей во всех случаях. На­пример, при миграции газа в растворенном состоянии в антиклинальных структурах, расположенных на больших глубинах, газовые залежи не смогут образоваться в случае, если воды недонасыщены газом. Ло­вушки окажутся заполненными водой. Выделение газа в свободное состояние и заполнение им ловушек, расположенных выше, возможно при условии, если при перемещении пластовых вод вверх по восстанию пласта пластовое давление окажется меньше давления насыщения.

В этом случае характер размещения залежей будет иной, чем в случае дифференциального улавливания. Высоко расположенные ловушки будут содержать залежи газа, а глубоко расположенные окажутся пус­тыми. Следовательно, особенности размещения залежей газа и нефти в значительной мере могут быть обусловлены и другими геологическими факторами.

Интересные особенности в размещении залежей нефти и газа на­блюдаются в Бухарской зоне регионального нефтегазонакопления, где в юрских отложениях встречены преимущественно нефтяные за­лежи, а в меловых - газовые. Здесь, как правило, юрские образования продуктивны в структурах, занимающих низкое гипсо­метрическое положение, а меловые - в структурах, занимающих вы­сокое гипсометрическое положение.

Формирование газовых залежей за счет газа, прежде растворенно­го в воде, а затем выделившегося в свободное состояние, в результа­те восходящих тектонических движений, охвативших данный регион, будет происходить во всех ловушках, расположенных в этом регионе, если пластовое давление в них окажется меньше давления насыщения.

Формирование залежей происходит не только при латеральной (внутрирезервуарной) миграции газа и нефти. Аккумуляция УВ имеет место и при вертикальной (межрезервуарной) их миграции. Важно подчеркнуть и другое: в латеральном и в вертикальном направлениях УВ могут мигрировать в рассеянном виде.

Скорость накопления нефти в ловушках, определенная И.В. Вы­соцким, составляет от 12 до 700 т/год, а продолжительность форми­рования нефтяных залежей 1-12 млн. лет. Интенсивность формиро­вания газовых залежей, по опубликованным материалам, составляет п - 10-6м3/м2. год.

Процессы миграции и аккумуляции нефти и газа происходят в изменяющейся геологической обстановке. В одних случаях формиру­ются первичные залежи - из рассеянных углеводородов, в других вто­ричные — за счет УВ расформировавшихся первичных залежей.

Характер распределения нефти и газа в процессе их миграции и аккумуляции в мощных литологических толщах во многом опреде­ляется наличием глинистых и других покрышек, их мощностями, вы­держанностью по площади, экранирующей способностью, положением в пространстве, соотношением с пластами-коллек­торами, а также раз­витием различных типов ловушек, их вмещающей способностью, гид­рогеологической обстановкой, разрывными смещениями и другими факторами.

В отдельных случаях залежи могут образоваться "на месте". Это возможно, если нефтегазоматеринские формации содержат линзы или не связанные между собой прослои пород-коллекторов, окруженные непроницаемыми пластами. Образовавшиеся нефть и газ попадают в изолированные коллекторы и там сохраняются.

Разрушение залежей нефти и газа. Скопления нефти и газа, образованные в результате миграции и аккумуляции их в ловушках последующем могут быть частично или полностью разрушены под влиянием тектонических, биохимических, химических и физических процессов.

Тектонические движения могут привести к исчезновению ловушки вследствие ее наклона или образования дизъюнктивного нарушения, тогда нефть и газ из нее будут мигрировать в другую ловушку или на поверхность. Если в течение продолжительного времени крупные территории испытывают восходящие движения, то нефтегазосодержащие породы могут быть. выведены на поверхность и УВ рассеяться.

Биохимические реакции при наличии разлагающих УВ бактерий и химические процессы (окисление) также могут привести к унич­тожению скоплений нефти и газа. К разрушению залежей могут при­вести в ряде случаев и диффузионные процессы.

Изучение процессов формирования и разрушения залежей нефти и газа имеет большое значение, так как позволяет целенаправленно вести поисково-разведочные работы на нефть и газ, разрабатывать и совершенствовать методы их поисков.

studfiles.net

Первичная и вторичная миграция нефти и газа

Первичная и вторичная миграция нефти и газа

Первичная и вторичная миграция нефти и газа

 

Как отмечалось выше, формирование залежей и месторождений нефти и газа может происходить только путем миграции их из дисперсного, рассеянного в породе состояния. С другой стороны, способность нефти и газа течь и рассеиваться в природной среде отрицательно влияет на сохранность скоплений этих видов полезных ископаемых в течение длительного геологического времени.

Под первичной миграцией нефти понимают перемещение в геологическом пространстве микронефти и пузырьков газа, рассеянных в подземных водах и горных породах, в направлении к коллекторам и ловушкам. В результате этого процесса образуются первичные скопления нефти и газа – макронефть, залежи нефти. Первичная миграция осуществляется в водорастворенном, газорастворенном состоянии, либо в форме мелких пузырьков и капель.

Под вторичной миграцией понимают перемещение в геологическом пространстве макронефти и свободного газа в виде струй и потоков. Вторичная миграция нефти и газа осуществляется в свободном состоянии уже после формировании некоторых первичных скоплений нефти и газа или при перетоках из одной ловушки в другую из одного резервуара в другой при переформировании и разрушении залежей и месторождений. Чем меньше удельный вес углеводородов и чем проще построены их молекулы, тем больше их способность миграции через толщи пород. В природных условиях существует следующий ряд углеводородных веществ по степени возрастания миграционной способности: асфальт-мальты - "мертвая нефть" - недонасыщенная газом нефть - насыщенная газом нефть - смесь нефти и газа - газ с конденсатом - сухой газ.

Миграция жидкостей и газов через пористые и трещиноватые породы осуществляется по законам фильтрации. Миграция через практически непроницаемые среды осуществляется на молекулярном уровне по законам диффузии.

К факторам, влияющим на процесс миграции, относятся давление, температура, гравитация, гидравлика, капиллярные силы, энергия упругости и др.

I. Давление. Под действием геостатического давления происходит уплотнение горных пород и отжатие из них воды, нефти и газа. Геодинамическое давление обусловлено движением подкоровых и внутрикоровых геологических масс. Оно вызывает смятие слоистых толщ в складки, разрывы их сплошности, дополнительное уплотнение горных пород, поднятие и опускание обширных территорий. Гидродинамическое давление (напор движущегося потока воды) определяет направление миграции подземных вод и растворенных в них углеводородов.

2. Температура - главный фактор преобразования РОВ в подвижные углеводороды. Она влияет на вязкость нефти, и при достижении критических значений разрушает сложные молекулы, повышая их миграционную способность.

3. Гравитационный фактор обуславливается разностью плотностей воды, нефти и газа. Он вызывает всплывание газа и нефти через толщи поровой воды. Процесс облегчается, если он происходит не по отдельным каплям, а в виде непрерывных струй и потоков. При малых размерах пор породы и при незначительных перепадах давлений в резервуаре гравитационные силы не в состоянии преодолеть силы трения и свободное движение подвижных веществ прекращается.

4. Гидравлический фактор обусловлен движением подземных вод и проявляется в тех частях артезианского бассейна, где происходит струйное движение вод внутри пластов. Существенную роль он приобретает при движении жидкостей по трещинам. При своем движении вода увлекает с собой капли нефти и пузырьки газа, способствуя их миграции на значительное расстояние.

5. Капиллярные и молекулярные силы играют существенную роль на стадии первичной миграции микронефти из глинистых пород в коллекторы. Чем меньше диаметр пор, тем больше капиллярные силы. Так как вода смачивает породу лучше, чем нефть, то в результате капиллярного давления она вытесняет нефть из мелких пор в более крупные.

6. Энергия, расширения газа. Сжатый газ, находящийся в растворенном состоянии или в газовой шапке, обладает способностью к расширению при снижении давления. При этом возникает дополнительное давление, способствующее вытеснению нефти или воды из ловушки и перетоку их по пласту в вышележащие ловушки.

7. Энергия упругого расширения жидкости и пород. Вода и горные породы на глубине находятся в сжатом состоянии. Коэффициент сжатия воды весьма мал, но при больших объемах воды снижение давления в пласте может вызвать значительное увеличение объема жидкости и ее перемещение в пространства.

Дальность миграции зависит от конкретных геологических условий, обеспечивающих действие необходимых сил и наличия путей миграции. При отсутствии путей миграции и при внутрипоровых давлениях, превышающих пластовое и предел упругости пород, могут возникнуть гидроразрыв и образование трещин. При низких внутрипоровых давлениях и при отсутствии путей миграции нефть и газ остаются в породе в захороненном рассеянном состоянии.

Различают внерезервуарную, внутрирезервуарную и межрезервуарную миграции. Внерезервуарная миграция происходит на ранних стадиях превращения органического вещества в микронефть на стадиях уплотнения глинистых пород и отжимания из нее воды, газа и микронефти, завершается переносом их в природный резервуар. Внутрирезервуарная миграция - это миграция по порам и трещинам пород резервуара, завершается формированием залежей нефти и газа. При этом на путях миграции внутри резервуара происходит разделение мигрирующей газовой и газонефтяной смеси по принципу дифференциального улавливания. Однако во многих случаях миграция приводит к смешению ранее разделившихся нефтей и газов. Межрезервуарная миграция - вторичная миграция, происходит из нижележащего резервуара в вышележащий по зонам тектонических нарушений, трещиноватости и ухудшения качества покрышек.

По направлению в пространстве различают вертикальную и бо­ковую (латеральную) миграции. Направление миграции зависит от особенностей строения артезианского бассейна. И.М. Губкин писал: "Закон передвижения нефти в сущности прост: нефть выбирает линии наименьшего сопротивления и пробирается в каждом отдельном случаев в том направлении, в каком ей это легче сделать".

www.oborudka.ru

Факторы вторичной миграции нефти и газа

Количество просмотров публикации Факторы вторичной миграции нефти и газа - 320

Вторичная миграция. Классификация миграционных процессов

Сущность процессов вторичной миграции состоит в передвижении нефти и газа в водонасыщенных природных резервуарах до ловушек и формировании залежей. По этой причине вторичную миграцию нефти и газа иногда называют собирательной миграцией.

Миграция УВ происходит по зонам наименьшего фильтрационного сопротивления, имеет разные масштабы и направления как по отношению к толщам горных пород, так и по отношению к тектоническим элементам.

Путями миграции являются локализованные ʼʼканалыʼʼ в природных резервуарах это:

1) весь объём эффективных пор и трещин в кровельной части проницаемых пород;

2) зоны повышенной трещиноватости пород, связанные с разломами и тектоническими разрывами;

3) плоскости напластования и несогласного залегания пластов;

4) контакты боковой поверхности соляных массивов и интрузий с примыкающими породами;

5) сутурные поверхности

6) литологические окна в толще флюидоупоров и другие проницаемые зоны.

Соответственно видам пустотного пространства, в которых протекает миграция, различают следующие виды миграции: поровый; трещинный; трещинно-поровый; поверхностно-межпластовый.

По масштабам выделяется локальная, зональная и региональная миграция.

Локальная миграция происходит в пределах ограниченного объёма горных пород. Она контролируется структурными, литологическими и стратиграфическими особенностями, горных пород, а также гидродинамикой и ведет к образованию одного месторождения или залежи нефти и газа.

Зональная миграция приводит к образованию зоны нефтегазонакопления, то есть залежам нефти и газа, связанным с генетически едиными ловушками в пределах тектонической зоны.

В результате региональной миграции формируется несколько зон нефтегазонакопления, часто разного генетического типа, которые объединяются в нефтегазоносные районы (НГР) и нефтегазоносные области (НГО).

В 1953 году И. О. Брод и Н. А. Еременко классифицировали миграционные процессы исходя из их отношения к толщам пород, в которых они протекают, и исходя из направления движения относительно земной поверхности. В связи с этим появились понятия о внутрирезервуарной и внерезервуарной миграции, а также - понятия о боковой и вертикальной миграции.

Внутрирезервуарная миграция происходит сублатерально в пределах одного пласта или нескольких пластов-коллекторов по ʼʼтуннелямʼʼ с наибольшей пористостью и проницаемостью. Она идет по восстанию или простиранию пластов, исходя из векторов-градиентов пластовых вод. По отношению к земной поверхности данный вид миграции является латеральной или боковой миграцией.

Внерезервуарная или межформационная миграция идет из одного природного резервуара в другой по зонам разломов и повышенной трещиноватости пород, тектоническим разрывам, контактам боковой поверхности соляных массивов и интрузий с примыкающими породами, литологическим окнам и окнам прорыва флюидоупоров, которые образуются в местах напряженного флюидодинамического режима. По направлению эта миграция является вертикальной или восходящий миграцией. В последнее время некоторые исследователи выделяют также вертикальную нисходящую миграцию.

Латеральная и вертикальная миграция в природе часто сочетается. В этом случае она принято называть смешанной или ступенчатой миграцией.

По отношению к простиранию тектонических элементов различают фронтальную и продольную миграцию.

Фронтальная, или поперечная миграция происходит тогда, когда зоны ловушек расположены перпендикулярно к миграционному потоку. В этом случае, к примеру, ловушки в антиклинальных зонах наполняются УВ с крыльев.

Продольная миграция возникает при совпадении простирания зон нефтегазонакопления с направлением миграционного потока.

При этом чаще направление миграции УВ относительно зон нефтегазонакопления имеет сложный характер и зависит от количества очагов генерации УВ, которые располагаются во впадинах и прогибах, а также от характера дислоцированности периферических частей впадин и прогибов и расположения поднятий, которые являются областями нефтегазонакопления.

Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, миграция УВ в природных резервуарах происходит в трёх базовых формах: фазово-обособленной или струйной; водорастворённой; диффузионной.

Струйная форма является активной и идет за счёт гравитационной (архимедовой) силы. При этом нефтяная фаза может содержать растворенный газ, а газовая фаза – растворенную нефть (газоконденсатный раствор). К активной миграции относится также диффузионная форма.

Водорастворенная форма миграции является пассивной, поскольку зависит от скорости движения пластовых вод и протекает в виде истинных растворов и коллоидных растворов или эмульсий. Из-за низкой скорости движения пластовых вод в зоне катагенеза и низкой растворимости УВ в воде большого значения для формирования залежей нефти и газа она не имеет.

Миграция УВ обуславливается рядом причин или факторов. Среди наиболее важных факторов выделяются: гравитационный, гидравлический, геодинамический, диффузионный и действие капиллярных сил.

Гравитационный фактор. По мнению большинства исследователœей главной или даже единственной силой, предопределяющей вторичную миграцию УВ, является гравитационная сила. По этой причине миграция УВ происходит в свободном фазово-обособленном состоянии и является в основном восходящей. Представление о струйной миграции сформулировал в 1958 году В.П. Савченко.

Всплывание УВ идет по зонам наименьшего фильтрационного или капиллярного сопротивления субвертикально в проницаемых зонах и сублатерально в кровельной части проницаемых пластов по их восстанию.

Гравитационный фактор обусловлен всплыванием нефти и газа в природных резервуарах по наиболее крупным сообщающимся пустотам. Сила всплывания или выталкивания нефти и газа водой рв пропорциональна разнице плотностей воды ρв и углеводородов ρув в пластовых условиях, высоте струи УВ Н и синусу угла наклона пласта͵ умноженных на ускорение силы тяжести g:

рв = gН (ρв–ρув) sin α,

где рв - сила всплывания нефти и газа

g – ускорение силы тяжести,

Н – высота струи, как разность отметок начала и конца фазы,

ρв–ρув – разность плотностей воды и УВ (нефти или газа) в пластовых условиях.

α – угол наклона пласта коллектора.

В пластовых условиях струйная миграция нефти и газа начинается только тогда, когда сила всплывания нефти и газа превысит капиллярное давление в поровом канале, или туннелœе, коллектора. Наиболее существенную помеху миграции УВ представляют сужения поровых каналов. С вязано это с тем, что капле шарообразной формы, которая обладает минимальной поверхностью, для прохода через сужение крайне важно преодолеть силу поверхностного натяжения и вытянуться, то есть увеличить свою поверхность. Для этого необходима дополнительная энергия. Разность давлений, позволяющая преодолеть капиллярные силы, образуется при слиянии капель в струю. По этой причине всплывание УВ облегчается, в случае если оно происходит не отдельными каплями, а струей. Следовательно, уже на стадии миграции УВ необходима первичная аккумуляция УВ, которая и происходит на контакте производящей породы и коллектора.

По расчетам А.И. Леворсена сила всплывания нефти начинает заметно проявляться при высоте непрерывной фазы (струи) от 1 до 10 м. В.П. Савченко подчёркивает, что миграция нефти и газа начинается при малейшем перепаде давления, то есть при превышении силы всплывания нефти (газа) над капиллярным давлением. Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, чем интенсивнее дислоцированы породы и круче поставлены пласты, и чем больше разница в плотностях УВ и воды и длиннее струя непрерывной фазы УВ, тем больше сила всплывания.

Противодействие капиллярных сил резко уменьшается при пластовых температурах свыше 90 °С в присутствии поверхностно-активных веществ, а при температуре 150 ºС становится столь незначительной что может не учитываться. Связано это со снижением силы поверхностного натяжения.

Гидравлический фактор. Сущность этого фактора состоит в транспортировке УВ водой. Движущиеся вверх по пласту или разрывному нарушению подземные воды переносят газ и нефть в растворенном состоянии и облегчают всплывание нефти и газа.

Фильтрация жидкостей происходит согласно закону Дарси, по которому количество жидкости, проходящее в единицу времени через породу-коллектор с определœенным поперечным сечением, прямо пропорционально проницаемости породы и перепаду давления, предопределяющему фильтрацию, и обратно пропорционально вязкости жидкости.

Роль гидравлического фактора может проявляться в жестких термобарических условиях при температуре выше 150 ºС, когда резко возрастает растворимость нефти в воде. Её растворимость при температурах до 100-110 ºС очень низкая и составляет порядка 100 г нефти на 1 м3 воды.

Связано это с низкой растворяющей способностью и скоростью движения пластовых вод. Скорость движения подземных вод наибольшая в складчатых областях и передовых прогибах, но и здесь она достигает всœего нескольких десятков метров в год, а чаще находится в пределах нескольких метров или даже нескольких десятков сантиметров в год. В платформенных условиях пластовые воды движутся со скоростью от микрометров до 10 см в год.

Геодинамический фактор. Мощным источником энергии миграционных процессов являются тектонические процессы и геодинамика недр.

Тектонические движения наиболее интенсивно протекают при проявлении тектонических фаз. Повышенная тектоническая активность ведёт к значительной перестройке структуры природных резервуаров, образованию в них путей вертикальной миграции - разрывов и трещин и нарушает равновесие флюидных систем. Поскольку эти системы стремятся к статическому состоянию, то выравнивание энергии флюидов в пласте, нарушенной тектоническими процессами, достигается за счёт процессов миграции, формирования, переформирования и разрушения залежей УВ.

Среди геодинамических факторов наибольшее значение имеют постоянные короткопериодические и быстропротекающие процессы - землетрясения, а также явления связнные с лунно-солнечными приливами и изменениями солнечной активности. Эти процессы вызывают вариации гравитационного и электромагнитного поля Земли, баровакуумные эффекты и вибрации блоков горных пород. К примеру, на Земле происходит от 200 тысяч до 1 млн. землетрясений в год. Всё это способствует изменению упругих сил расширения флюидов и заключающих их пород и тем самым проявлению других факторов миграции, особенно - гравитационного фактора.

Диффузия УВ. Это один из механизмов переноса растворённого вещества, связанный с наличием в растворе градиента концентраций. Диффузия всœегда происходит в сторону уменьшения концентраций вещества.

Многие исследователи отмечают, что диффузия имеет место при эмиграции УВ, но она в принципе по своей природе, связанной с выравниванием концентраций, не может самостоятельно привести к аккумуляции УВ и образованию их залежей. Большая роль диффузии проявляется при разрушении и рассеянии скоплений УВ. При этом, в некоторых благоприятных геологических условиях, при наличии весьма надёжных флюидоупоров диффузия может способствовать первичной аккумуляции УВ и возникновению вторичной собирательной миграции в эпигенетичных НГК. Этому явлению может способствовать также понижение температуры вверх по разрезу, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ ведет к уменьшению коэффициента диффузии УВ.

Действие капиллярных сил. Вода лучше, чем нефть смачивает горные породы, в связи с этим силы поверхностного натяжения между породой и водой больше. В связи с этим вода вытесняет нефть из мелких пор в крупные. Это создает в природном резервуаре условия для избирательного движения флюидов, дифференцированного по величинœе сечения проводящих каналов и возникновению струйной миграции нефти. Капиллярное давление понижается с увеличением диаметра пор и отсутствует в порах диаметром более 0,5-1,0 мм и трещинах шириной более 0,25 мм. В субакапиллярных порах менее 0,0002 мм и трещинах менее 0,0001мм физические связанные или адсорбированные флюиды препятствуют движению нефти, газа и воды. При прохождении нефти по пустотному пространству породы поверхность минœералов гидрофобизируется и тогда на контакте нефти и воды знак капиллярного давления меняется на противоположный.

Миграции УВ могут способствовать и другие факторы, к примеру: упругие силы (напряжения) расширения флюидов и заключающих их пород, возникающие вследствие уменьшения геостатического давления при тектоническом подъёме нефтегазоносных комплексов; разные коэффициенты теплового расширения пород и заключенных в них флюидов при погружении нефтегазоносных комплексов; изменение объёма пор породы, вызванное их цементацией или перекристаллизацией минœералов; избыточное давление, возникающее вследствие разности плотностей флюидов, залегающих в высокоамплитудных ловушках, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ вызывает прорыв газа или нефти через покрышку и их ремиграцию.

referatwork.ru

%PDF-1.3 % 1 0 obj >>> endobj 2 0 obj >stream 2012-04-09T15:12:01+03:002012-04-09T15:12:45+03:002012-04-09T15:12:45+03:00Adobe InDesign CS5 (7.0.4)

  • 1JPEG256256/9j/4AAQSkZJRgABAgEASABIAAD/7QAsUGhvdG9zaG9wIDMuMAA4QklNA+0AAAAAABAASAAAAAEA AQBIAAAAAQAB/+4AE0Fkb2JlAGSAAAAAAQUAAgAg/9sAhAAMCAgICAgMCAgMEAsLCxAUDg0NDhQY EhMTExIYFBIUFBQUEhQUGx4eHhsUJCcnJyckMjU1NTI7Ozs7Ozs7Ozs7AQ0LCxAOECIYGCIyKCEo MjsyMjIyOzs7Ozs7Ozs7Ozs7Ozs7OztAQEBAQDtAQEBAQEBAQEBAQEBAQEBAQEBAQED/wAARCAD/ ALQDAREAAhEBAxEB/8QBQgAAAQUBAQEBAQEAAAAAAAAAAwABAgQFBgcICQoLAQABBQEBAQEBAQAA AAAAAAABAAIDBAUGBwgJCgsQAAEEAQMCBAIFBwYIBQMMMwEAAhEDBCESMQVBUWETInGBMgYUkaGx QiMkFVLBYjM0coLRQwclklPw4fFjczUWorKDJkSTVGRFwqN0NhfSVeJl8rOEw9N14/NGJ5SkhbSV xNTk9KW1xdXl9VZmdoaWprbG1ub2N0dXZ3eHl6e3x9fn9xEAAgIBAgQEAwQFBgcHBgI7AQACEQMh MRIEQVFhcSITBTKBkRShsUIjwVLR8DMkYuFygpJDUxVjczTxJQYWorKDByY1wtJEk1SjF2RFVTZ0 ZeLys4TD03Xj80aUpIW0lcTU5PSltcXV5fVWZnaGlqa2xtbm9ic3R1dnd4eXp7fh2+f3/9oADAMB AAIRAxEAPwD0/D/olH/Fs/6kJKTJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJ KUkpSSmn/wB6/wD6Df8Af0lJsP8AolH/ABbP+pCSkySlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSl JKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpp/96/8A6Df9/SUmw/6JR/xbP+pCSkySlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSS lJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpp/96//AKDf9/SUmw/6JR/xbP8AqQkpMkpSSlJKUkpSSlJK UkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKaf8A3r/+g3/f0lJsP+iUf8Wz/qQkpMkpSSlJ KUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKaf/AHr/APoN/wB/SUmw/wCiUf8A Fs/6kJKTJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSmn/3r/wDoN/39 JSbD/olH/Fs/6kJKTJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSmn/3 r/8AoN/39JSbD/olH/Fs/wCpCSkySlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpS SlJKUkpp/wDev/6Df9/SUmw/6JR/xbP+pCSkySlJKUkpSSlJKeI6r9X/AKz5HUsm/Fc4U2WOdWBd t9pOmm7RJTV/5s/W7993/b//AJkkpX/Nn63fvu/7f/8AMklOiMf/ABgVgMrtYGNG1oPokwONS0lJ TG7D+v2TU6i+1preIIaaWny9zGtPKSmh/wA2frd++7/t/wD8ySUr/mz9bv33f9v/APmSSmVX1d+u NNjLq3u3VuDmzcHCQZEhziCkp0PS/wAYf+mZ91H/AJBJTp9BZ9Z25Fn7de19Wz9GG+n9KR/o2g8J KdxJSklKSUpJSklKSU0/+9f/ANBv+/pKTYf9Eo/4tn/UhJSZJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSkl KSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSU0/wDvX/8AQb/v6Sk2H/RKP+LZ/wBSElJklKSUpJSklKSUpJSk lKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJTT/wC9f/0G/wC/pKTYf9Eo/wCLZ/1ISUmSUpJT ynX/AK35nSOpvwaaKrGMa1wc/dPuE9ikpzv/ABwuo/8Acan/AKX/AJJJSv8Axwuo/wDcan/pf+SS Ur/xwuo/9xqf+l/5JJSv/HC6j/3Gp/6X/kklK/8AHC6j/wBxqf8Apf8AkklK/wDHC6j/ANxqf+l/ 5JJSv/HC6j/3Gp/6X/kklK/8cLqP/can/pf+SSUr/wAcLqP/AHGp/wCl/wCSSUr/AMcLqP8A3Gp/ 6X/kklK/8cLqP/can/pf+SSUr/xwuo/9xqf+l/5JJSv/ABwuo/8Acan/AKX/AJJJSv8Axwuo/wDc an/pf+SSUmw/r3n5OZRjOxqQ26xlZI3SA5wb4+aSntklKSUpJTT/AO9f/wBBv+/pKTYf9Eo/4tn/ AFISUmSUpJTk9e63i9EZVbkUG71iWjbEjaB4/FJTj/8AP3pn/cKz/oJKV/z96Z/3Cs/6CSlf8/em f9wrP+gkpX/P3pn/AHCs/wCgkpX/AD96Z/3Cs/6CSlf8/emf9wrP+gkpX/P3pn/cKz/oJKV/z96Z /wBwrP8AoJKV/wA/emf9wrP+gkpX/P3pn/cKz/oJKV/z96Z/3Cs/6CSlf8/emf8AcKz/AKCSlf8A P3pn/cKz/oJKV/z96Z/3Cs/6CSnoum5NHUcKnOqqFbbhuDSBIgkdvgkpuJKUkpSSmn/3r/8AoN/3 9JSbD/olH/Fs/wCpCSkySlJKaud0zA6k1jc6kXCsksDiRBPPBCSmn/zV+r//AHCZ97v/ACSSlf8A NX6v/wDcJn3u/wDJJKV/zV+r/wD3CZ97v/JJKV/zV+r/AP3CZ97v/JJKV/zV+r//AHCZ97v/ACSS lf8ANX6v/wDcJn3u/wDJJKV/zV+r/wD3CZ97v/JJKV/zV+r/AP3CZ97v/JJKV/zV+r//AHCZ97v/ ACSSlf8ANX6v/wDcJn3u/wDJJKV/zV+r/wD3CZ97v/JJKV/zV+r/AP3CZ97v/JJKV/zV+r//AHCZ 97v/ACSSlf8ANX6v/wDcJn3u/wDJJKdHGxqMShmNjMFdVYhrRwBz3SUlSUpJSklNP/vX/wDQb/v6 Sk2H/RKP+LZ/1ISUmSUpJSklKSU4/wBaMfq+T0+uvoxsbeLmucarBUdm14PuLmdyNElPL/sn6+f6 TK/9ix/6WSUr9k/Xz/SZX/sWP/SySlfsn6+f6TK/9ix/6WSUr9k/Xz/SZX/sWP8A0skpX7J+vn+k yv8A2LH/AKWSUr9k/Xz/AEmV/wCxY/8ASySlfsn6+f6TK/8AYsf+lklK/ZP18/0mV/7Fj/0skpX7 J+vn+kyv/Ysf+lklK/ZP18/0mV/7Fj/0skp3vqph/WDFfknrbrXBwZ6Xq3C3Ubt0Q98dklPRJKUk pSSlJKUkpp/96/8A6Df9/SUmw/6JR/xbP+pCSkySlJKUkpSSmLwXMc0ckEBJTwf/ADL+sf8A3Iq/ 7df/AOQSUr/mX9Y/+5FX/br/APyCSlf8y/rH/wByKv8At1//AJBJSv8AmX9Y/wDuRV/26/8A8gkp X/Mv6x/9yKv+3X/+QSUr/mX9Y/8AuRV/26//AMgkpX/Mv6x/9yKv+3X/APkElK/5l/WP/uRV/wBu v/8AIJKV/wAy/rH/ANyKv+3X/wDkElN/oP1Y6107q1GZl3MfTXv3NbY5xO5jmjQtHcpKevSUpJSk lKSUpJSklNP/AL1//Qb/AL+kpNh/0Sj/AItn/UhJSZJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJS klKSUpJSklKSUpJSklKSU0/+9f8A9Bv+/pKTYf8ARKP+LZ/1ISUmSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklK SUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklNP/vX/wDQb/v6Sk2H/RKP+LZ/1ISUmSUpJSklKSUpJSkl KSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklNP8A71//AEG/7+kpNh/0Sj/i2f8AUhJSZJSk lKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSU0/8AvX/9Bv8Av6Sk2H/RKP8A i2f9SElJklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJTT/71/wD0G/7+ kpNh/wBEo/4tn/UhJSZJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSU0/ +9f/ANBv+/pKTYf9Eo/4tn/UhJSZJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUp JSklKSU0/wDvX/8AQb/v6Sk2H/RKP+LZ/wBSElJklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSU pJSklKSUpJSklKSUpJTT/wC9f/0G/wC/pKTYf9Eo/wCLZ/1ISUmSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKS UpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklNP/vX/APQb/v6Sk2H/AESj/i2f9SElJklKSUpJSklKSUpJ SklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJTT/71/8A0G/7+kpNh/0Sj/i2f9SElJklKSUp JSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJTT/AO9f/wBBv+/pKTYf9Eo/4tn/ AFISUmSUpJSklKSUpJSklKSUpJTk9U+rPTesZIysv1PUDAz2OgQCT4HxSU851Po31f6ZlfZXYmfe Q0O30w5uvaYCSmz0r6sdA6rS+5tOZjhjtm25waToDI0OmqSnouk9HxOjUPx8Pfse/ed53GYA8B4J KbySlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpp/96//AKDf9/SUmw/6JR/xbP8AqQkpMkpSSlJKUkpSSlJKUkpS SlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKaf8A3r/+g3/f0lJsP+iUf8Wz/qQkpMkpSSlJKUkp SSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKaf/AHr/APoN/wB/SUmw/wCiUf8AFs/6 kJKTJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSmn/3r/wDoN/39JSbD /olH/Fs/6kJKTJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSmn/3r/8A oN/39JT/AP/Z
  • 2JPEG256256/9j/4AAQSkZJRgABAgEASABIAAD/7QAsUGhvdG9zaG9wIDMuMAA4QklNA+0AAAAAABAASAAAAAEA AQBIAAAAAQAB/+4AE0Fkb2JlAGSAAAAAAQUAAgAg/9sAhAAMCAgICAgMCAgMEAsLCxAUDg0NDhQY EhMTExIYFBIUFBQUEhQUGx4eHhsUJCcnJyckMjU1NTI7Ozs7Ozs7Ozs7AQ0LCxAOECIYGCIyKCEo MjsyMjIyOzs7Ozs7Ozs7Ozs7Ozs7OztAQEBAQDtAQEBAQEBAQEBAQEBAQEBAQEBAQED/wAARCAD/ ALQDAREAAhEBAxEB/8QBQgAAAQUBAQEBAQEAAAAAAAAAAwABAgQFBgcICQoLAQABBQEBAQEBAQAA AAAAAAABAAIDBAUGBwgJCgsQAAEEAQMCBAIFBwYIBQMMMwEAAhEDBCESMQVBUWETInGBMgYUkaGx QiMkFVLBYjM0coLRQwclklPw4fFjczUWorKDJkSTVGRFwqN0NhfSVeJl8rOEw9N14/NGJ5SkhbSV xNTk9KW1xdXl9VZmdoaWprbG1ub2N0dXZ3eHl6e3x9fn9xEAAgIBAgQEAwQFBgcHBgI7AQACEQMh MRIEQVFhcSITBTKBkRShsUIjwVLR8DMkYuFygpJDUxVjczTxJQYWorKDByY1wtJEk1SjF2RFVTZ0 ZeLys4TD03Xj80aUpIW0lcTU5PSltcXV5fVWZnaGlqa2xtbm9ic3R1dnd4eXp7fh2+f3/9oADAMB AAIRAxEAPwD0/D/olH/Fs/6kJKTJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJ KUkpSSmn/wB6/wD6Df8Af0lJsP8AolH/ABbP+pCSkySlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSl JKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpp/96/8A6Df9/SUmw/6JR/xbP+pCSkySlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSS lJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpp/96//AKDf9/SUmw/6JR/xbP8AqQkpMkpSSmh2z7N+ysj7 ZY+qjaN76vpgSOElPFR9VP8Ayxz/ALv/ADFJSo+qn/ljn/d/5ikplVV9VrrGVM6jnlz3BrdO5MD8 1JT1/Ruh09F9b0r7bvX2z6xBjZu4gD95JTppKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpp/8A ev8A+g3/AH9JSbD/AKJR/wAWz/qQkpMkpSSmNlddrDXa0PY7lrhIPyKSkH7N6d/3Fp/7bb/ckp5n Z9bP/KPp/wDm1/8AvQkp6HCwaDjU2ZeHRVk7WusaxjYa+NQCN3B80lN5JSklKSUpJSklKSUpJSkl KSUpJSklKSUpJSklKSU0/wDvX/8AQb/v6Sk2H/RKP+LZ/wBSElJklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSk lKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJTT/wC9f/0G/wC/pKTYf9Eo/wCLZ/1ISUmSUpJSklKSUpJT U6ln/s7H+0ehbk+4N2UN3O17x4JKed6t1h4U6mVtxOq4mx27dRXtJ0iD7klOZF373Xf80/8AkklK i797rv8Amn/ySSlRd+913/NP/kklKi797rv+af8AySSlRd+913/NP/kklKi797rv+af/ACSSlRd+ 913/ADT/AOSSUqLv3uu/5p/8kkpUXfvdd/zT/wCSSUqLv3uu/wCaf/JJKVF373Xf80/+SSUqLv3u u/5p/wDJJKew6BP7Jo3G8n3/ANK0u+m76fPy8klOgkpp/wDev/6Df9/SUmw/6JR/xbP+pCSkySlJ KUkpSSlJKcj6zssf0zbXXk2u9RvtxCRZwfBrtElPJfZsv/uJ1r/Od/6RSUr7Nl/9xOtf5zv/AEik pX2bL/7ida/znf8ApFJSvs2X/wBxOtf5zv8A0ikpX2bL/wC4nWv853/pFJSvs2X/ANxOtf5zv/SK SlfZsv8A7ida/wA53/pFJSvs2X/3E61/nO/9IpKV9my/+4nWv853/pFJSvs2X/3E61/nO/8ASKSl fZsv/uJ1r/Od/wCkUlK+zZf/AHE61/nO/wDSKSlfZsv/ALida/znf+kUlPZ/V9r2dIx22MurcN8t ydbR73/S0b8tOElOikpp/wDev/6Df9/SUmw/6JR/xbP+pCSkySlJKUkpSSlJKcj60UWZHTPTrpuy Heo07Md4rfwddxZZp8klPJfsvM/8rOp/+xDf/eVJSv2Xmf8AlZ1P/wBiG/8AvKkpX7LzP/Kzqf8A 7EN/95UlK/ZeZ/5WdT/9iG/+8qSlfsvM/wDKzqf/ALEN/wDeVJSv2Xmf+VnU/wD2Ib/7ypKV+y8z /wArOp/+xDf/AHlSUr9l5n/lZ1P/ANiG/wDvKkpX7LzP/Kzqf/sQ3/3lSUr9l5n/AJWdT/8AYhv/ ALypKV+y8z/ys6n/AOxDf/eVJSv2Xmf+VnU//Yhv/vKkpX7LzP8Ays6n/wCxDf8A3lSU9n9Xqn09 Hx6rKraHN3zXe7fYJe8+5wYz8iSnRSU0/wDvX/8AQb/v6Sk2H/RKP+LZ/wBSElJklKSUpJSklKSU 5P1lxnZXTfSbiuzT6jT6TH+mdAfdu1SU8r+xLf8Aygu/9iT/AORSUr9iW/8AlBd/7En/AMikpX7E t/8AKC7/ANiT/wCRSUr9iW/+UF3/ALEn/wAikp0+lfVPp2ZS+zPwLcJ7XbWsNxdLYB3TASU3v+ZH QP8AR2f9uFJSv+ZHQP8AR2f9uFJSv+ZHQP8AR2f9uFJSv+ZHQP8AR2f9uFJSv+ZHQP8AR2f9uFJS v+ZHQP8AR2f9uFJSv+ZHQP8AR2f9uFJSv+ZHQP8AR2f9uFJTr4GDj9NxGYWKCKqp2gmT7iXHX4lJ TYSU0/8AvX/9Bv8Av6Sk2H/RKP8Ai2f9SElJklKSUpJSklKSUpJSLKyacPHsysg7aqm7nkAmAPIJ Kcj/AJ6fV7/uQ7/tt/8A5FJSv+en1e/7kO/7bf8A+RSUr/np9Xv+5Dv+23/+RSUr/np9Xv8AuQ7/ ALbf/wCRSUr/AJ6fV7/uQ7/tt/8A5FJSv+en1e/7kO/7bf8A+RSU6PTep4fVqHZGC82VteayS0t9 wAdw4Ds5JTbSUpJSklKSUpJSklKSU0/+9f8A9Bv+/pKTYf8ARKP+LZ/1ISUmSUpJSklKSUpJTR6u OqnEjo7mNyN41siNus8gpKcmk/WeiwW9dsxz05gJyNGn2wewb4wkpzut9RwbbKj0TKwaGBp9UWUt MmdI3UPSU5v2zO/8senf9sM/95ElK+2Z3/lj07/thn/vIkpX2zO/8senf9sM/wDeRJSvtmd/5Y9O /wC2Gf8AvIkpX2zO/wDLHp3/AGwz/wB5ElJaur9YoaWUdXwqmkyWsra0T46YqSkn7e69/wCXeJ/m D/3mSUr9vde/8u8T/MH/ALzJKV+3uvf+XeJ/mD/3mSUr9vde/wDLvE/zB/7zJKV+3uvf+XeJ/mD/ AN5klPXdBvyMnpNF+VezJtdv3XViGuh7gI9rOAI4SU6CSmn/AN6//oN/39JSbD/olH/Fs/6kJKTJ KUkpSSlJKUkpSSmp1Sm7I6dkU47G22PYQxln0XHwdMJKeQ/5v/WD/wArcH7m/wDk0lLn6v8AX9I6 bg8a6N5/z0lLf83/AKwf+VuD9zf/ACaSlf8AN/6wf+VuD9zf/JpKV/zf+sH/AJW4P3N/8mkp0+i/ V17nW/tvp+K0Q30vTA513TDj5JKdX/m30L/uDT/mpKV/zb6F/wBwaf8ANSUr/m30L/uDT/mpKV/z b6F/3Bp/zUlK/wCbfQv+4NP+akpX/NvoX/cGn/NSU3cbGow6W4+MwVVMnaxugEkuP4lJSVJTT/71 /wD0G/7+kpNh/wBEo/4tn/UhJSZJSklKSUpJSklKSUpJTzX1sOP6+P6/VrOmHY6G1ssfv1Gp9Nw4 SU4M4H/z0ZH/AGzkf+TSUqcD/wCejI/7ZyP/ACaSlTgf/PRkf9s5H/k0lKnA/wDnoyP+2cj/AMmk pU4H/wA9GR/2zkf+TSU9Q364fVxrQ05kwIn0rdf/AANJS/8Azx+rn/cv/wACt/8ASaSlf88fq5/3 L/8AArf/AEmkpX/PH6uf9y//AAK3/wBJpKV/zx+rn/cv/wACt/8ASaSlf88fq5/3L/8AArf/AEmk p08PMxuoYzMvEf6lNk7XQWztJadHAHkJKTpKaf8A3r/+g3/f0lJsP+iUf8Wz/qQkpMkpSSlJKUkp SSlJKanVn2V9NyLKnvre1hLX1N3vB/ktJbJ+aSniX5ufaQbcvqLyON2DWfy5CSmP2jK/7kZ//sBX /wCl0lK+0ZX/AHIz/wD2Ar/9LpKV9oyv+5Gf/wCwFf8A6XSUr7Rlf9yM/wD9gK//AEukpX2jK/7k Z/8A7AV/+l0lK+0ZX/cjP/8AYCv/ANLpKV9oyv8AuRn/APsBX/6XSUr7Rlf9yM//ANgK/wD0ukpX 2jK/7kZ//sBX/wCl0lK+0ZX/AHIz/wD2Ar/9LpKV9oyv+5Gf/wCwFf8A6XSU9l9X3Pf0jHc91j3H fLrqxU8+9/NbXOA+9JTopKaf/ev/AOg3/f0lJsP+iUf8Wz/qQkpMkpSSlJKUkpSSlJKaXWW7ul5L dpfNZ9oeK5/tnQJKeH+zH/uI/wD9yFf9ySlfZj/3Ef8A+5Cv+5JSvsx/7iP/APchX/ckpX2Y/wDc R/8A7kK/7klK+zH/ALiP/wDchX/ckpX2Y/8AcR//ALkK/wC5JSvsx/7iP/8AchX/AHJKV9mP/cR/ /uQr/uSUr7Mf+4j/AP3IV/3JKV9mP/cR/wD7kK/7klK+zH/uI/8A9yFf9ySlfZj/ANxH/wDuQr/u SU9n9Xm7Oj47dhrjf7TYLiPe/wDwjdCkp0klNP8A71//AEG/7+kpNh/0Sj/i2f8AUhJSZJSklKSU pJSklKSU0OuFo6Rll5YG+mZNgcWf2gwEx8ElPn3qYn7/AE//ALbyf/SaSlepifv9P/7byf8A0mkp XqYn7/T/APtvJ/8ASaSlepifv9P/AO28n/0mkpXqYn7/AE//ALbyf/SaSlepifv9P/7byf8A0mkp XqYn7/T/APtvJ/8ASaSlepifv9P/AO28n/0mkpXqYn7/AE//ALbyf/SaSlepifv9P/7byf8A0mkp XqYn7/T/APtvJ/8ASaSlepifv9P/AO28n/0mkp7z6sFh6HjGs1lv6SDSHBn84/gWAOSU6iSmn/3r /wDoN/39JSbD/olH/Fs/6kJKTJKUkpSSlJKUkpSSkGbVdfi2047xXa9pDHuaHgHxLXAgpKcL9hfW P/yxx/8A2Fq/9JpKV+wvrH/5Y4//ALC1f+k0lK/YX1j/APLHH/8AYWr/ANJpKV+wvrH/AOWOP/7C 1f8ApNJSv2F9Y/8Ayxx//YWr/wBJpKbvS+lZ+O+w9Uvpy2uADA2hle09z7WhJTo/ZMX/AENf+YP7 klK+yYv+hr/zB/ckpX2TF/0Nf+YP7klOZ1Drh2e6XkfZc0MZbtDoFRdoeNWtKSmt/wA6fqn+83/t h4/kElK/50/VP95v/bDv/IJKdnp+ViZuHXk4MGh+7ZDdvDi0+0gdwkpspKaf/ev/AOg3/f0lJsP+ iUf8Wz/qQkpMkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpr5mO/Ix7K6Him5zYZaWh30 +MHlJTjfsL6w/wDlu3/2HYkpX7C+sP8A5bt/9h3JKdjp9GRjYldGXd9oubO60NDN0uJHtHgDCSmy kpp/96//AKDf9/SUmw/6JR/xbP8AqQkpMkpSSlJKUkpSSlJKYPtqqANr2sB4LiB+VJTD7Xi/6av/ ADx/ekpX2vF/01f+eP70lK+14v8Apq/88f3pKV9rxf8ATV/54/vSUr7Xi/6av/PH96Slfa8X/TV/ 54/vSUr7Xi/6av8Azx/ekpX2vF/01f8Anj+9JSvteL/pq/8APH96Slfa8X/TV/54/vSUr7Xi/wCm r/zx/ekpX2vF/wBNX/nj+9JSRj2WND2ODmnggyElMklNP/vX/wDQb/v6Sk2H/RKP+LZ/1ISUmSUp JSklKSUpJTR6xnZPT8P18Wpl1m8N22PFYgzrucQElPL9S6lm9XrZVndOx7G1u3NAy2N1iPzbAkpz /sdP/lTR/wCxo/8ASqSlfY6f/Kmj/wBjR/6VSUr7HT/5U0f+xo/9KpKV9jp/8qaP/Y0f+lUlK+x0 /wDlTR/7Gj/0qkpX2On/AMqaP/Y0f+lUlK+x0/8AlTR/7Gj/ANKpKV9jp/8AKmj/ANjR/wClUlK+ x0/+VNH/ALGj/wBKpKV9jp/8qaP/AGNH/pVJSvsdP/lTR/7Gj/0qkpX2On/ypo/9jR/6VSU9p9XW Nr6PjsbS3HA3/omv9UN97/z5dP3pKdJJTT/71/8A0G/7+kpNh/0Sj/i2f9SElJklKSUpJSklKSU5 h2orrs6Ztsrptb6jfbkWmlnB/PD2a/NJTyX2TD/7h9M/9j3f+9KSlfZMP/uH0z/2Pd/70pKV9kw/ +4fTP/Y93/vSkpX2TD/7h9M/9j3f+9KSlfZMP/uH0z/2Pd/70pKV9kw/+4fTP/Y93/vSkpX2TD/7 h9M/9j3f+9KSlfZMP/uH0z/2Pd/70pKV9kw/+4fTP/Y93/vSkpX2TD/7h9M/9j3f+9KSlfZMP/uH 0z/2Pd/70pKV9kw/+4fTP/Y93/vSkpX2TD/7h9M/9j3f+9KSns/q8xjOj47a2VVtG+G0WerWPe/6 Ly58/ekp0UlNP/vX/wDQb/v6Sk2H/RKP+LZ/1ISUmSUpJSklKSUpJTm9ew787B9DGopyH72u2ZBc GQJ19jmmUlPO/wDNzq3/AJV9N/zrv/SySlf83Orf+VfTf867/wBLJKV/zc6t/wCVfTf867/0skpX /Nzq3/lX03/Ou/8ASySlf83Orf8AlX03/Ou/9LJKV/zc6t/5V9N/zrv/AEskpX/Nzq3/AJV9N/zr v/SySlf83Orf+VfTf867/wBLJKV/zc6t/wCVfTf867/0skpu9L+rLXvs/bHTsStgA9M47rJJ7zus ckp0f+av1f8A+4TPvd/5JJSv+av1f/7hM+93/kklK/5q/V//ALhM+93/AJJJToYuLj4VDcXFYK6m TtYJgSS48+ZSUmSU0/8AvX/9Bv8Av6Sk2H/RKP8Ai2f9SElJklKSUpJSklNPqfVcPpGO3JzXObW5 4rBaC47iHO7f1UlOZ/z36B/pLP8AtspKV/z36B/pLP8AtspKV/z36B/pLP8AtspKV/z36B/pLP8A tspKV/z36B/pLP8AtspKV/z36B/pLP8AtspKV/z36B/pLP8AtspKV/z36B/pLP8AtspKV/z36B/p LP8AtspKV/z36B/pLP8AtspKV/z36B/pLP8AtspKV/z36B/pLP8AtspKV/z36B/pLP8AtspKV/z3 6B/pLP8AtspKdfAzsfqWIzNxSTVbO0kQfaS06fEJKbCSmn/3r/8AoN/39JSbD/olH/Fs/wCpCSky SlJKUkpSSnzUt6s4Q4dVPx3pKY+n1T93qn3PSUr0+qfu9U+56Slen1T93qn3PSUr0+qfu9U+56Sl en1T93qn3PSUr0+qfu9U+56Slen1T93qn3PSUr0+qfu9U+56Slen1T93qn3PSUr0+qfu9U+56Sle n1T93qn3PSUr0+qfu9U+56Slen1T93qn3PSUr0+qfu9U+56Snufq2LR0XHFwtD/fIvn1P5x/0pSU 6aSmn/3r/wDoN/39JSbD/olH/Fs/6kJKTJKUkpSSlJKfPv8Amx1X/wApm/8AsSP/AEskpX/Njqv/ AJTN/wDYkf8ApZJSv+bHVf8Aymb/AOxI/wDSySlf82Oq/wDlM3/2JH/pZJSv+bHVf/KZv/sSP/Sy Slf82Oq/+Uzf/Ykf+lklK/5sdV/8pm/+xI/9LJKV/wA2Oq/+Uzf/AGJH/pZJSv8Amx1X/wApm/8A sSP/AEskpX/Njqv/AJTN/wDYkf8ApZJTs9P+pnTbcOuzqOM6jJO71K22lwEOIbqHO7R3SU2f+ZHQ P9HZ/wBuFJSv+ZHQP9HZ/wBuFJSv+ZHQP9HZ/wBuFJSv+ZHQP9HZ/wBuFJTr4GDj9NxGYWKCKqp2 gmT7iXHX4lJTYSU0/wDvX/8AQb/v6Sk2H/RKP+LZ/wBSElJklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSU pJSklOBn5n1wrzLWdPwce3GDv0T3uAcRHf8ATt/Ikpr/AG/6+f8Albi/5w/96UlK+3/Xz/ytxf8A OH/vSkpX2/6+f+VuL/nD/wB6UlK+3/Xz/wArcX/OH/vSkp1ejX9cvZaet49eM4EekKiDI1mYssSU 6SSlJKaf/ev/AOg3/f0lJsP+iUf8Wz/qQkpMkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpSSlJKUkpwc76pY udl25b8rJrdadxaxwDR8PakpB/zHw/8Aubl/57f/ACKSlf8AMfD/AO5uX/nt/wDIpKV/zHw/+5uX /nt/8ikpX/MfD/7m5f8Ant/8ikpX/MfD/wC5uX/nt/8AIpKd7CxW4WJViMc57amhoc/VxjxSUnSU 0/8AvX/9Bv8Av6Sk2H/RKP8Ai2f9SElJklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklNDrHR8breM3FynWMYy wWg1EAyA5v5zXfvJKcf/AMb/AKN/psr/ADmf+kklK/8AG/6N/psr/OZ/6SSUr/xv+jf6bK/zmf8A pJJSv/G/6N/psr/OZ/6SSUr/AMb/AKN/psr/ADmf+kklK/8AG/6N/psr/OZ/6SSU6/R+i4vRMd+P iOse2x/qE2kEzAb+a1vgkp0ElKSUpJTT/wC9f/0G/wC/pKTYf9Eo/wCLZ/1ISUmSUpJSklKSUpJS klKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklNP/vX/APQb/v6Sk2H/AESj/i2f9SElJklK SUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJTT/71/8A0G/7+kpNh/0Sj/i2 f9SElJklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJSklKSUpJTT/AO9f/wBBv+/p Kf/Z
  • uuid:13dd8636-d0b5-4c99-b43b-0622d0300f81xmp.did:B686808FBC7CE1119789D91F5BCA5950adobe:docid:indd:313e6b52-501e-11dc-870e-e6458c2a3871proof:pdfxmp.iid:DCFA4E814B7AE1119789D91F5BCA5950xmp.did:DBFA4E814B7AE1119789D91F5BCA5950adobe:docid:indd:313e6b52-501e-11dc-870e-e6458c2a3871default
  • savedxmp.iid:22545F1BBE2AE0119898EF84271237672011-01-28T11:08:01+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:23545F1BBE2AE0119898EF84271237672011-01-28T11:08:01+02:00Adobe InDesign 7.0/metadata
  • savedxmp.iid:26545F1BBE2AE0119898EF84271237672011-01-28T11:20:01+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:27545F1BBE2AE0119898EF84271237672011-01-28T11:25:05+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:28545F1BBE2AE0119898EF84271237672011-01-28T11:39:31+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:29545F1BBE2AE0119898EF84271237672011-01-28T11:41:19+02:00Adobe InDesign 7.0/metadata
  • savedxmp.iid:2A545F1BBE2AE0119898EF84271237672011-01-28T11:41:19+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:F2E24EC8C22AE0119898EF84271237672011-01-28T11:42:43+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:F3E24EC8C22AE0119898EF84271237672011-01-28T11:46:58+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:F6E24EC8C22AE0119898EF84271237672011-01-28T12:22:53+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:F7E24EC8C22AE0119898EF84271237672011-01-28T12:23:06+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:F9E24EC8C22AE0119898EF84271237672011-01-28T12:31:52+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:1E4F1A7DCB2AE0119898EF84271237672011-01-28T12:43:48+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:74122A01FF2EE011B20CD50560726B672011-02-02T21:16:32+02:00Adobe InDesign 7.0/metadata
  • savedxmp.iid:75122A01FF2EE011B20CD50560726B672011-02-02T21:16:32+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:E4A3E4CB032FE011B20CD50560726B672011-02-02T21:36:57+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:1C0B07360E2FE011B20CD50560726B672011-02-02T22:51:30+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:8E3CBD198738E0118363F6EB472B7DDB2011-02-15T00:09:32+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:2B5A95338738E0118363F6EB472B7DDB2011-02-15T00:10:15+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:F2ACF37F8738E0118363F6EB472B7DDB2011-02-15T00:12:23+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:4F75F3738938E0118363F6EB472B7DDB2011-02-15T00:26:22+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:7D2FF3E20E3AE01197C6E765D84D5D422011-02-16T22:54:03+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:EFF65AD0103AE01197C6E765D84D5D422011-02-16T23:07:51+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:46874096113AE01197C6E765D84D5D422011-02-16T23:13:23+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:FF643F421B3AE01197C6E765D84D5D422011-02-17T00:22:37+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:1A72DBA11B3AE01197C6E765D84D5D422011-02-17T00:25:17+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:EEBAFEA81D3AE01197C6E765D84D5D422011-02-17T00:39:48+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:1AFCC18D1F3AE01197C6E765D84D5D422011-02-17T00:53:21+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:252B91A8223AE01197C6E765D84D5D422011-02-17T01:15:35+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:EA5606C8C83AE011B347E5BB9F92B38D2011-02-17T21:04:44+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:AFE72A32C93AE011B347E5BB9F92B38D2011-02-17T21:07:42+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:53338E4ACC3AE011B347E5BB9F92B38D2011-02-17T21:29:52+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:343EC09DD13AE011B347E5BB9F92B38D2011-02-17T22:07:59+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:EE14771DD33AE011B347E5BB9F92B38D2011-02-17T22:18:42+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:89CF534BD53AE011B347E5BB9F92B38D2011-02-17T22:34:19+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:DB32AAD0D53AE011B347E5BB9F92B38D2011-02-17T22:38:02+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:E6B82F6BD93AE011B347E5BB9F92B38D2011-02-17T23:03:50+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:24A28701DA3AE011B347E5BB9F92B38D2011-02-17T23:08:02+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:FFB42572DB3AE011B347E5BB9F92B38D2011-02-17T23:18:20+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:1DD0ED7DE03AE011B347E5BB9F92B38D2011-02-17T23:54:28+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:171E0292E03AE011B347E5BB9F92B38D2011-02-17T23:55:01+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:181E0292E03AE011B347E5BB9F92B38D2011-02-17T23:55:56+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:191E0292E03AE011B347E5BB9F92B38D2011-02-17T23:57:55+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:072E121BE13AE011B347E5BB9F92B38D2011-02-17T23:58:51+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:6DC1D094E23AE011B347E5BB9F92B38D2011-02-18T00:09:25+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:846FF608E43AE01193219C5D9989AA8B2011-02-18T00:19:49+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:9C748E7BE63AE011A732908DFEDD94992011-02-18T00:37:21+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:9D748E7BE63AE011A732908DFEDD94992011-02-18T00:37:54+02:00Adobe InDesign 7.0/metadata
  • savedxmp.iid:E14E6E8FE63AE011A732908DFEDD94992011-02-18T00:37:54+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:2D5809C53C70E011A040B67D8C8466602011-04-26T22:38:32+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:A086CAE53C70E011A040B67D8C8466602011-04-26T22:39:27+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:E8E0BB993E70E011A040B67D8C8466602011-04-26T22:51:39+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:E9E0BB993E70E011A040B67D8C8466602011-04-26T22:54:28+03:00Adobe InDesign 7.0/metadata
  • savedxmp.iid:0A8ECEFF3E70E011A040B67D8C8466602011-04-26T22:54:30+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:47B67373F670E0118138AED1E62696CF2011-04-27T20:47:42+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:51EC46B64B77E011837EE57458CCF1D82011-05-05T22:13:08+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:F48D03474C77E011837EE57458CCF1D82011-05-05T22:17:11+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:EA8BFAE75377E011837EE57458CCF1D82011-05-05T23:11:47+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:4308D3265477E011837EE57458CCF1D82011-05-05T23:13:33+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:D0B244965577E011837EE57458CCF1D82011-05-05T23:23:49+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:C5C7FB591685E011949BA5ED0687A10C2011-05-23T11:26:26+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:3A5C31991B85E011949BA5ED0687A10C2011-05-23T12:04+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:C1277B572185E011949BA5ED0687A10C2011-05-23T12:45:06+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:6DFA34276285E0119B84F8E88FF2B8CD2011-05-23T20:29:03+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:F620A7F26685E0119B84F8E88FF2B8CD2011-05-23T21:03:22+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:8461D4CF6F85E0119B84F8E88FF2B8CD2011-05-23T22:06:49+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:EA60441DDF85E0119B84F8E88FF2B8CD2011-05-24T11:23:33+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:5C4FE722E085E0119B84F8E88FF2B8CD2011-05-24T11:30:52+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:6A1D3EE5E085E0119B84F8E88FF2B8CD2011-05-24T11:36:18+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:AC34CA21E285E0119B84F8E88FF2B8CD2011-05-24T11:45:09+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:D8ADE8ABE485E0119B84F8E88FF2B8CD2011-05-24T12:03:20+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:600A39A8E585E0119B84F8E88FF2B8CD2011-05-24T12:10:23+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:224C662BE685E0119B84F8E88FF2B8CD2011-05-24T12:14:03+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:B63DABC2E885E0119B84F8E88FF2B8CD2011-05-24T12:32:36+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:1E7BA6F8E985E0119B84F8E88FF2B8CD2011-05-24T12:41:16+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:4CCAEA46EE85E0119B84F8E88FF2B8CD2011-05-24T13:12:06+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:2A1956EAEE85E0119B84F8E88FF2B8CD2011-05-24T13:16:40+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:7CC558B0F085E0119B84F8E88FF2B8CD2011-05-24T13:29:21+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:9CF7C7C1F085E0119B84F8E88FF2B8CD2011-05-24T13:29:51+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:9DF7C7C1F085E0119B84F8E88FF2B8CD2011-05-24T13:50:50+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:1C2B85E5D78EE0118AB3B135E252F5A22011-06-04T21:24:34+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:4ACCF572D88EE0118AB3B135E252F5A22011-06-04T21:28:31+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:7C19D637DB8EE0118AB3B135E252F5A22011-06-04T21:48:20+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:1F0C9739E68EE0118AB3B135E252F5A22011-06-04T23:07:08+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:AA83A047E78EE0118AB3B135E252F5A22011-06-04T23:14:41+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:0F6F398BE88EE0118AB3B135E252F5A22011-06-04T23:23:44+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:53F765CCE88EE0118AB3B135E252F5A22011-06-04T23:25:33+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:86D5C3F9E98EE0118AB3B135E252F5A22011-06-04T23:33:59+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:2A5A5B24359CE011BD908511AB3ACE712011-06-21T21:34:48+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:87CC40D53F9CE011BD908511AB3ACE712011-06-21T22:51:19+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:A0E3BEDF429CE011BD908511AB3ACE712011-06-21T23:13:06+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:709B139E469CE011BD908511AB3ACE712011-06-21T23:39:53+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:9D058F0F4C9CE011BD908511AB3ACE712011-06-22T00:18:51+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:28CC1698509CE011BD908511AB3ACE712011-06-22T00:51:18+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:5F44BDED539CE011BD908511AB3ACE712011-06-22T01:15:10+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:0342EF29569CE011BD908511AB3ACE712011-06-22T01:31:10+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:C19D8443569CE011BD908511AB3ACE712011-06-22T01:31:53+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:4F6DE62C589CE011BD908511AB3ACE712011-06-22T01:45:34+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:B058C7C3B59CE0118495873F032F9AC02011-06-22T12:55:30+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:C457ADCEB69CE0118495873F032F9AC02011-06-22T13:02:58+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:6251E6E9B69CE0118495873F032F9AC02011-06-22T13:03:44+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:7269E30FB79CE0118495873F032F9AC02011-06-22T13:04:48+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:023255EDB99CE0118495873F032F9AC02011-06-22T13:25:18+03:00Adobe InDesign 7.0/metadata
  • savedxmp.iid:221B45EFB99CE0118495873F032F9AC02011-06-22T13:25:21+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:826656DA7A9DE011B80897D9DC2C7DBD2011-06-23T12:26:19+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:772C0B2652BBE011AE94D000DF5014042011-07-31T11:50:32+03:00Adobe InDesign 7.0/metadata
  • savedxmp.iid:1511B22652BBE011AE94D000DF5014042011-07-31T11:50:33+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:429EB00654BBE0119401A355FD89ED6E2011-07-31T12:03:58+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:A132F41355BBE0119401A355FD89ED6E2011-07-31T12:11:30+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:A432F41355BBE0119401A355FD89ED6E2011-07-31T13:26:08+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:A832F41355BBE0119401A355FD89ED6E2011-07-31T13:55:15+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:CA0B49C372BBE0119401A355FD89ED6E2011-07-31T15:43:59+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:CF0B49C372BBE0119401A355FD89ED6E2011-07-31T16:11:21+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:4C5F6AD94ABCE011831E880CFED9B6E12011-08-01T18:08:45+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:2790CCE552BCE011831E880CFED9B6E12011-08-01T18:28:25+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:2C90CCE552BCE011831E880CFED9B6E12011-08-01T18:34:23+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:B81CD6B654BCE011831E880CFED9B6E12011-08-01T18:41:25+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:BD1CD6B654BCE011831E880CFED9B6E12011-08-01T18:43:37+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:C21CD6B654BCE011831E880CFED9B6E12011-08-01T20:18:24+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:CCDBB07262BCE011831E880CFED9B6E12011-08-01T20:19:43+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:D0DBB07262BCE011831E880CFED9B6E12011-08-01T20:27:07+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:ACA7A5E263BCE011831E880CFED9B6E12011-08-01T20:30:01+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:B0A7A5E263BCE011831E880CFED9B6E12011-08-02T20:49+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:B4A7A5E263BCE011831E880CFED9B6E12011-08-02T21:18:45+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:0386D188B5D7E0118EE2C8A48E7508FE2011-09-05T15:25:47+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:0886D188B5D7E0118EE2C8A48E7508FE2011-09-05T16:09:53+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:0A86D188B5D7E0118EE2C8A48E7508FE2011-09-05T16:23:15+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:F2DDEE43C2D7E0118EE2C8A48E7508FE2011-09-05T16:31+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:33E0A2B64EDDE0119ABEB66F00C199F92011-09-12T18:05:10+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:35E0A2B64EDDE0119ABEB66F00C199F92011-09-12T18:36:39+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:37E0A2B64EDDE0119ABEB66F00C199F92011-09-12T19:00:09+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:33B7EB76AEDEE011B4D99A4AA45E32022011-09-14T12:11:47+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:35B7EB76AEDEE011B4D99A4AA45E32022011-09-14T12:17:03+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:37B7EB76AEDEE011B4D99A4AA45E32022011-09-14T12:26:52+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:39B7EB76AEDEE011B4D99A4AA45E32022011-09-14T12:33:04+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:B0830446B6DEE011B4D99A4AA45E32022011-09-14T12:45:26+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:C2D11C4D10DFE0118A2BF826231961A92011-09-14T23:29:52+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:5230AF5BA3DFE011A096B291DB959B7A2011-09-15T17:02:33+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:5430AF5BA3DFE011A096B291DB959B7A2011-09-15T17:03:52+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:5630AF5BA3DFE011A096B291DB959B7A2011-09-15T17:09:53+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:5830AF5BA3DFE011A096B291DB959B7A2011-09-15T17:19:21+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:5A30AF5BA3DFE011A096B291DB959B7A2011-09-15T17:59:16+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:010B9C67B1DFE011A096B291DB959B7A2011-09-15T18:43:06+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:030B9C67B1DFE011A096B291DB959B7A2011-09-15T19:00:27+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:070B9C67B1DFE011A096B291DB959B7A2011-09-15T19:48:59+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:090B9C67B1DFE011A096B291DB959B7A2011-09-15T19:51+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:600D78ECBBDFE011A096B291DB959B7A2011-09-15T19:58:24+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:620D78ECBBDFE011A096B291DB959B7A2011-09-15T20:36:41+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:52749F6EC5DFE011844A9B7FC4532C842011-09-15T21:06:27+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:E7693F1667E0E01180DCC32ED1B04A712011-09-16T16:23:38+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:E9693F1667E0E01180DCC32ED1B04A712011-09-16T16:25:17+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:EB693F1667E0E01180DCC32ED1B04A712011-09-18T21:52:15+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:57F8AE80EAE2E011884BF5BE059971642011-09-19T21:21:37+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:FF15B4D22EE4E011AF35F8F2C9940AEA2011-09-21T11:50:57+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:0116B4D22EE4E011AF35F8F2C9940AEA2011-09-21T11:51:33+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:0316B4D22EE4E011AF35F8F2C9940AEA2011-09-21T11:52:31+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:C9E433AD7351E11185F6D49A4310954F2012-02-07T12:29:56+02:00Adobe InDesign 7.0/metadata
  • savedxmp.iid:CAE433AD7351E11185F6D49A4310954F2012-02-07T12:29:56+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:CBE433AD7351E11185F6D49A4310954F2012-02-07T12:32:38+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:CFE433AD7351E11185F6D49A4310954F2012-02-07T13:05:38+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:D1E433AD7351E11185F6D49A4310954F2012-02-07T13:40:47+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:9CF679A10357E111B4A1AAF628D5047A2012-02-14T14:01:43+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:51511141E957E1119E95F0E18C6EEABF2012-02-15T17:47:26+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:52511141E957E1119E95F0E18C6EEABF2012-02-15T21:26+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:53511141E957E1119E95F0E18C6EEABF2012-02-15T21:33:48+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:6AD683F70C58E11193CBF2F1DE6931EC2012-02-15T21:40:51+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:C394C4AB9F5BE11185D0C416F2DA82992012-02-20T10:53:13+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:C594C4AB9F5BE11185D0C416F2DA82992012-02-20T12:44:01+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:C694C4AB9F5BE11185D0C416F2DA82992012-02-20T12:49:41+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:586C7865B15BE11185D0C416F2DA82992012-02-20T12:55:26+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:596C7865B15BE11185D0C416F2DA82992012-02-20T12:56:33+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:34EAD1742A62E111ABF0AC76F629EBE62012-02-28T18:37:08+02:00Adobe InDesign 7.0/metadata
  • savedxmp.iid:35EAD1742A62E111ABF0AC76F629EBE62012-02-28T18:37:08+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:36EAD1742A62E111ABF0AC76F629EBE62012-02-28T18:38:44+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:1B28BD602F62E111ABF0AC76F629EBE62012-02-28T19:12:22+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:542636E22F62E111ABF0AC76F629EBE62012-02-28T19:15:59+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:36C672343562E111ABF0AC76F629EBE62012-02-28T19:54:05+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:F7F576754862E111ABF0AC76F629EBE62012-02-28T22:11:54+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:6C263E754C62E111ABF0AC76F629EBE62012-02-28T22:40:32+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:5FAC3AB54D62E111ABF0AC76F629EBE62012-02-28T22:49:29+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:547374DCBD62E111ABF0AC76F629EBE62012-02-29T12:12:18+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:AE23DB38C162E111ABF0AC76F629EBE62012-02-29T12:36:21+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:37C0EAA5C262E111ABF0AC76F629EBE62012-02-29T12:46:34+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:EC7EF1D1C262E111ABF0AC76F629EBE62012-02-29T12:47:48+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:D60A7039C362E111ABF0AC76F629EBE62012-02-29T12:50:41+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:3CED2DF9E86CE111A7298C645E598ADB2012-03-13T10:46:06+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:A8880905EF6CE111A7298C645E598ADB2012-03-13T11:29:23+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:1AA16C6CF06CE111A7298C645E598ADB2012-03-13T11:39:26+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:43975B9DF06CE111A7298C645E598ADB2012-03-13T11:40:48+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:2BF2F32DF46CE111A7298C645E598ADB2012-03-13T12:06:19+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:824CC03EF96CE111A7298C645E598ADB2012-03-13T12:42:35+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:1F5265DB3C6DE111A7298C645E598ADB2012-03-13T20:46:34+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:F9CA4BEC406DE111A7298C645E598ADB2012-03-13T21:15:40+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:35C3C966426DE111A7298C645E598ADB2012-03-13T21:26:15+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:7C4C7B24796EE11191739B62B919E57D2012-03-15T10:30:38+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:FEDC4E49FF73E11197BE87040F2BDE032012-03-22T11:13:28+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:E6D306FA0174E11197BE87040F2BDE032012-03-22T11:32:43+02:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:AF4A9A20E777E111B454807DAFD556862012-03-27T11:30:36+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:A712BE3CE777E111B454807DAFD556862012-03-27T11:31:23+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:700753E3E777E111B454807DAFD556862012-03-27T11:36:03+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:920D2AEAEE77E111B454807DAFD556862012-03-27T12:26:21+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:2485FF54CF79E1119789D91F5BCA59502012-03-29T21:45:18+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:BEA86908DF79E1119789D91F5BCA59502012-03-30T12:34:10+03:00Adobe InDesign 7.0/metadata
  • savedxmp.iid:DBFA4E814B7AE1119789D91F5BCA59502012-03-30T12:34:10+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:DCFA4E814B7AE1119789D91F5BCA59502012-04-02T15:08:29+03:00Adobe InDesign 7.0/metadata
  • savedxmp.iid:B686808FBC7CE1119789D91F5BCA59502012-04-02T15:08:30+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:8845A1D33B82E111AD219DE177E5E9662012-04-09T15:02:06+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • savedxmp.iid:6CA9A6E73C82E111AD219DE177E5E9662012-04-09T15:09:49+03:00Adobe InDesign 7.0/;/metadata
  • 98634application/pdfAdobe PDF Library 9.9False endstream endobj 3 0 obj > endobj 5 0 obj > endobj 6 0 obj > endobj 7 0 obj > endobj 8 0 obj > endobj 9 0 obj > endobj 30 0 obj > endobj 31 0 obj > endobj 32 0 obj > endobj 33 0 obj > endobj 34 0 obj > endobj 35 0 obj > endobj 36 0 obj > endobj 37 0 obj > endobj 73 0 obj >/Font>/ProcSet[/PDF/Text]>>/TrimBox[0.0 0.0 419.528 595.276]/Type/Page>> endobj 74 0 obj >/Font>/ProcSet[/PDF/Text]/XObject>>>/TrimBox[0.0 0.0 419.528 595.276]/Type/Page>> endobj 75 0 obj >/ExtGState>/Font>/ProcSet[/PDF/Text/ImageC/ImageI]/XObject>>>/TrimBox[0.0 0.0 419.528 595.276]/Type/Page>> endobj 76 0 obj >/Font>/ProcSet[/PDF/Text]/XObject>>>/TrimBox[0.0 0.0 419.528 595.276]/Type/Page>> endobj 77 0 obj >/ExtGState>/Font>/ProcSet[/PDF/Text/ImageC/ImageI]/XObject>>>/TrimBox[0.0 0.0 419.528 595.276]/Type/Page>> endobj 78 0 obj >/Font>/ProcSet[/PDF/Text]>>/TrimBox[0.0 0.0 419.528 595.276]/Type/Page>> endobj 79 0 obj >/Font>/ProcSet[/PDF/Text]/XObject>>>/TrimBox[0.0 0.0 419.528 595.276]/Type/Page>> endobj 80 0 obj >/Font>/ProcSet[/PDF/Text]>>/TrimBox[0.0 0.0 419.528 595.276]/Type/Page>> endobj 81 0 obj >/Font>/ProcSet[/PDF/Text]>>/TrimBox[0.0 0.0 419.528 595.276]/Type/Page>> endobj 103 0 obj >stream HUj0+lWWzvU}QhJƲ4$s̙eidKҜ_,eʪi֘Nu|kz aQa&;)Ƶ6{鲗Ʃ=C\>7J틕,y7Z|nNJ =ᇏAT10B3(C 8ѳs}i H+iƬDB>$o~}pC?O,beLmRSMopA kԶ@\Fa-Uxϔj/f{Qhj \'[email protected]{>LgArC-O$W vTe ѾVO~NVhou

    lib.ugtu.net

    Справочник химика 21

    Миграция и образование залежей нефти

        Скопления нефти и газа всегда образуются в результате их постепенного накопления в той или иной как говорят ловушке, понимая под ловушкой какой-либо участок пористого пласта или массива горных пород, условия залегания которых благоприятны для улавливания нефти и газа. Благодаря своей способности к миграции, т. е. к перемещению в горных породах нефть и газ могут попасть в ловушку, находящуюся на большом расстоянии от того места, где происходило их образование. На рис. 15 по И. О. Броду схематически представлены основные типы ловушек, содержащих залежи нефти и газа. [c.47]

        МИГРАЦИЯ И ОБРАЗОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ [c.34]

        Ркс. Зв. Образование вторичных залежей нефти и газа при вертикальной миграции. [c.84]

        Из приведенных данных видно, что влияние температурных (современных) условий залегания нефти очень сложно и неоднозначно. Этс можно объяснить, по крайней мере, двумя главными причинами. Первая связана с тем, что, как мы ранее неоднократно отмечали, большое влияние на изменение нефти имеет не сама по себе температура недр, а длитель ность пребывания залежи в условиях высокой температуры. Причем эта температура должна быть значительно выше, чем та, при которой происхо дило образование УВ в зонах генерации (а это всегда высокотемператур ные зоны). Генерация нефтяных УВ, как правило, происходит при более высокой температуре, чем их миграция и аккумуляция. Лишь тогда, когда залежь нефти попадает в температурные условия, более жесткие, [c.138]

        Сопоставление составов углеводородов нефтей и органического вещества осадочных пород показывает их большое сходство. Все углеводородные компоненты органического вещества встречаются в нефтях и природных газах. Некоторые различия в соотношениях отдельных компонентов связаны с явлениями миграции и дифференциации при образовании залежей нефти и газа, а также с явлениями превращения компонентов нефтей, которые происходят неодинаково в залежах и в рассеянном состоянии. [c.136]

        Я уже не говорю о том, что среди лиц, избравших своей специальностью нефтяную геологию, чувствуется потребность разобраться в ряде вопросов, связанных с проблемой образования нефтяных месторождений, ибо здесь царят большой разнобой и пестрота мнений. Не знаю, удовлетворит ли читателя моя попытка внести в эту область известную определенность и принципиальность, во всяком случае, такую попытку я сделал. А именно, я уделил большое внимание описанию структурных форм, которым подчинены нефтяные месторождения, и литологическим особенностям тех пластов, в которых образуются залежи нефти промышленного значения. Большое внимание посвящено вопросам нефтеобразования и выяснения законов, под действием которых совершается движение, или миграция, нефти от мест ее образования к местам ее скопления в масштабах промышленного значения. [c.7]

        В то же время, как это описано выше, не приходится сомневаться в возможности образования нефти и газа из органического вещества в осадочных породах, где имеются также благоприятные условия для миграций и накопления газообразных углеводородов и нефти в виде залежей. Следует помнить, что все известные залежи нефти и газа находятся в осадочных породах и лишь как исключение в метаморфических и изверженных, куда нефть и газ скорее всего попали из покрывающих и прилегающих осадочных пород. [c.81]

        Рассмотрим механизм формирования первичных залежей нефти или газа, который представляется относительно более простым по сравнению с процессом образования вторичных локальных скоплений. Представим себе, что первичная миграция завершилась и УВ отжаты из пелитовых пород в породы-коллекторы (рис. 80). Дно (ложе) седиментационного бассейна практически не всегда бывает строго горизонтальным, а имеет определенный первичный уклон, который в некоторых случаях уже может обусловливать миграцию УВ по региональному восстанию слоев. Некоторые исследователи допускают возмож- [c.145]

        Первоначально образовавшиеся нефти в рассеянном состоянии или в виде залежей могут иметь различный состав и различную плотность в зависимости от условий образования. Это могут быть легкие нефти с повышенным содержанием низкокипящих фракций, тяжелые нефти со значительным содержанием высококипящих углеводородов и смолистых веществ или же средние по плотности нефти, в составе которых более или менее равномерно распределены различные компоненты. Эти особенности первоначально образовавшейся нефти зависят от состава исходного органического вещества, которое неодинаково в разных геологических условиях, в разных климатических зонах, а также от геохимических условий, от температуры, давления и каталитических свойств пород. Первоначально образовавшаяся нефть подвергается затем различным изменениям (метаморфизму). Характер и направленность происходящих изменений состава нефти определяется изменениями геохимических условий, связанных с историей геологического развития данной толщи осадочных пород, изменениями глубины погружения толщ пород, температуры и давления, миграцией и дифференциацией нефти и газа. По-видимому, повышение давления при погружении осадочных пород способствует образованию нефтяных углеводородов из органического вещества, а также изменению состава нефти. [c.180]

        Условия генерации и миграции углеводородов изменяются по разрезу пород. В зависимости от этих условий создается то или иное распределение газовых и нефтяных залежей по разрезу и по площади нефтегазоносного бассейна. Изучение закономерностей распределения газовых и нефтяных залежей позволяет судить о самих процессах образования и миграции газа и нефти. Одним из показателей этого распределения является отнощение концентраций метана к сумме более тяжелых газообразных углеводородов (В. А. Соколов, О. А. Черемисинов, 1971). [c.211]

        Итак, большинство карбонатных материнских пород, с которыми связаны крупные нефтяные месторождения, как, например, огромные третичные и юрские залежи нефти на Ближнем Востоке, по-видимому, относятся к этому карбонатно-эвапоритовому типу пород, благоприятному для образования, миграции и накопления нефти. [c.230]

        При вторичной миграции в коллекторах микронефть также фракционируется и выделяется в отдельную фазу, с образованием промышленных и непромышленных залежей нефти в ловушках. В этом случае на ну- [c.43]

        Как известно, по вопросу о формировании залежей нефти бухарских слоев существуют два мнения В. Б. Порфирьев (1941) считает залежи вторичными, образованными в результате вертикальной миграции снизу вверх по трещинам тектонических разрывов, связанных с процессом формирования складок. Повсеместный битуминозный запах этих известняков он объясняет наличием сапропелитовой органики, т. е. нефть мигрировала в свиту карбонатных пород, обогащенных этой органикой. По его мнению, органика, которую [c.258]

        С таким взглядом на роль плоских моноклиналей и на их значение в деле аккумуляции нефти не соглашается Р. Джонсон Он признает, что такие структуры очень трудно искать и разведывать, так как они ничем себя не проявляют на дневной поверхности. Но это вовсе не означает, по его мнению, что таких залежей не существует. Если угол падения увеличится настолько, что явится возможность разделения воды и нефти вследствие разницы в их удельном весе и подъема последней к наиболее высоким пунктам пласта, могут возникнуть залежи на плоских моноклиналях, или гомоклиналях. В этом случае они пи в какой мере не отличаются от залежей на крыльях больших широких антиклиналей. Эти залежи по своим размерам слишком малы, чтобы достичь осевой части антиклинали или спуститься и достичь ось соседней синклинали. А залежей такого рода в Западной Вирджинии, по указанию Джонсона, около 75%. Их положение на крыле антиклинали ничем пе отличается от положения залежи на плоской моноклинали. Поэтому Джонсон считает не вполне правильным скептическое отношение геологов к плоской моноклинали как к структуре, неблагоприятной для скопления нефти. По нашему мнению, здесь забыта одна существенная черта плоской моноклинали если ее падение становится таковым, что получается возможность миграции нефти, то нефть ничем не задерживается (если только пласты вверх по восстанию не будут выклиниваться п переходить в глинистые образования), будет подниматься к головным частям пласта и вытекать из пласта . При закрытой антиклинали, как бы широка она ни была, этого случиться не может, [c.276]

        Чтобы дать наиболее ясное и отчетливое представление о процессе нефтеобразования как о едином целостном и непрерывном процессе, завершающемся образованием нефтяных месторождений и их последующим разрушением, может быть, следовало бы изложить содержание публикуемой ныне книги в несколько ином порядке, а именно накопление органогенного материала как первоначального источника для образования различного рода каустобиолитов, в том числе и нефти выяснение условий накопления органического материала углеводного и углеродного характера процессы изменения происхождения в той и другой группе органических остатков продукты этих изменений (различного рода битуминозные вещества, в том числе угли и нефть, а также битумы промежуточного характера) существо процессов битуминизации или нефтеобразования законы движения (миграции) нефти и образования подземных скоплений нефти или нефтяных месторождений гравитационная, или так называемая антиклинальная, теория структурные формы в земной коре, которым подчинены залежи нефти промышленного характера, литологическая характеристика пластов, их слагающих, и в особенности тех, которые являются коллекторами для нефти или нефтесодержащими пластами разрушение нефтяных месторождений и выходы нефти на дневную поверхность, что такое нефть каковы ее физические и химическпе свойства и какое значение они имеют при переработке нефти и при ее использовании как полезного ископаемого понятие о способах переработки нефти и о главнейших продуктах, которые из нее подучаются способы искусственного синтеза нефти и возникшие на их основе теории ее происхождения, критическая оценка этих теорий. [c.9]

        Среди сторонников органического происхождения нефти, как уже указано, выделяется особая группа ученых, которая исходит из представления о всякой залежи нефти как о первичном ее скоплении, т. е. если нефть в данное время мы находим в песках или пористых известняках, значит, в этих породах она и возникла. Известный геолог-нефтяник К. П. Калицкий выявляет в этом отношении наиболее крайнюю точку зрения. В своей книге Миграция нефти он говорит, что все сторонники теории передвижки нефти из одного пласта в другой исходят из одной основной мысли, по которой образование нефти в песках невозможно, так как в силу аэрации (проникновение воздуха) органический материал подвергается в них процессу окончательного разложения под действием кислорода воздуха. Он приводит ряд фактов, говорящих за возможное сохранение органического вещества в песках, и, следовательно, за возможность возникновения в них нефти. А раз это так, то нет, по мнению К. П. Калицкого, никакой нужды строить всякого рода предположения о перемещении нефти из одного п.таста в другой, тем более о передвижении ее с неведомых глубин. Для того чтобы подобное предположение оказалось соответствующим действительности, необходимо доказать, что в песках или известняках может происходить наконле- [c.184]

        Так произошла нефть почти всех нефтяных месторождений Соединенных Штатов, так произошла нефть и наших нефтяных месторождений Грозненского, Майкопского, Эмбенского районов и др., где нефть, как говорят, залегает первично, т. е. она возникла в пределах той свиты, где сейчас залегает, и вся ее миграция совершалась в пределах только этой сьитьт из глин в пески и по пескам — в своды антиклиналей и в другие места скопления. Но там, где она залегает вторично, не в тех свитах, среди которых возникла и куда пришла после сложного пути странствования, там процессы ее образования несколько неясны. Возьмем нефтяные месторождения юго-восточной части Кавказа, где залежи нефти приурочены к продуктивной толще. Эта свита по своему характеру и по условиям отложения не могла сама по себе быть источником нефти, а могла послужить лишь великолепным коллекторол для нее . Нефть в нее пришла из других свит, но из каких именно Вот тут-то и начинается область догадок. Все свиты третичного возраста типа диатомовых слоев, майкопской свиты, бурого коуна могли быть материнскими породами. Битуминозные породы залегают и в мезозое. Кроме того, мы здесь видим тесную связь не только территориальную, но и генетическую, между грязевыми вулканами и нефтяными месторождениями. [c.347]

        Освещены вопросы генезиса и формирования состава подземных вод осадочных бассейнов. Подземные воды, нефть и газ рассмотрены как продукты глобального геологического процесса литогенеза. Образование залежей УВ происходит на определенных этапах развития водонапорных систем нефтегазоносных бассейнов. С этих позиций освещены условия миграции, формирования и разрушения залежей углеводородов в водонапорных системах. Приводится описание гидрогеологических методов оценки перспектив нефтегазо-носности. [c.167]

        Успешное решение ключевых проблем экономического и социального раави ия нашей страны во многом зависит от увеличения и эффективности освоения минерально-сырьевых ресурсов недр, в первую очереаь топливно- энергетических, главными из которых являются нефть и газ. Это немыслимо без коренного повьш1ения эффективности поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений, что может быть достигнуто лишь на основе кардинального ускорения научно-технического прогресса в решении наиболее важных проблем геологии нефти и газа, которые являются решающими при определении образования углеводородов, их миграции и аккумуляции, а также существенными при поисках, разведке и разработке как общеизвестных залежей нефти и газа, так и новых - нетрадиционного типа. Несомненно, одной из таких проблем в геологии нефти и газа, да и вообще в науках о Земле, является проблема аномальных давлений. Например, такие давления играют в нейшую роль в решении многих вопросов охраны окружающей среды, в частности при подземном захоронении разнообразных отходов, в том числе радиоактивных, чему до сих пор, к сожалению, не уделяется должного внимания. [c.3]

        В илах и в пе вполне отвердевшей породе, п по мере того как порода под влиянием возрастаюгцего давлепия все более и более уплотнялась, жидкость (т. е. вода и нефть) пз нее выжималась в рыхлые породы (в пески, известняки и пр.), именно в те, которые подвергались меньше всего сжатию . И далее Процесс нефтеобразования в намеченном направлении совершался до начала горообразующих процессов. Этот момент нужно считать уже началом формирования самого нефтяного месторождения. С этого момента начинается странствование нефти, ее миграция до тех пор, пока она пе скопится где-либо в определенном месте в виде обособленной залежи нефти . Так в общих чертах и рассматривается сейчас геологами процесс образования промышленных залежей нефти. [c.185]

        Как установлено работами многих учёных нефтяников (И. М. Губкин, А. А. Бакиров, И. О. Брод, Н. А. Еременко, А. А. Трофимук и др.) выявленные в земной коре скопления нефти и газа во всех нефтегазоносных регионах мира Подчиняются определённым закономерностям в размещении их по площади регионов, что связано с геологической и тop feй и условиями формирования скоплений нефти и газа. В этом отнощении практически во всех крупных нефтегазоносных территориях в определённые отрезки геологической истории существовали благоприятные условия для образования УВ, а затем для их миграции по пластам-коллекторам в ловушки наконец, для формирования скоплений нефти и газа. Как было рассмотрено ранее, комплекс различных геологических факторов способствует образованию залежей и местоскоплений нефти и газа. К ним относятся палеотектонические и современные структурные условия, геолого-геохимическая среда для образования нефтепродуцирующих толщ, литолого-палеогсог-рафический, гидрогеологический и гидродинамический факторы и другое. [c.165]

        В настоящее время сравнительно хорошо изучены различные седимептологические, петрографические и тектонические факторы, определяющие распределение нефти, но до сих пор остается нерешенной геохимическая проблема нефти . Основная трудность этой проблемы заключается в решении вопроса о том, как происходит образование углеводородов и связанных с ними органических соединений в нефтеносных осадочных отложениях. Второй стороной этой проблемы, хотя и не обязательно второй по важности, является вопрос о процессах миграции и аккумуляции нефти, приводящих к образованию важных промышленных залежей нефти. [c.194]

        При использовании информации об органических веществах в гидрогеохимических исследованиях можно выделить направления аналитических работ в связи с кругом решаемых задач. В проблеме генезиса и формирования подземных вод представляет интерес создание методов определения уже известных (высокомолекулярные жирные кислоты, спирты, алканы, изонреноиды) и поиски новых хемофоссилий , органических молекул биологического происхождения, сохраняющихся в геологическом времени мало изменившимися по сравнению с первоначальной структурой. При решении вопросов нефтяной гидрогеологии, связанных с миграцией и концентрацией углеводородов в залежи нефти, а также с нефтепоисками существенный интерес представляют совершенствование высокочувствительных методов определения различных -рупп углеводородов, в первую очередь наиболее растворимой группы моноядерных ароматических углеводородов. Наряду с углеводородами для поисковой гидрогеохимии необходимы надежные методы определения кислот различных рядов (нафтеновых, высокомолекулярных жирных кислот), наиболее растворимых азотистых соединений, характерных для нефтей. Особый интерес, видимо, представляют выявление и разработка методов анализа сернистых соединений в водах. Решение этих аналитических задач моЖет способствовать раскрытию механизмов их образования и связи с такими региональными процессами, как сульфатредук-ция и накопление в водах нефтяных месторождений высоких концентраций низкомолекулярных жирных кислот. [c.55]

        Несомненную ценность представляют собой данные Катченкова [329], касающиеся выяснения характера отношения ванадия к никелю для нефтей и их различных фракций Волго-Уральской области. Автор выявил, что это отношение всегда больше единицы, а для нефтей и фракций третичного возраста Северо-Восточного Кавказа—меньше единицы. Следовательно, закономерности, присущие нефтям относительно величин отношения вaнaдиi никель сохраняются в различных фракциях, причем эта величина в асфальтенах того же порядка, что и в нефтях. На основании этого сделан вывод о том, что дополнительное накопление ванадия в нефтях связано с кислыми компонентами смол (спирто-бензольными) и что этот процесс, вид гмо, может происходить и после образования нефти — при миграции в залежи. Идет ли при этом накопление никеля в указанных фракциях или он попадает в момент образования нефти, остается неясным. Очевидно, в асфальтены ванадий и никель попадают в момент образования асфальтеиов в нефти. То, что при исследовании распределения микроэлементов в нефтях и ее фракциях основное внимание автор обратил на ванадий, никель и их отношения, не вызывает особых сомнений, ибо именно эти данные, а также распределение металлопорфириновых комплексов могут внести существенный вклад в вопрос о происхождении микроэлементов нефти. [c.123]

        Мальты ближе всех других эпинафтидов стоят к нефтям. Это вещества полужидкой консистенции, еще обладающие некоторой текучестью. Они встречаются в виде пластовых залежей, натеков и Кировых покровов, а также в жильной форме и в виде отдельных гнезд, включений, пленок и т. д. Сюда в основном относятся образования в залежах у контакта нефти с водой. Формирование мальт происходит при окислительном перерождении нефтей (как результат неполного окисления углеводородов), часто сопровождающемся улетучиванием легких фракций. Эти процессы могут идти еще до формирования залежей нефтей (тогда возникают только мелкие скопления мальт) и после формирования залежей нефтей, при их перерождении и разрушении. Последнее может сопровождаться истечением еще жидкой нефти с последующим окислением и превращением ее в мальту в ходе миграции, в том числе уже и на дневной поверхности (кировые покровы и натеки). [c.145]

        При формировании залежей путем длительной боковой миграции разная степетш метаморфизации нефтей, залегающих на различных расстояниях от очагов нефтеобразования по А. А. Карцеву, 1959 г., может служить критерием длительности процесса образования залежей. Более метаморфизованные нефги в этом случае должны рас,-нолагаться ближе к источникам питания. Соответствующие закономерные изменения нефтей но площади пластов сами могут указывать на роль боковой миграции и на ее направление. [c.236]

        В 1957 г. опубликована монографическая работа В. А. Кротовой, специально посвященная роли гидрогеологических факторов в образовании, сохранении и разрушении нефтяных залежей, и основанная на материалах по Волго-Уральской области. В этом в целом интересном исследовании имеется ряд неточностей и неправильных утверждений. Прежде всего следует отметить, что во всей книге не содержится ни одного живого ана- лиза подземных вод, выраженного в весовой (абсолютной) форме— все затуманено миллиграмм-эквивалентной формой, которую трудно оценивать и по которой невозможны количественные расчеты. Этот недостаток вообще свойствен нашей нефтяной гидрогеологии , и на большой вред его указывал В. И. Вернадский еще в 1929 г., отмечая, что десятки тысяч анализов подземных вод нефтяных месторождений, выраженные только в миллиграмм-эквивалентной форме, безвозвратно теряются для обобщения или требуют огромной излишней работы по пересчету их в такие количественные формы, которые возможно сравнивать и обобщать в геохимических работах. В. А. Кротова (1957) ставит давно решенный вопрос Возможно, что для образования самой нефти из исходного вещества, как и для сохранения ее залежей, необходим застойный водный режим, однако для ее аккумуляции и образования залежи вряд ли такой режим благоприятен (стр. 54). Она считает, что в этом случае необходимо наличие определенных гидродинамических условий, обеспечивающих миграцию и аккумуляцию нефти. Открытие роли динамики подземных вод в формировании залежей нефти В. А. Кротова приписывает М. А. Гатальскому со ссылкой на его работу 1954 г. и приведением цитаты довольно путанного его высказывания на этот счет. Далее она пишет Упомянутый исследователь считает, что движение воды до известного предела, а именно, до того момента, когда залежь уже сформировалась, является положительным фактором в образовании нефтяных залежей (стр. 54). Как показано в настоящем кратком и далеко не полном обзоре исследований по данному вопросу, идея о роли гидродинамического фактора в формировании нефтяных и газовых залежей была высказана с полной определенностью другими [c.11]

        Ведущая роль подземных вод в процессах миграции УВ и формирования их залежей признается больщинством исследователей. Еще в первых работах М. Менна (1913 г.), Дж. Рича (1921, 1923 гг.) и других исследователей были изложены представления об образовании залежей УВ в результате выделения газов из подземных вод и всплывания капелек нефти. В последнее время изучением гидрогеологических условий формирования залежей нефти и газа занимались многие исследователи. Наиболее полно изучены вопросы миграции и гидрогеологические условия формирования залежей газа. [c.71]

        Изучением вопросов миграции углеводородных газов и нефти занимались многие советские и зарубежные исследователи В. А. Соколов, И. О. Брод, В. П. Савченко, И. В. Высоцкий, М. Ф. Двали, С. Г. Не-ручев, С. П. Максимов, Н. А. Еременко, А. Э. Конторович, А. А. Карцев, А. Леворсен, М. Маскет, В. Гассоу, Б. Тиссо, Д. Вельте, Дж. Хант и др. Известны различные классификации процессов миграции нефти и газа. Выделяют миграцию вертикальную и латеральную, или пластовую, первичную и вторичную. Под первичной миграцией понимают перемещение нефти и газа из нефтегазоматеринских (преимущественно из слабопроницаемых, тонкодисперсных) пород в прилегающие коллекторы, а под вторичной — перемещение нефти и газа по коллекторским пластам с последующим образованием их залежей. [c.71]

        Местные геологи (Morales, 1958) полагают, что образование залежей в третичных отложениях произошло за счет миграции нефти из подсти-лающ их пород мелового возраста. Учитывая континентальный характер третичных отложений, следует считать правильность такого представления весьма вероятной. К сожалению, данных по характеристике структуры углеводородов дистиллятной части нефтей из меловых отложений у нас не имелось по фракционному составу они явно легче нефтей из отложений третичного возраста очевидно, последние должны были претерпеть окислительные преобразования в условиях вторичных залежей. [c.89]

        Химическая сущность особенностей состава нефтей, принадлежащих к П1 структурному типу (горбообразный ход кривой структурных индексов), рассмотренная в главе I (стр. 21 и 27), совершенно ясна. Гео химическая же сущность их в црименении к данной конкретной области позволяет высказывание только в гипотетической форме. Как уже было отмечено, основа специфичности состава эмбенских нефтей была, по всей вероятности, заложена в их геохимической истории до образования залежей на теперешнем их месте. Очевидно, нефти в нредшествуюпщй период были богаты циклическими и смолистыми компонентами и утратили их в период миграции. Обогащенность мезозойских отложений Прикаспийской впадины глинистыми компонентами делает предположение о фильтрационном изменении эмбенских нефтей вполне обоснованным, и в выяснении нуждаются только причины, обусловившие высокоциклическую их природу на более раннем этапе жизни. [c.147]

        Для нефтей из неогеновых отложений отмечаются довольно значительные колебания в составе — известны легкие бензиновые, малосмолистые разности и тяжелые, с повышенным содержа1нием, серы. М. С. Сай-далиева (1962) связывает формирование нефтей первого типа с миграцией из нижележащих отложений по плоскостям несогласия, а второго типа — с миграцией по разрывным нарушениям, сопровождавшейся образованием залежей на незначительных глубинах. К сожалению, в нашем распоряжении имелись данные только по составу малосернистых нефтей — очень легких и несколько более утяжеленных последние близко совпадали по характеристике (правда, представленной неполными данными) с нефтями палеогеновых отложений (тип 4 табл. 33а), тогда как легкие нефти [c.177]

        В. В. Семенович (1960), А. Л. Козлов (1959), С. П. Максимов и В. С. Чемоданов (1959) и др. предполагают, что залежи нефти и газа в Западно-Туркменской впадине образовались в результате миграции углеводородов по красноцветным отложениям из центральных участков Южно-Каспийской впадины. К, П. Калицкий (1910), как Известно, обосновал образование нефти в Западной Туркмении -В месте залегания. [c.251]

        Так, на основе большого фактического материала по углеводородным флюидам Средней Азии для всех групп нефтей, газов и конденсатов отдельных нефтегазоносных областей аргументированы основные процессы образования соответствующ,его типа флюидов (окисление, осернение, ретроградные явления и пр.) и важнейшие факторы, обусловливаюш,ие формирование последнего (литологический, тектонический, гидрогеологический и др.) получены новые данные по механизму образования сернистых нефтей и его связи с радиоактивными явлениями приведен дополнительный материал по некоторым вопросам, касающимся условий формирования залежей (роль латеральной и вертикальной миграции, направление и фазы миграции, роль воды и др.) дан комплекс критериев для оценки перспектив нефтегазоносности с геохимических позиций. Кроме специфических особенностей геохимии нефтей и газов каждой нефтегазоносной области, рассмотрены общие закономерности для всей Средней Азии в целом. [c.284]

        Генетическая типизация нефтей в Прикаспийской впадине имела важное значение, так как она показала генетическую неоднородность нефтей надсолевых и подсолевых отложений, образование их из разных источников, в разных нефтегазоматеринских толщах. Было показано, что как в надсолевых, так и в подсолевых отложениях встречены главным образом сингенетичные нефти. Эпигенетичные по отношению к вмещающим породам нефти характерны в основном для надсолевой части и главным образом в восточной части впадины. Вертикальной миграции в формировании залежей УВ в пределах впадины принадлежит незначительная роль. [c.73]

        Более распространенным в геологической науке является другое воззрение, согласно которому нефть образовалась не в том месте, где она в настоящее время находится в виде залежи, а пришла сюда теми или иными путями из мест своего первоначального образования в процессе более или менее сложной миграции . Следовательно, те залежи ее, которые мы вскрываем в настоящее врёмя в нефтяных месторождениях, представляют собою вторичные ее скопления. На этой точке зрения стоят как сторонники органического происхождения нефти, так и сторонники ее неорганического происхождения, причем между теми и другими устанавливается существенная разница в воззрениях на процесс образования нефтяных месторождений. Сторонники неорганического происхождения нефти полагают, что нефть возникла в недрах земной коры где-то на неведомых глубинах, поднялась оттуда различными путями, по преимуществу в виде газов, и скопилась в верхних, более холодных частях земной коры, где углеводородные газы сконденсировались в пористых породах и образовали залежи жидкой нефти. Так, например, одна из теорий неорганического происхождения нефти, выдвинутая Д. И. Менделеевым, предполагает, что образование нефти произошло в тех зонах земной коры, где было налицо углеродистое железо, на которое действовала проникшая вглубь с поверхности земной коры вода, и [c.183]

        Если при образовании описываемых структур базальтовое ядро достигало земной поверхности в расплавленном состоявший, то при последующем охлаждении и сокращении объема оно опускалось вниз и увлекало за собой приподнятые им раньше соседние осадочные породы. В результате вокруг изверженного ядра получался своего рода антиклинальный вал, или кольцевая антиклиналь, которая могла служить благоприятным местом для скопления нефти. При остывании базальтового ядра и сопровождавшем его сокращении объема возникали трещины и пустоты в самой изверженной породе, которые потом и заполнялись нефтью. Поэтому скопления нефти, правда, в небольшом количестве, встречаются не только в осадочных породах, окружающих изверженное ядро, но и в самих изверженных породах но все-таки главная роль их, еще раз повторим это, состоит в содействии миграции нефти, в подготовлении путей для нее и в образовании трещин и пустот в осадочных породах, в которых вокруг изверженного ядра собирается нефть и образуется ее залежь. [c.256]

    chem21.info


    Смотрите также