Элементный состав нефти наиболее хорошо изучен.Обязательно наличие в нефти 5 хим элементов: С,О,Н,S,N. Эти же элементы входят в состав органического вещества пород. В нефти С – 83-87%, Н-12-14%,суммарное содержание всех остальных элементов – 5-6%(S-3%, О-2%,N- 0,1 – 0,001%).
Основные компоненты нефти – метановые, ароматические и нафтеновые у/в. Они находятся в нефти в жидком, растворенном и твердом состояниях. Присутствуют также у/в смешанного строения.У/в, входящие в состав нефти , делятся на 2 группы:1)открытые,2)кольцевые. Алканы (метановые) находятся практически во всех нефтях и если их концентрация превышает 50%, то такие нефти называются метановыми. Циклоалканы в нефтях представлены у/в, содержащими 5-6 циклов. В геохимии их называют нафтены.Содержание нафтенов в нефтях колеблется от 25 до 35%.По своим свойствам нафтены занимают промежуточное положение между метановыми и ароматическими у/в. Ароматические у/в – ненасыщенные, циклические, СnН2n-6.Общее содержание аренов в нефтях 10-20%, если доходит до 30% – ароматические нефти. Высокая концентрация ароматических у/в установлена в нефтях молодого возраста. Одной из закономерностей состава нефтей является то, что с увелич t кипения фракции в них повышается содержание аренов.
11.Классификация и основные типы природных газов.
| Тип газа по усл.нахождения в природе | компоненты |
| атмосферные | N2,O2,O3,Ar,CO2 |
| Газы земной поверхности, почв и подпочв | СО2,N2,О2,СН4,N2O,Н2S |
| Газы метаморфических пород, гранитной и базальтовой оболочек | Н2,N2,Н2S,СН4,НСI,HF+ инертные газы – Не,Ar,Ne,Xe,Kr |
| Газы вулканические | СО2,N2,SO2,H2S,HCI,HF,CH4 и благородные газы |
Способностью гореть обладает метан и его газообразные гомологи, а также непредельные газы С2Н4,С3Н6 и некотор другие не у/в газы Н2,Н2S и СО. Негорючие газы – N2 и благородные инертные газы.
В осадочных отложениях природные газы находятся в свободном состоянии, растворенные в пластовых водах и нефтях, а также рассеянными в гп. Свободные газы в литосфере могут образовывать самостоятельные скопления, находиться в виде газовых шапок нефтяных месторождений.
Классификация газов по содержанию СН4 и его гомологов.
| тип | Гомологи | Коэффициент жирности |
| сухой | 0-5% | 0,3-0,8 |
| полужирные | 6-15% | 8-20 |
| жирные | 12-25% | 20-30 |
| высокожирные | >25% | >30 |
Коэф жирн.= С2+высшие/СН4, коэффициент сухости-наоборот.
Природные газы, растворенные в нефтях – попутные или нефтяные газы.
12.Изотопный состав нефтей и газов.
Изучается поведение соотношения в нефтях масс стабильных изотопов углерода С12-13, изотопов водорода – протия Н1 и дейтерияН2, изотопов S – S32 и S33 и азота – N14 -15. Нефти из одного источника имеют одинаковое соотношение изотопов. Анализ изотопного состава нефтей позволяет решать вопросы об их образовании в системах нефть-нефть и нефть- орг вещество. Изотопный состав позволяет проследить условия формирования залежей. По имеющимся данным, количественные соотношения различных изотопов в нефтях составляют: С12/С13 – 91-94, Н/D- 3895-4436,S32/S34- от 22 до 22,5,N14/N15 от 273 до 277.Соотношения изотопов в нефтях выражаются при помощи величины приращения сигма какого либо одного из пары изотопов. сигмаС=(С13/С12обр-С13/С12ст )/ С13/с12ст .Стандарт- меловой белемнит.Полученные величины могут быть как + так и -. Значения сигма С13 для у/в газа из отложений различного возраста колеблются от -2,92 до -5,76. С.Сильверманом было показано, что изотопом С13 наиболее обогащен метан, затем этан ,пропан. По мере усиления катагенеза сигмаС13 метана закономерно увеличивается. На нач.стадии катагенеза метан образуется за счет отщепления от крупных молекул ОВ групп СН3.Затем в газообр-е вовлекается группы СН2 и СН. Поэтому на заключ.стадиях метаморфического преобразования РОВ в нем может генерироваться метан даже с более тяжелым С, чем у исходного керогена в целом. Азот представлен изотопами N14 и N15, причем стандартом является атмосф азот. Причиной образования сероводорода является бактериальное восстановление сульфатов(Панкина), с увеличением геологич возраста уменьшается доля тяжелого изотопа серы.
Геохимическая эволюция нефтей
В отечеств. литературе используются 2 противоположные схемы образования и изменения нефти: по Успенскому – сначала образуется легкая нефть, потом она превращается в тяжелую,по Добрянскому – сначала тяжелая нефть, которая затем превращается в легкую.
Преобразование нефтей происходит в результате 2 основных процессов: катагенеза и гипергенеза. Гипергенез – окислительное воздействие микроорганизмов. На изменение состава нефти с глубиной указывали многочисленные авторы. Вниз по разрезу плотность уменьшается, с глубиной залегания уменьшается также количество смол и серы в нефтях, а выход легких фракций нефтей увеличивается. Нефти изменяются и с возрастом отложений: чем старше нефть, тем она более обогащена легкими фракциями. Термокаталитическое преобразование нефтей обусловлено действием температуры и давления. Попадая на большую глубину, нефти начинают обогащаться более мелкими фракциями, под действием t и p происходит глубокий метаморфизм нефтей и накапливаются более устойчивые соединения. Окисление нефтей – процесс, противоположный метаморфизму. Процессы окисления обычно характерны для тех территорий, которые испытывают положительные движения. Процессам окисления подвергаются далеко не все нефти. Оно может происходить как за счет свободного кислорода,т.е. аэробное окисление, так и за счет связанного кислорода сульфатов и некоторых др .Аэробное окисление возможно лишь в условиях залежей, расположенных близко к поверхности, где нефти контактируют с водами, обогащенными свободными кислородом. Микробиальное превращение нефтей или биодеградация и изменение нефтей вследствие вымывания водой т.е. удаление воднорастворимых компонентов отмечается в залежах, где происходит проникновение инфильтрационных вод в пласты. В общем,на окончательный состав нефти существенное влияние может оказать ее превращение, следующее за процессом аккумуляции. Процессы осернения нефтей еще недостаточно изучены.
Кристаллогидраты газов
Газовые гидраты представляют собой твердые кристаллические вещества, напоминающие снег. Образуются при низких температурах и значительном давлении. Кристаллогидраты могут привести к закупорке газопровода, поэтому перед подачей газа в трубу его осушают. Сероводород образует кристаллогидраты при температуре 0-15 о С и давлении 0,1-0,5 мПа, более высокое давление необходимо для образования кристаллогидратов СО2 , СH4 и N2 . Природные газы в виде твердых гидратов встречаются в верхней зоне горных пород при наличии в них невысоких температур и достаточном давлении, глубже вследствие повышения температуры кристаллогидраты существовать уже не могут. Для образования кристаллогидратов требуется много воды.
Возможны три пути образования гидратов метана в естественных условиях:
1) На месте генерации метана. Как только при данных термобарических условиях концентрация газа становится достаточной, образуются кристаллы.
2) На выходах метана на дне бассейнов.
3) Сформировавшиеся газовые залежи вследствие охлаждения отдельных участков земной коры оказываются в условиях, благоприятных для образования кристаллогидратов. Такие залежи будут кристаллогидратными (периферия – гидраты, в центре – свободный газ), малейшие изменения термобарич условий приведут к переходу залежи в разряд простых газовых.
Газогидратные залежи – ок. 50% площади РФ, 30% – суши. В нашей стране: Север Сибири, Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция.
Использование кристаллогидратов: опреснение морской воды, хранение газов, разделение двойных и многокомпонентных газовых и жидких смесей, транспорт природного газа.
Гетероэлементы в нефтях
Помимо УВ в нефтях содержатся разнообразные соединения, зачастую имеющие в составе углерод или углеводородные циклы. Количество неуглеводородных соединений возрастает от легких нефтей к тяжелым. Эти вещества являются производными углеводорода, где одна или несколько групп заменены атомами кислорода, серы, азота, некоторых металлов – смолисто асфальтеновые компоненты нефти. По количеству этих компонентов нефти подразделяются:
1) Малосмолистые (1–10%)
2) Смолистые (10-20%)
3) Высокосмолистые (20-40%)
Смолы отличаются от асфальтенов несколько бОльшим содержанием водорода и меньшей молекулярной массой.
Фосфор – один из элементов органогенов нефти, количество возрастает с повышением сернистости нефти.
Кислород – в составе насыщенных жирных нафтеновых кислот (группа –COOH), кетонов, фенолов, эфиров, лактонов и ангидритов; содержание увеличивается с ростом температуры кипения.
Сера – присутствует в разных количествах; в качестве элементарной серы, коллоидного раствора, сероводорода, меркаптанов, но главная часть связана со смолами; основные группы сернистых соединений: тиолы, алифатические, поли-, биполи-, моноциклические структуры, дисульфиды, тиофены. Некоторые ученые считают, что образование сернистых соединений – результат реакции УВ с сероводородом; иные полагают, что часть сернистых соединений унаследована от исходного ОВ.
Ванадий и никель – комплексные соединения с органическими компонентами; большое содержание характерно для сернистых нефтей, в малосернистых – никелевые порфирины и (еще меньше) ванадиевые.
Азот – содержится в нефтях всегда (!); количество колеблется от 0,01 до 0,09%, реже – больше; Почти половина связана с органическими соединениями: пиридинами, хинолинами, нафтенохинолинами и тд – всего ок. 50 соединений.
Основные физико-химические свойства газов
Именно физические свойства газа обуславливают их способность перемещаться по пористым и трещиноватым породам, просачиваться через более плотные породы; перемещаются растворенными в воде.
1) Растворимость газов (при небольших давлениях – до 5 МПа – подчиняется закону Генри, количество растворенного газа пропорционально давлению и коэффициенту растворимости; при неоднородных составах газа и высоких давлениях эта зависимость усложняется; зависит от температуры воды, химического состава газов)
2) Сорбция газов (может происходить и в атмосфере, и в гидросфере, и в литосфере; возрастает с увеличением молекулярной массы газа; связанная вода в ГП уменьшает ее сорбционные способности; окклюдированные газы – в виде пузырьков газа в кристаллическом веществе пород; эти процессы мало изучены (Г.Д. Лидин, В.Э. Вассерберг), т.к. они очень сложны и зависят от многих причин)
3) Миграция газов (любое перемещение его в земной коре, бывает различных видов)
3.1) Диффузия (возможна в любой среде; наиболее распространена д. через воду; возрастает с повышением температуры)
3.1.1) Диффузия одного газа в другом (атмосфера, газовая залежь)
3.1.2) Диффузия газа в воде
3.1.3) Диффузия газа в твердом веществе
3.2) Фильтрация (движение газа через пористую среду под влиянием перепада давлений; в литосфере, закон Дарси)
3.3) Всплывание газов в жидкостях (в атмосфере может происходить всплывание легких в тяжелых; характеризуется разницей плотностей; в пористой осложнено, в трещиноватой – облегчено)
3.4) Турбулентное движение (характерно для нижних слоев атмосферы – ветры)
3.5) Перенос газов (в растворенном состоянии водами; важно при формировании газовых скоплений)
Природные горючие ископаемые нефтяного ряда
К ним относятся нефти и их производные, горючие газы, мальты, асфальты, асфальтиты, озокерит, битумоиды; входят состав каустобиолитов, которые в свою очередь, относятся к органогенным горным породам – биолитам. По М. К. Калинко – нафтиды. НАфтиды генетически связаны за исключением метана и керитов , взаимосвязаны. Соотношение по регионам меняется в зависимости от термобарических условий, происходящих в результате тектонических движений. Также влияют миграции более подвижных компонентов, растворение их друг в друге и в подземных водах, колебания состава отдельных компонентов при развитии процессов гипергенеза и катагенеза, переход из одних форм нафтидов в другие.
Нефть представляет собой вязкую жидкость темно-коричневого, чаще черного цвета, иногда почти бесцветную, жирную на ощупь, состоящую из смеси, состоящую из смеси различных УВ соединений, в природе разнообразны по консистенции – от жидких до густых, смолообразных.
Под термином битумы понимается большая группа природных органических веществ, образующих с нефтью непрерывные ряды, в которых наблюдаются переходы от жидких и вязких веществ к твердым. Классифицируются по содержанию масел и некоторым физическим свойствам на мальты, асфальты, асфальтиты, кериты, антраксолиты, озокериты, оксикериты (продукт выветривания асфальтовых битумов).
В.А. Успенский и В.Н. Муратов выделяют еще гуминокериты (продукт выветривания оксикеритов), элатериты (продукты особого рода превращения алифатического УВ материала) и альгариты (продукты современной бактериальной переработки парафиновых УВ. Процессы образования природных битумов обычно однонаправленные, их распространение фиксирует те термобарические, гео-, биохимические условия, в которых оказались нефти или породы, обогащенные ОВ. Природные битумы широко распространены, почти в каждом нефтеносном регионе имеются битумсодержащие горизонты.
Конденсаты, их генезис
Газовые конденсаты — жидкие смеси высококипящих углеводородов различного строения, выделяемые из природных газов при их добыче на газоконденсатных месторождениях.Генезис конденсатов, или «газорастворенных нефтей», пока еще недостаточно изучен. От нефтей конденсаты отличаются тем, что в них практически отсутствуют тяжелые фракции нефтей, почти все конденсаты выкипают до 350 градусов. В конденсатах преобладают циклогексановые УВ. Конденсаты называются светлыми нефтями. Плотность их 698-840 кг/м3. Не содержат смолисто-асфальтовых веществ. В составе конденсатов преобладают метановые углеводороды. Различают первичные, или исходные газоконденсатные скоплния и вторчные, новообразованные. Первичные конденсаты образуются в результате превращения исходного ОВ наряду с нефтями и газами. Вторичные конденсаты приурочены к газонефтяным системам и образуются при растворении легких фракций нефтей в сжатых газах при погружении структур и повышении пластовых давлений в нефтегазовых залежах.
Научное и практическое значение проблемы происхождения нефти и газа
Необходимо различать сводовые поднятия унаследованного и инверсионного развития, так как для правильной оценки перспектив нефтегазоносности разреза выяснение условий формирования сводовых поднятий имеет первостепенное значение.
Известны сводовые поднятия с зонами нефтегазонакопления, сосредоточенными в основном лишь в их краевых частях, в местах сочленения с прилегающими впадинами (например, Центральное поднятие Пермской синеклизы США), а также сводовые поднятия, где зоны нефтегазонакопления развиты на периклинальных погружениях, в то время как сводовые части поднятий не содержат скоплений нефти и газа промышленного значения (свод Цинциннати в восточной части Северо-Американской платформы).
Для правильного выбора направления поисково-разведочных работ и методики их проведения выяснение условий формирования изучаемых впадин имеет большое значение.
Окислительно-восстановительный потенциал (Eh) и щелочно-кислотные условия среды осадка (рН) определяют соотношение элементов с переменной валентностью, и в зависимости от значения этих показателей происходит локализация или рассеяние элементов.
Поэтому генетическая классификация газов имеет преимущественно теоретическое значение, так как помимо образования газов в природе постоянно происходят процессы их разрушения, в результате которых вместо газообразных веществ получаются продукты, находящиеся в других фазовых состояниях.
Эта форма концентрации углеводородных газов имеет иногда промышленное значение, в Японии такие скопления эксплуатируются.
Одним из важных вопросов при изучении рассеянных углеводородных газов, имеющим большое значение для понимания геохимии газов, является пока еще мало изученный вопрос об их генетической природе.
Научное и практическое значение проблемы происхождения нефти и природного газа.
Значение преимущественно глинистых отложений, образовавшихся в субаквальных условиях и восстановительной среде, при формировании нефтематеринских свит было доказано.
Микроорганизмы играют активную роль: в процессе распада ОВ в начальной стадии преобразования его в анаэробной обстановке; при создании в осадке геохимической обстановки с низкими отрицательными значениями окислительно-восстановительного потенциала, благоприятной для развития процессов преобразования ОВ осадка в направлении битумообразования; в качестве биокатализатора в процессе образования битумной части ОВ осадка.
При образовании УВ из ОВ большое значение имеют каталитические свойства некоторых минералов, и в частности алюмосиликатов.
Для формирования нефтематеринских отложений большое значение имеют биологическая продуктивность водоема и скорость осадконакопления в нем.
Весьма важное значение для выяснения генезиса нефти и природных горючих газов имеют закономерности распределения разведанных запасов горючих ископаемых по стратиграфическим комплексам в планетарном масштабе.
Основные концепции происхождения Нефти и газа
Существуют 2 основные концепции:
Органическая и неорганическая.
В настоящее время большинством ученых всего мира принимается как уже практически доказанная теория органического происхождения н. и г.
Место их рождения-осадочные породы.,содержащие рассеянное органическое в-во.Источником органического в-ва более чем на 90% служат остатки простейших организмов-бактерий,зеленых,синезеленых и диатомовых водорослей.В прошлом веке возникла гипотеза неорганического происхождения нефти.У истоков стоял Менделеев.Это так называемая карбидная теория,согласно которой радикалы у/в образуются в мантии Земли из карбидов Fe и свободного H.Наибольшее распространение получила модель, предложенная Н.А.Кудрявцевым,согласно которой нефть и газ образуются из реакционных смесей H2/CO/CO2/CH4. Господствующей концепцией в наст время является органическая.Большинство сторонников орг концепции прежде категорически отвергали возможность образования нефти неорганическим путем,хотя Губкин допускал,что небольшие скопления нефти могли возникнуть в рез-е незначительных выделений ее из магмы.
Органическая концепция нефти и газа
Существуют 2 концепции-органическая и неорганическая.
В настоящее время большинством ученых принимается как уже практически доказанная теория органического происхождения н. и г. Место их рождения-осадочные породы.,содержащие рассеянное органическое в-во.Источником органического в-ва более чем на 90% служат остатки простейших организмов-бактерий,зеленых,синезеленых и диатомовых водорослей. Подтверждением связи исходного органического в-ва нефти и газа с рассеянным в породах органическим в-вом явилось установление в нефтях, асфальтах и экстрактах оранического в-ва пород так называемых хемофоссилий,представляющих собой унаследованные от живых организмов
биомолекулы и их опознаваемые фрагменты. Концепция Пецюхи Ю.А. связана с механо-химическими процессами,возникающими при тектоногенных пластических деформациях.
Фации и формации, благоприятные для образования нефтегазоматеринских отложений
Понятие фации и формации характеризует накопление тех или иных комплексов. Характеристика осадочного чехла- Палеотектонический режим. Понятие фация появилась приблизительно в 1839-40г.А.Гресли впервые применил термин фация для обозначения изменений одновозрастных отложений в горизонтальном направлении и вертикальной последовательности.Под фациями понимается единство пород и обстановки их накопления. Проще говоря это литогенетические типы пород, которые зависели от палеогеографических условий и их отложений.
Формации-это комплекс отложений,характеризующиеся общностью Физ-геогр условий их образования. Следовательно фациальных анализ позволяет выявить обстановку осадконакопления,именно эта обстановка предопределяет образования или необразования нефти и газа.Иными словами фациальный анализ в комплексе с изучением истории геологического развития территории дает основу для научно обоснованного прогноза преспектив нефтегазоносности, том числе позволяет рассчитать уровень генерации у/в и дать оценку прогнозу у/в ресурсов.
23.Совр.представление о преимущественно нефтематеринских и газоматеринских толщах осад.пород.
Нафтеновые и ароматические углеводороды
Нафтеновые у.в. содержатся в составе нефтей в значительных количествах,они представляют собой углеводороды циклического строения.Нафтены состоят из нескольких групп-CH2-,соединенных в замкнутую систему.Для нефти характерны нафтены,состоящие из 5 или 6 групп -CH2- .ЭТО циклопентан или циклогексан. Ароматические у.в. достаточно широко представлены в нефтях.Они имеют циклическое строение.Простейший представилеь-бензол,состояший из 6 групп СH. В бензольном кольце углеродные атомы связаны друг с другом двойными и простыми связями,расположено поочередно.
2-й тип вопросов.
В размещение нефти и газа в земной коре существуют следующие зональности: вертикальная (глубинная), геоструктурная (связанная с особенностями строения и геологической историей развития крупных геоструктурных элементов платформенных и складчатых территорий) и литолого-стратиграфическая, обусловленная литолого-фациальными особенностями и палеогеографическими условиями накопления отложений, участвующий в строении продуктивных пластов. В некоторых регионах отмечается также латеральная зональность (площадная).
Фактические данные по некоторым нефтегазоносным провинциям показывают, что в разрезе литосферы до глубины 700 м скапливается газ, от 700 до 6 тыс. м нефть, а иногда до 7 тыс м обнаруживаются как нефтяные, так и газовые и газоконденсатные скопление (глубже 6 тыс. м в основном скапливается метановый газ).
Факторы глубинной зональности: режим тектонических движений, фациональные особенности осадков, состав исходного ОВ, древние и современные термобарические условия, характер миграции и аккумуляции УВ и т. д. Геоструктурная зональность: положительные геоструктурные элементы характеризуются преимущественно развитием зон газонакопления, а отрицательные – зон нефтенакопления. В геоструктурном отношении нефтегазоносные провинции приурочены на платформах к внутриплатформенным и краевыем впадинам, сводовым и линейно вытянутым поднятиям и авлакогенам, а в переходных и складчатых регионах – к предгорным и межгорным впадинам, срединным массивам. Зоны преимущественного нефтегазонакпления тяготеют к областям устойчивого и унаследованного прогибания, а зоны преимущественно газонакопления наоборот. Литолого-стратиграфическая зональность: регионально нефтегазоносные комплексы, представленные континентально-угленосными толщами, обогащенным гумусовым ОВ, характеризуются преимущественной газоносностью, а морские отложения, содержащие сапропелевое ОВ генерируют нефть. Латеральная (площадная) зональность: зоны преимущественного газонакопления располагаются в центральных наиболее погружённых частях впадин, а зоны преимущественно нефтенакопления тяготеют к её бортам или приподнятым тектоническим элементам.
Представление о дифференциальном улавливании УВ в процессе их миграции и формирований залежей
дифференциальное улавливание нефти и газа
Растворимость жидких и газообразных УВ в подземных водах
Фактическая газонасыщенность подземных вод нефтегазоносных бассейнов изменяется в широких пределах. Хорошо изучена газонасыщенность подземных вод до глубин 3 — 4 км, где она обычно составляет 1—5 м 3 /м3 реже более. С глубиной возрастают температура и давление и, следовательно, увеличивается газоемкость подземных вод. Минерализация снижает растворимость газов, однако с глубин 3 — 4 км и менее появляются маломинерализованные щелочные воды, что резко сказывается на газоемкости вод. Особенно высокой газонасыщенностью характеризуются подземные воды зон АВПД с низкой минерализацией. Видно, что с ростом давления растворимость углеводородных газов в подземных водах становится уникальной.
Значительное повышение растворимости УВ в подземных водах с ростом давлении весьма важно для объяснения процессов эмиграции УВ, так как главным агентом первичной миграции являются поровые растворы материнских пород. Но поровые растворы испытывают не гидростатическое, а горное давление. Благодаря высокому поровому давлению газоемкость подземных вод становится значительной уже на малых глубинах и существенно возрастает в зоне мезокатагенеза. Повышению внутрипорового давления способствуют процессы литогенеза, генерация жидких и газообразных УВ, более быстрый рост горного давления по сравнению с оттоком поровых вод Высокое поровое давление приводит, с одной стороны, к поглощению поровыми кодами огромных объемов УВ, и с другой – к микроразрывам горных пород, к образованию системы микро- и макротрещин, по которым флюид (нефть, газ, вода) струйно мигрирует в коллектор.
Растворимость УВ в воде с ростом минерализации снижается почти на порядок. Но связанные воды мало минерализованные, и минерализация их тем меньше, чем прочнее связь вода — порода. Следовательно, в процессе литогенеза прогрессивно снижается минерализация поровых вод и возрастает их способность расширять УВ.
С ростом температуры повышается растворимость УВ. Но роль температуры проявляется не только в повышении растворимости УВ, но и в снижении адсорбционной емкости пород. Установлено, что при 374° С взаимная растворимость УВ и воды становится неограниченной: образуется однородный водогазонефтяной раствор — флюиды находится в надкритическом или близком к нему состоянии. Существенное повышение растворимости УВ с ростом давления и при снижении полярности воды делает реальным допущение, что состояние взаимной растворимости в системе поровая вода «УВ наступает при более низкой температуре и, следовательно, на относительно небольших глубинах. Все это позволяет очень высоко оценивать роль водной эмиграции жидких и газообразных УВ в широком интервале глубин.
Миграция нефти в жидкодисперсном состоянии. Проблема миграции нефти в жидкодисперсном состоянии давно привлекала внимание исследователей. Растворимость УВ возрастает с увеличением концентрации солей органических кислот.
