книги / Формирование состава остаточных нефтей

На кривых дифференциально-термического анализа этих образцов присутс­ твуют эндотермические эффекты при температуре 40°С, обусловленные плав­ лением высокомолекулярных парафинов. В остаточных нефтях по сравнению с добываемыми ниже алифатичность из-за отсутствия в них легкокипящих углево­ дородов за исключением остаточных нефтей скв.23436 и скв.23183. В них содер­ жание парафиновых структур значительно выше, а разветвленность парафиновых структур ниже, чем в соответствующих добываемых нефтях.

Для получения более детальной информации о влиянии отложения парафи­ нов на состав нефтей изучено распределение компонентов —масел, бензольных и спирто-бензольных смол, а также асфальтенов (табл. 6.3). Поданным компонент­ ного состава, количество легкокипящих углеводородов до 200вС во всех добывае­ мых нефтях находится в пределах, характерных для нефтей девонских отложений. Доля масел в остаточных нефтях заметно выше, чем в добываемых, но наиболее резко эти различия проявляются для остаточных нефтей скв. 23436 и скв. 23183. Если смолистая часть добываемых нефтей формируется в основном за счет менее полярных бензольных смол, то в случае остаточных нефтей преобладают спирто­ бензольные смолы. Низкое содержание асфальтенов в остаточных нефтях скв. 23436 и скв. 23183 позволяет исключить в качестве причины их формирования об­ разование АСПО.

Таблица 6.3. Компонентный состав нефтей

				Содержание, мас.%			м
Площадь	Номер	н.к.-		бензоль­	спирто­	асфаль­
	скважины	200°С	масла	ные смолы	бензольные	тены	САВ
					смолы
			Остаточные нефти
Лзнакасвская	4419а	-	62,2	15,9	16,3	5,6	1,65
	4435а	-	62,2	18,7	13,5	5‘5	1,65
	23433	-	65,0	14,0	15,7	5,0	1,86
	23436	-	75,5	9,2	12,2	3,3	3,05
Апьксевская	23183	-	74,1	10,5	11,5	3,7	2,86
			Добываемые нефти
Лзнакасвская	4419а	17,8	51,2	17,4	7,1	3,3	1,04
	4435а	21,3	54,3	16,5	6,0	1г8	1,19
	23436	18,0	45,7	22,7	8,5	3,9	0,84
Ллькссвскаи	23183	22,4	53,0	14,4	7,2	3,0	1,10

Проводить сравнительный анализ компонентного состава добываемых и ос­ таточных нефтей сложно, проще использовать для этой цели относительное со­ держание компонентов, на которое не влияет отсутствие в остаточных нефтях легкокипящих углеводородов. Из относительного содержания масел и смолистоасфальтеновых веществ М/САВ очевидно, что вдобываемых нефтях Азнакаевской площади их концентрация примерно одинакова, так, значения этого отношения

близки к единице. При переходе от добываемых к остаточным нефтям это соотно­ шение изменяется в пользу масел. Для остаточных нефтей скв. 23436 и скв. 23183 из-за вклада в состав масел высокомолекулярных парафиновых углеводородов значения их относительного содержания настолько велики, что выпадают из об­ щей массы значений.

По компонентному составу нефтей Азнакаевской площади наглядно видно, что в результате выпадения в пласте твердых парафинов происходит диспропор­ ционирование компонентов между извлекаемыми и остаточными нефтями. До­ бываемые нефти обедняются масляными углеводородами, а содержание наиболее подвижных легкокипящих углеводородов в них достаточно высокое.

Структурные различия компонентов остаточных и добываемых нефтей, оце­ ненные наосновании данных ИК спектроскопии, проявляются для масел иотсутствуют для бензольных смол. В маслах остаточных нефтей (табл. 6.4) увеличивает­ ся содержание метильных и метиленовых структур относительно ароматических структур. Их сумма для масел скв. 4419д и скв. 4435д изменяется незначитель­ но, увеличиваясь в 1,1 и 1,3 раза, а для масел скв. 23436 и скв. 23183я ощутимо —

в2,1 и 1,8 раза, соответственно. Разветвленность парафиновых структур масел скв. 23436 и скв. 23183, определенная из отношения СН3- и СН2-групп, ниже, чем

всоответствующих добываемых нефтях. Резюмирование этих данных свидетель­ ствует о значительном вкладе в состав средней молекулы масел этих остаточных нефтей парафиновых структур нормального строения. Осаждение твердых пара­ финов из масел остаточной нефти скв. 23436 указывает на ихвысокое содержание— 41,7 мас.%. Количество циклических структур в маслах, рассчитанное по суммар­ ному содержанию Са и Сн относительно Сп, изменяется незначительно (0,42- 0,54) для добываемых и остаточных нефтей. Цикличность же масел с высоким содержанием твердых парафинов ниже в 1,5 раза. Необычной особенностью ма­ сел добываемых нефтей является наличие в них карбонильных групп, содержание которых особенно высокое в маслах нефти скв. 23436.

Озаметном вкладе в состав масел остаточных нефтей парафиновых структур свидетельствуют также высокие значения содержания в них легких и средних фрак­ ций относительно тяжелых (показатель F) по данным термического анализа (табл. 6.4). Значения показателя F для масел остаточных нефтей скв. 23436 и скв. 23183 близки к значению этого показателя для твердых парафинов. Отложение твердых парафинов не сказывается на замещенности ароматического ядра Р масел.

Таким образом, в отдельных скважинах Азнакаевской и Алькеевской площа­ дей Ромашкинского месторождения в пласте наблюдается парафиноотложение.

Врезультате выпадения в пласте твердых парафинов происходит диспропорци­ онирование компонентов между извлекаемыми и остаточными нефтями. Добы­ ваемые нефти обедняются маслами, приближаясь по их содержанию к нефтям из вышележащих отложений карбона. В остаточных же нефтях, наоборот, доля масел возрастает. Бензольные смолы сохраняют подвижность, как можно судить по их повышенному содержанию в добываемых нефтях, а спирто-бензольные смолы накапливаются в остаточных нефтях. Структурно-групповой состав масел из зоны парафиноотложения резко отличен от состава масел слабоизмененных нефтей.

	Площадь	Номер	Содержание структурных групп				Разветвлен-	Содержание, мас.%			Показатели ТА
		скважины	сн ,	СН,	СН,+СН,	с= о	ность	Са	Сн	Сп	F	Р
					Остаточные нефти
	Азнакаевская	4419а	2,7	8,0	10,7		3,0	13,5	20,2	66,0	4,26	0,46
		4435d	3,1	10,4	13,5	-	3,4	11,8	19,6	68,6	6,93	0,57
	-«-	23433	3,1	8,1	п,з	-	2,6	12,2	20,5	67,3	4,23	0,54
	-с-	23436	9,4	10,3	19,7	-	1,1	9,0	12,9	78,1	7,33	0,71
	Алькеевская	23183	8,8	9,8	18,6	-	1,1	9,1	14,6	76,3	7,0	0,37
					Твердые парафины
	Азнакаевская	23436	21,1	11,5	32,6		0,5				7,90	0,90
					Добываемые нефти
	Азнакаевская	4419а	1,4	6,9	8,3	0,3	4,9	10,0	19,8	70,2	5,60	0,85
		4435д	2,7	9,6	12,3	0,2	3,5	13,3	20,9	65,8	4,23	0,46
		23436	1,7	7,6	9,3	0,9	4,4	п,з	19,4	69,3	3,90	0,76
	Алькеевская	23183	2,5	7,9	10,4	0,3	3,2	14,3	20,7	65,0	4,29	0,42

6.1.3. Углеводородный состав нефтей

Значительные изменения в при отложении в пласте твердых парафинов фик­ сируются и по распределению в остаточных и добываемых нефтях углеводоро­ дов. С помощью ГЖХ осуществлено разделение углеводородной части нефтей на индивидуальные алканы нормального и изопреноидного строения начиная с С12, т.к. легкокипящие углеводороды до 200°С отсутствуют в остаточных нефтях.

Для пар добываемых и остаточных нефтей на рис. 6.2 приведены данные ко­ личественного содержания каждого из идентифицированных индивидуальных

44198 (1)

12

'.1 0 -

I	8
I	6-
3	4

10	14	18	12	ш	20	24
				16
		Число атомов С		Число атомов С

I I

								ш
10	14	18	22	26	30	34	38	12	16	20	24
		Число атомов С							Число атомов С

Рис. 6.2. Молекулярно-массовое распределение «-алканов (7) и изопренанов (2) вдобываемых (о) и остаточных (•) нефтях Азнакаевской и Алькеевской площадей

алканов, определенного относительно их общего содержания в нефтях методом внутренней нормализации. В добываемых нефтях количество //-алкановых уг­ леводородов с увеличением молекулярной массы уменьшается. Наиболее высо­ комолекулярные «-алканы отсутствуют. В остаточных нефтях, наоборот, не об­ наружены низкомолекулярные «-алканы. Если в слабоизмененных остаточных нефтях скв.4419д и 4435d максимум содержания «-алканов приходится на С17С22, то в остаточных нефтях ему соответствует интервал С22-С28. В образцах оста­ точных нефтей скв. 23436 и скв. 23183 твердые парафины составляют основную массу алкановых углеводородов. -

С тем, чтобы проследить, как сказывается процесс парафиноотложения на широко используемые для характеристики нефтей количественные соотношения содержания различных групп углеводородов, рассчитаны их значения (табл. 6.5). Несмотря на резкие отличия остаточных нефтей скв. 23436 и скв. 23183 от ос­ тальных нефтей, их источником служил одинаковый тип органического вещества (близкие значения П/Ф). Все нефти относятся к химическому типу А1. Коэффи­ циент НЧ/Ч незначительно реагирует на отложение в пласте твердых парафинов увеличением значений этого отношения. Показатель пф при этом не изменяется, как это можно видеть для образцов остаточных нефтей с низким содержанием вы­ сокомолекулярных парафинов скв.4419д и скв.4435д и с высоким их содержани­ ем —скв.23436 и скв.23183. Наиболее чувствительными оказались коэффициенты В и, особенно, D и £/П/£«П - они резко уменьшаются. В результате изменения фазового состояния нефтяной системы при осаждении твердых парафинов лег­ кая часть нефти, обогащенная разветвленными алканами, низкомолекулярными «-алканами и нафтено-ароматическими углеводородами, сохраняя подвижность, увлекается водной фазой.

Таблица 6.5. Значения показателей углеводородного составадобываемых и остаточных керновых нефтей

	Площадь	Номер	П/Ф	К/	В	D	Х/п/ЕлП	НЧ/Ч	"♦
		скважины
				Остаточные нефти
	Азнакаевская	4419а	0,68	0,98	0,70	0,76	0,27	0,87	2,2
		4435а	0,60	1,30	0,90	0,55	0,33	0,89	1,7
		23433	0.6	1,12	0,60	0,37	0,17		2,1
		23436	0,60	1,40	0,40	0,05	0,02	0,93	1,9
	Алькеевская	23183	0,60	1,30	0,20	0,08	0,03	0,95	1,8
				Добываемые нефти				0,85
	Азнакаевская	4419а	0,65	0,87	1,62	2,12	0,36		1,8
		4435а	0,64	0,93	1,34	1,45	0,37	0,86	1,9
		23436	0,69	0,77	1,59	2,25	0,34	0,85	2,0
	Алькеевская	23183	0,68	0,85	1,52	1,70	0,35	0,83	1,0

6.2. Состав и свойства остаточных нефтей в низкоамплитудных пластах

Объектами исследования являются остаточные нефти по разрезу пласта пашийского горизонта, выделенные из герметично упакованного нефтенасыщенного кернового материала скв.3923, и добываемая из скв.3118 нефть с одного и того же участка Федотовской площади западной части Ново-Елховского месторождения [213]. Мощность пластов составляет 2,6-4,4 м. По скважине 3923 начальный дебит составил 4,3 т/сутки безводной нефти. По другим скважинам участка, запущенным в эксплуатацию, дебиты нефти оказались близкими приведенным выше значениям.

По данным методов геофизического исследования скважин (ГИС), в районе скважины 3923 выделяются коллекторы в двух интервалах (табл. 6.6), один из ко­ торых нефтенасыщенный, а другой —водонасыщенный. Остальные пласты пред­ ставлены неколлекторами или уплотненными породами. Абсолютная отметка ВНК минус 1517 м. Исследованные образцы пород из неколлектора с интервалом отбора 1824-1824,85 м представлены алевролитами сильно глинистыми слабо не­ фтенасыщенными, а из коллектора с интервалом отбора 1833,2-1834,75 м —пес­ чаниками алевролитовыми, равномерно нефтенасыщенными.

Таблица 6.6. Коллекторские свойства пласта в районе скважины 3923 Федотовской площади

Глубина	Индекс	Толщина,	К„.%	К,„ %	К,.	Характе­
отбора, м	пласта	м			доли ед.	ристика
1832,4-1835,2		2,8	21,7-22,1	76,9-77,3	0,4	Коллектор
1850,4-1851,2		0,8				нефтенасыщенный
	Д|-г>.)		16,0	—	2,2	Коллектор
						подоиасыщсниый

6.2.1. Структурно-групповой состав экстрактов нефти по разрезу пласта

Проэкстрагированная порода после предварительного удаления воды путем выдерживания в муфельной печи при 400°С охарактеризована объемной плотнос­ тью (табл. 6.7). По значениям плотности можно выделить два чередующихся слоя

Таблица 6.7. Характеристика образцов породы скв.3923 Федотовской площади и ее нефтенасыщения

	Номер	Глубина	Плотность	Потеря массы	Нефтенасы-
					щенность,
	образца	отбора, м	породы, г/смэ	(вода), мае. %
					мае. %
	1	1824,0-1834,1	2,6112	1,82	0,4
	2	1824,3-1824,5	2.6204	0,90	0,3
	3	1824,8-1824,9	2,6387	1,70	0,2
	4	1833,2-1833,3	1,9084	0,11	2,0
	5	1833,3-1833,4	1,9231	0,02	2,6
	6	1834,0-1834,2	2,4027	0,18	2,1
	7	1834,6-1834,8	2,5826	-	2,2

породы. Верхний слой породы, представленный образцами 1-3, имеет высокие значения плотности. Плотность нижележащего слоя породы резко уменьшает­ ся, а затем опять возрастает, но не достигает значений, характерных для верхнего слоя. Аналогично изменяется и количество адсорбированной воды, присутствие которой можно связать с наличием глинистых минералов. Очевидно, что плот­ ность породы зависит от их количества.

Накопленные до настоящего времени экспериментальные данные по распре­ делению нефти в образцах кернов пород-коллекторов, в том числе и данные по образцам 1-3, свидетельствуют о том, что для глиносодержащих пород характер­ ны низкие значения нефтенасыщенности (табл. 6.7). Кроме этого, в этих образцах в сопоставимом количестве содержится нерастворимое органическое вещество. Вероятно, порода верхнего интервала дополнительно уплотнена нерастворимым органическим веществом, количественное содержание которого в два раза пре­ вышает содержание нефтяной составляющей. Нефтенасыщенность образцов 4-7 принципиально отличается от нефтенасыщенности образцов 1-3. Они характе­ ризуются высокой нефтенасыщенностью, причем содержание нефти в них выше, чем в образцах пород девонских пластов со слабоизмененными остаточными нефтями.

Для получения информации об особенностях нефтей, полученных экстракци­ ей кернового материала образцов по разрезу пласта, оценен их структурно-груп­ повой состав (табл. 6.7). Экстракты нефти из пород нижней части интервала сква­ жины 3923 содержат в своем составе больше парафиновых структур по сравнению

сароматическими, чем экстракты нефти верхней части пласта. По значению это­ го параметра они также превосходят добываемую нефть скважины 3118. Низкая разветвленность парафиновых структур этих образцов свидетельствует о предпоч­ тительно неразветвленном их строении. Дуплет с максимумами поглощения 720 и 730 см-1 в ИК спектрах остаточных нефтей служит аналитическим признаком наличия в них твердых парафинов. В экстрактах нефти из пород верхнего интер­ вала заметно больше содержится окисленных структур. В их ИК спектрах наряду

сполосой поглощения карбонильной группы при 1700 см*1присутствует еще одна полоса поглощения этого структурного фрагмента при 1720 см-1, что свидетельс­ твует о большем разнообразии кислородсодержащих структур в нефтях верхнего

интервала.

			Содержание структурных групп			С==0	Разветвлен-
	сн г	с н ,	СН2+СН,	SO			ность
					1700 см-‘	|1 1720см-'
							3,5
	1,5	5,3	6,8	1,1	0,7	0,4
	2,7	3,9	6,6	1,3	1,6	1,4	1,4
	2,1	4,3	6,4	1,0	0,8	1,4	2,0
	2,9	4,9	7,8	1,4	0,9	-	1,5
	2,7	4,6	7,3	1,0	0,6	-	1,7
	4,0	5,5	9,5	1,0	0,5	0,3	1,4
	2,9	4,8	7,7	1,1	0.8	-	2.0

Добываемые нефти Ново-Елховского месторождения не являются высоко­ парафинистыми. В слабоизмененных остаточных нефтях высокомолекулярные «-алканы находятся в растворенном состоянии, поэтому теряются вместе с под­ вижной частью нефти из кернового материала при его выбуривании и извлечении на поверхность. Поэтому остаточное нефтенасыщение керна, соответствующее предельной остаточной нефтенасыщенности пласта, низкое. Если высокомоле­ кулярные «-алканы выделяются в отдельную фазу, то они теряют подвижность и остаточное нефтенасыщение керна из зоны парафиноотложения более высокое. На основе повышенной нефтенасыщенности породы продуктивного интервала пласта и высокого содержания неразветвленных парафиновых структур в составе средней молекулы нефти можно сделать предположение о наличии парафиноот­ ложения.

6.2.2. Компонентный состав нефтей и характеристика компонентов

Экстракты образцов 1-3 из породы непродуктивной части пласта объединены, а остальные экстракты изучены порознь (табл. 6.8). Свойства остаточных неф­ тей приведены в табл. 6.8. Все экстракты нефти имеют более высокие значения плотности, чем добываемая нефть. Из них наиболее тяжелыми являются образцы (1-3) и 4. Они же характеризуются повышенным содержанием серы.

Таблица 6.8. Свойства и компонентный состав нефтей Федотовской площади

	Номер	Плотность			Содержание, мас.%
			Сера,			спирто­
		при 20’С,			бензольные
	образца		мас.%	масла		бензольные	асфальтены
		г/см3			смолы
						смолы
			Остаточная нефть скв.3923
	1-3	0,9316	2,6	63,0	11,3	18,9	6,7
	4	0,9329	2,1	73,2	11,8	10,2	4,8
	5	0,9299	2,0	73,0	11,7	12,0	3,2
	6	0,9136	1,7	74,8	10,9	10,4	3,9
	7	0,9255	1,4	74,8	9,7	12,3	3,2
			Добываемая нефть скв.3818*
	-	0,8648	1,6	53,5	14,6	5,8	2,6

* Содержание фракции н.к.-200вС - 23,5%.

Выяснение характера распределения компонентов в остаточных нефтях важно не только для познания их состава, но и для освещения вопросов, связанных с путями формирования остаточных запасов нефти. Как указывалось выше, вер­ хняя часть исследуемого интервала скважины 3923 является непродуктивной. В объединенном из верхних образцов интервала экстракте (1-3) можно отметить характерные особенности состава нефти, которые можно соотнести с влиянием

глинистости песчаника. Всоставе экстракта нефти особенно высок вклад спирто­ бензольных смол и асфальтенов.

Для сопоставительного анализа компонентного состава с добываемой на этом же участке нефтью скв.3118 были использованы остаточные нефти образцов ниж­ него интервала пласта (табл. 6.8). Поданным компонентного состава количество легкокипящих углеводородов н.к.-200°С в добываемой нефти находится в преде­ лах, характерных для нефтей девонских отложений. В остаточных нефтях легкокипящие углеводороды отсутствуют. В них высока доля масляных углеводородов, т.к. их составной частью являются выпавшие в отдельную фазу высокомолеку­ лярные «-алканы. В остаточных нефтях выше вклад спирто-бензольных смол. Ас­ фальтенов в остаточных нефтях также больше, чем в добываемой нефти.

Таким образом, в результате выпадения в пласте твердых парафинов наблюда­ ется перераспределение компонентов между добываемой нефтью и нефтью, ос­ тающейся в пласте. Доля масляных углеводородов в остаточных нефтях заметно выше, чем в добываемой нефти. Присутствие в добываемой нефти низкокипящих углеводородов и повышенное содержание слабополярных бензольных смол, а в ос­ таточных нефтях высокое содержание полярных спирто-бензольных смол можно объяснить как результат действия адсорбционно-хроматографического фактора.

Для сопоставления изучаемых остаточных нефтей со слабоизмененными ос­ таточными нефтями, формирование которых не связано с фазовыми переходами, использовано относительное содержание компонентов. В слабоизмененных оста­ точных нефтях соотношение неполярных и полярных компонентов М/САВ ниже или соответствует таковому в добываемых нефтях. Из относительного содержания масел и смолисто-асфальтеновых веществ очевидно, что по сравнению с добыва­ емой нефтью скв.3119 в остаточных нефтях скв.3923 нижней части интервала мас­ ляные углеводороды преобладают (1,2 и 2,7-3,0, соответственно). Вслабоизменен­ ных остаточных нефтях соотношение содержания наименее и наиболее полярных компонентов в составе смолисто-асфальтеновых веществ Сб/Ссп-б ниже, чем в добываемых нефтях. Эта закономерность сохраняется у нефтей Федотовской пло­ щади: значение соотношения содержания бензольных и спирто-бензольных смол для остаточных нефтей равно 0,8-1,2, а для добываемой нефти —2,5.

Структурные особенности масляных компонентов экстрактов нефти по раз­ резу пласта изучены с привлечением методов ИК спектроскопии и термического анализа (табл. 6.9).

Установлено, что масла образцов 4-7 остаточных нефтей сформированы за счет метиленовых групп в большей степени, чем масла добываемой нефти. Содер­ жание метильных групп в остаточных и добываемой нефтях близкое. Поскольку по сравнению с маслами добываемой нефти вклад метиленовых групп в среднюю молекулу масел остаточных нефтей более чем в два раза выше, то соответственно значительно ниже и разветвленность парафиновых структур. Масла образца (1-3) глинистого прослоя характеризуются высоким содержанием парафиновых струк­ тур, но в их строении больше разветвлений, чем в маслах образцов 4-7. Резюми­ рование этих данных свидетельствует о значительном вкладе в состав средней мо­ лекулы образцов масел остаточных нефтей парафиновых структур нормального строения.

	Номер		Содержание структурных групп			Разветвлен-	F	Р
	образца	с н 2	с н ,	СН,+СН3	с = о	ность
			Масла остаточных нефтей скв.3923
	1-3	4,0	11,2	15,2	-	2,8	4,6	0,9
	4	4,8	8,2	13,0	-	1,7	4,7	0,9
	5	5,7	7,2	12,9	-	1,3	5,1	1,1
	6	6,3	7,3	13,6	-	1,2	5,3	1,4
	7	7,4	8,4	15,8	-	1,1	5,7	1,4
			Масладобываемой нефти скв.3818
	-	2,3	9,0	12,9	-	3,9	4,9	0,6

Масла остаточных нефтей продуктивной части пласта характеризуются более высокойзамещенностьюароматическихколец Р по сравнению с масламидобывае­ мой нефти. Следуетотметить, что в маслахобразцов 4-7 остаточной нефти скв.3923 на кривых ДТА есть эндотермические эффекты плавления твердых парафинов. Более высокие температуры плавления для масел образцов 6 и 7 свидетельствуют о присутствии в них парафинов большей молекулярной массы (С23), чем в образцах 4 и 5 (С19, С20). На кривой ДТА масел образца (1-3) и масел добываемой нефти эндотермические эффекты плавления парафинов отсутствуют. Низкая алифатичность масел и высокая замещенность Р свидетельствуют о присутствии в них вы­ сокомолекулярных парафиновых углеводородов гибридного строения.

6.2.3. Углеводородный состав нефтей

Изучение распределения алкановых углеводородов в нефтях проведено с по­ мощью ГЖХ. На хроматограммах (рис. 6.3) регистрируются индивидуальные парафиновые углеводороды нормального и изопреноидного строения на фоне суммарно входящих нафтеноароматических углеводородов и изоалканов. Вдобы­ ваемой нефти присутствуют углеводороды с числом атомов углерода в цепи ниже С12 (неразрешенные пики). В остаточных нефтях углеводороды с температурой кипения до 200°С отсутствуют, а нафтено-ароматический фон выше в высокомо­ лекулярной части.

В добываемой нефти (табл. 6.10) количество //-алкановых углеводородов с увеличением молекулярной массы, начиная от С|2, уменьшается. Углеводороды с неразветвленной цепью длиной С32 и выше отсутствуют. В образцах остаточных нефтей имеется максимум содержания я-алканов, который приходится на угле­ водороды состава С22-С29. Суммарное содержание в остаточных нефтях я-алканов выше, чем в добываемой нефти. Изопренаны, наоборот, в остаточных нефтях со­ держатся в меньшем количестве, чем в добываемой нефти. Если в добываемой нефти выше содержание легких я-алканов, то в остаточных нефтях больше содер­ жится тяжелых гомологов. Доля и легких, и тяжелых изопренанов в остаточных нефтях ниже по сравнению с добываемой нефтью. Отсутствие заметных отличий