К оглавлению

Битумы пород и их генетическая связь с нефтями
(В статье разбирается вопрос о генетической связи между битумами пород и нефтями на основании личных исследований автора и работ, проведенных за последние годы во ВНИГНИ другими исследователями.)

Н.А. ЕРЕМЕНКО

В настоящее время битумы обнаружены почти во всех отложениях - от современных осадков до докембрийских отложений включительно. Битумы находятся в различных литологических разностях - от современных илов до метаморфических и изверженных пород. Некоторое представление о распространении битумов в земной коре дает табл. 1.

В этой таблице приведены не средние, а наиболее характерные данные по тем или иным отложениям. Количество битумов в породах, как правило, не превышает десятых долей процента по весу на породу. Во всех исследованных битумах обнаружены углеводороды, общее количество которых зачастую достигает нескольких десятков процентов на битум (см. табл. 1). Характерно, что в изверженных и метаморфических породах содержание битумов в общем на порядок меньше по сравнению с осадочным комплексом пород. Вопросу о природе битумов изверженных и метаморфических пород будет посвящена специальная работа. Возникает вопрос о том, какова генетическая связь, если она только существует, между битумами пород и содержащимися в них углеводородами, с одной стороны, и нефтями в залежах - с другой. Геологическим доказательством генетического родства битумов пород и нефтей может служить наличие взаимоувязанных закономерностей их распространения в земной коре. Для химического доказательства нужно найти в самом составе изучаемых веществ такие параметры, которые устанавливали бы их несомненное генетическое родство.

В настоящее время возможно говорить о наличии взаимоувязанных закономерностей в распространении битумов и нефтей в земной коре как в разрезе, так и в плане. Причем такие закономерности носят как качественный, так и количественный характер; они наблюдаются в складчатых и платформенных областях; они могут быть выражены отчетливо или завуалированы.

Исходя из общих условий осадконакопления, изменения фациальных условий в пространстве и во времени, следует ожидать значительных изменений в содержании органического вещества в породах по разрезу и по отдельным горизонтам. Очевидно, наряду с ритмичностью осадконакопления можно ожидать определенной периодичности и в обогащении осадков органическим веществом. Именно поэтому процесс битумообразования следует рассматривать в неразрывной связи с историей геологического развития района, с границами и характером существующих бассейнов, с проявлениями фаз складчатости и орогенеза.

В распределении залежей нефти в плане также наблюдаются определенные закономерности. Не останавливаясь на них подробно, отметим только приуроченность залежей нефти и газа не ко всем коллекторам по разрезу, а лишь к определенным комплексам пород. Вопросу пространственного распространения залежей нефти и газа в пределах осадочных бассейнов посвящена специальная литература, и он здесь не рассматривается.

Закономерное распространение битумов и нефтей по разрезу может быть проиллюстрировано на примере северо-восточного Кавказа (рис. 1). В период 1948-1950 гг. нами был выделен ряд циклов битумо- и нефтеобразования. Частично эта работа по третичным отложениям была опубликована в совместной статье с С.П. Максимовым и В.А. Тхостовым в 1949 г. (Нефт. Хоз., № 12).

Под циклом битумообразования понимается отрезок геологического времени, в течение которого протекает весь процесс: от накопления органического вещества до его превращения в битумы и возможного образования промышленных скоплений битумов.

В пределах Дагестана в свете геологической истории района представляется возможным наметить несколько циклов битумообразования (см. рис. 1).

В каждом из выделяемых циклов в схеме по разрезу снизу вверх наблюдаются уменьшение содержания битумов (иногда до нуля) и изменение их состава в сторону более легких маслянистых битумов. Последнее обстоятельство указывает на процессы миграции битумов.

Начало первого цикла не выяснено, затухание его наблюдается в аалене и связано, по-видимому, с донецкой фазой складчатости, отмечаемой многими исследователями для Северного Кавказа.

Второй цикл охватывает время между донецкой и адыгейской (предкелловейской) фазами складчатости. Здесь наиболее благоприятные условия для битумообразования наблюдались в байосский век. К концу батского века эти условия значительно ухудшились.

Третий цикл намечается между адыгейской и ларамийской фазами складчатости, захватывая верхнеюрскую эпоху и меловой период. В целом это тектонически неспокойное время (проявление новокимерийских и субгерцинских движений) характеризуется мало благоприятными условиями для битумообразования, некоторое улучшение их отмечается лишь в апт-альбский век.

Четвертый цикл битумообразования связан с ларамийской и савской фазами складчатости.

Проявление пиренейской фазы складчатости между эоценом и олигоценом, как известно, на северо-восточном Кавказе резко не сказалось. Время от палеоцена до нижнего миоцена включительно было весьма благоприятным для процессов битумообразования. Некоторое ухудшение условий битумообразования отмечается в низах палеоцена, в верхней части эоцена, во время отложений муцидакальских и зурамакентских глин майкопской свиты. Быть может, этот цикл целесообразно разбить на три периода, характеризующихся сменой фациальных условий осадконакопления и сопутствующими им изменениями в процессе накопления органических веществ и преобразования их в битумы. Соответственно эти три периода следующие.

Первый период охватывает время от начала отложений кумской свиты до отложений хадума. На границе верхнефораминиферового и хадумского времени отмечаются слабые проявления пиренейской фазы складчатости, выразившиеся местами в несогласном залегании хадумских отложений на фораминиферовых. Во всяком случае в хадумское время совершенно явно намечается смена в условиях осадконакопления.

Смена условий осадконакопления в хадумское время отмечает собой начало нового периода битумообразования, продолжавшегося до отложений верхней части нижнего Майкопа. Отмечаемое рядом исследователей ингрессивное, а иногда и трансгрессивное залегание верхнемайкопских слоев на нижнемайкопские указывает на существенные изменения палеогеографических условий в это время. К этому моменту следует отнести окончание второго периода битумообразования.

Третий период охватывает низы миоцена (верхний майкоп).

Пятый цикл. Граница между пятым и четвертым циклами несколько условна. Резких отличий в процессах осадконакопления и битумообразования в верхнемайкопское и тараханско-нижнечокракское время не наблюдается. Пятый цикл заканчивается в караганское время.

Шестой цикл. В сарматское время представляется возможным выделить самостоятельный цикл битумообразования, закончившийся, по-видимому, в связи с энергичным движением восточно-кавказской фазы, складчатости.

Выделение шести самостоятельных циклов битумообразования должно рассматриваться как попытка выяснения положения в разрезе свит, которые могут быть нефтематеринскими по геологическим условиям образования.

Существование некоторых из выделенных выше шести циклов битумообразования подтверждается и другими геохимическими исследованиями. При изучении нефтей из естественных выходов и разрабатываемых месторождений установлены резкие отличия между мезозойскими, майкопскими и чокракскими нефтями. При этом оказалось, что можно сопоставлять между собой одновозрастные нефти не только в соседних месторождениях, но и в естественных выходах. Выделение самостоятельных генетически различных групп нефтей - мезозойских, майкопских и чокракских - подтверждает существование намеченных циклов битумообразования. С тремя из них связаны генетически обособленные группы нефтей.

Из сказанного могут быть сделаны еще и следующие дополнительные выводы.

1. Наиболее благоприятными моментами геологической истории для процессов нефтеобразования являются периоды, промежуточные между фазами тектогенеза. В то же время периоды интенсивного проявления тектогенеза наиболее благоприятны для миграции, формирования, переформирования и разрушения залежей нефти и газа. Эта мысль высказывалась еще И. М. Губкиным.

2. Между фазами складчатости не всегда устанавливаются условия, достаточно благоприятные для битумообразования.

Приведенный пример наглядно показывает общие закономерности в распространении по разрезу битумов пород и скоплений нефти и газа, особенно если дополнительно к сказанному учесть газоносность сарматских отложений в соседних областях. На примере этого же региона можно было бы показать и пространственную связь между битумами пород и залежами нефти, однако в целях настоящей работы нам кажется более целесообразным сделать это по другому региону с принципиально иным геологическим строением и иной геологической историей.

Качественные и количественные изменения битумов по площади в связи с изменением фаций особенно наглядно можно проследить по рудкинскому горизонту среднефранского подъяруса девона в центральных областях Русской платформы. Правда, промышленная нефтеносность доманиковой фации этого горизонта установлена пока всего на одном месторождении (Суровском), но обильные повсеместные нефтепроявления в этом горизонте широко известны и позволяют выявить интересующую нас закономерность. На рис. 2 представлена карта фаций рудкинского горизонта, составленная Л.И. Соколовой и М.Ф. Филипповой в 1954 г. Схематично можно говорить о переходе прибрежных и мелководных морских отложений в более глубоководные на востоке (доманиковая фация). В том же направлении увеличивается содержание битума и изменяется его химический состав в сторону более восстановленного маслянистого. На западе повсеместно распространена углистость пород, восточнее появляются кислые битумы (сапропелевые по номенклатуре авторов), еще восточнее, уже в пределах нефтеносных районов Урало-Поволжья, в области развития доманиковой фации и связанных с ней нефтепроявлений, битум приобретает более восстановленный, маслянистый характер (нефтяной по номенклатуре авторов).

Приведенные примеры достаточно отчетливо подчеркивают геологическую взаимосвязь между битумами пород и залежами нефти. Для рассмотрения характера этой взаимосвязи обратимся к физико-химическим исследованиям.

В табл. 2 и 3 по данным Э.Д. Гимпелевич и Е.П. Шишениной приведена сравнительная характеристика одноименных фракций нефтей и битумов, выделенных одними и теми же методами. В табл. 2 производится сравнение наиболее восстановленной части битумов и нефтей (углеводороды), а в табл. 3 - наиболее кислых их частей (кислоты и фенолы). Следует иметь в виду, что в силу специфики определений терялись углеводороды, кипящие ниже углеводородов масел. В таблицах видно химическое сходство выделенных фракций в пределах углеводородной и неуглеводородной частей. Не менее наглядно сходство парафино-нафтеновых фракций рассеянных битумов и нефтей отмечается по данным инфракрасной спектрометрии (рис. 3). Такое же сходство отмечается и по данным спектров люминесценции хлороформенных растворов нефтей и битумов (рис. 4) или их фракций (масла, смолы, асфальтены). Спектры люминесценции хлороформенных растворов (см. рис. 4) близки, но при этом у битумов наблюдается некоторый сдвиг максимумов в длинноволновую часть спектра (А.А. Ильина). Это указывает, по-видимому, на больший процент тяжелых смол в битумах. Таким образом, здесь отмечается некоторое отличие битумов от нефтей.

Несмотря на отмеченное сходство, нельзя говорить о полном тождестве между отдельными фракциями битумов и нефтей. Детальные исследования указывают и на некоторые отличия. Так, в спектрах люминесценции, помимо отмеченного выше смещения максимумов, в некоторых случаях (верхний Майкоп, чокрак, караган, сармат, меотис Северного Кавказа) в битумах проявляются характерные полосы люминесценции 445, 475 и 505 ммк, по которым устанавливается наличие в них пятиядерного ароматического углеводорода перилена (рис 5). В нефтях из горизонтов того же возраста этот углеводород отсутствует либо содержится в ничтожных количествах (в некоторых случаях по литературным данным перилен обнаружен и в нефтях). Заметные отличия фиксируются при сопоставлении инфракрасных спектров поглощения бензольных смол (рис. 6) и ароматических фракций (рис. 7), выделенных из битумов и нефтей. Еще отчетливее выступают различия при более детальном изучении нафтеново-парафиновых углеводородов из масляных фракций битумов и нефтей (табл. 4). Нафтеново-метановых углеводородов в масляной фракции битумов содержится больше, чем в соответствующей фракции нефтей, соответственно меньше нафтеново-ароматических углеводородов.

В нафтеново-парафиновых углеводородах масляной фракции битумов в сравнении с аналогичной фракцией нефтей содержится больше углерода в нафтеновых кольцах и больше колец в среднем на молекулу. Естественно, возникает вопрос о том, чем же могут быть объяснены отмеченные выше черты сходства и отличия между битумами к нефтями. Сходство одноименных фракций и соединений битумов и нефтей может быть объяснено только их генетическим родством. В таком случае наблюдаемые различия должны быть следствием перехода флюида из одной толщи в другую. Принципиально возможны два противоположных направления движения. Нефти, находящиеся в коллекторах, вследствие диффузии или фильтрации могли обогатить соответствующими компонентами окружающие породы или, наоборот, образующиеся в нефтематеринских породах углеводороды и другие органические соединения, поступая в коллектор, образуют там нефти. И в том и в другом случаях промигрировавшие компоненты должны приобрести вполне определенные отличия.

Решение этого вопроса облегчается благодаря экспериментам, проведенным во ВНИГНИ А.Г. Милешиной и Г.И. Сафоновой. Они изучали изменения нефти при ее фильтрации через кварцевый песок с добавками различных глинистых минералов (табл. 5). Данные о групповом составе, приведенные в табл. 5, можно рассматривать лишь как ориентировочные, так как метод определения (сорбционный на колонке) допускает существенные отклонения, в частности вследствие возможного улетучивания легких парафиновых компонентов. Особенно в этом отношении вызывают сомнение данные по опыту, приведенные в последней строчке таблицы.

Несмотря на отмеченный недостаток, общая направленность процесса из серии опытов очевидна. Как видно из приведенной таблицы, при фильтрации в нафтеново-парафиновой фракции нефти уменьшается количество углерода в нафтеновых кольцах, убывает среднее количество колец на молекулу, увеличивается количество углерода в боковых парафинистых цепях. Эти изменения носят ту же направленность, что и в табл. 4 при переходе от битумов к нефтям. Иначе говоря, наблюдающиеся различия в аналогичных фракциях битумов и нефтей объясняются их миграцией в направлении от битумов пород к нефтям, т.е. от битумов нефтематеринских пород в коллектор.

Таким образом, геологические закономерности в распространении битумов и нефтей в земной коре, химическое сходство аналогичных фракций битумов и нефтей и наблюдающиеся в них отличия убедительно говорят не только о генетическом родстве битумов и нефтей, но и об образовании последних за счет битумов, возникающих в нефтематеринских породах.

ВНИГНИ

Таблица 1 Характеристика битума из пород различных возрастов

Район отбора образцов	Возраст	Литология	Содержание битума, %	Углеводороды, %		Чьи данные
				на породу	на хлороформенный экстракт
Каспийский бассейн	Четвертичные (хвалынский горизонт)	Алеврито-песчанистые породы		0,006 ^1	17,3 ^2	В. В. Вебер, ВНИГНИ
То же	То же	Глинистые породы		0,006 ^1	13,8 ^2
Ачикулак № 60	Верхний сармат		0,02	0,006	28,8	Э. Д. Гимпелевич, ВНИГНИ
Датых № 1	Чокрак	Глина темно-серая	0,09	0,0245	27,22	То же
То же	Верхний Майкоп	Глина темно-бурая, сероватая	0,05	0,021	42,15
	Средний Майкоп (алкунская)	Глина светло-серая	0,05	0,039	61,85
Датых № 2	Средний Майкоп (ассинская)	Глина темно-серая, плотная	0,22	0,145	66,15
Датых № 1	Нижний майкоп	Глина зеленовато-серая, плотная	0,04	0,0208	52,08
Джанайская опорная скважина	Нижний майкоп	Глина серая	0,39	0,311	79,86
То же	Фораминиферовые слои	Известняк битуминозный	0,56	0,399	71,22
Надзорненская скв. 2	Верхний палеоцен	Песчаник	0,004	0,003	69,27
Район Урало-Поволжья (нефтеносный)	Нижний карбон		0,12		На битум 31	Ю. Н. Петрова, И. П. Карпова, Ю. А. Мандрыкина, ДАН СССР, т. 108, № 5, 1956
То же	Девон-карбонатная толща	Порода доманикового типа	1,57 (А+С)	-	32,5
„	Девон-терригенная толща	Глинисто-алевритовая порода	0,02	-	40,8
Нефтеносный район северозападной области	То же	То же	0,002 (А+С)	-	6,10
Рудник им. Кирова, Кольский полуостров		Линзовидно полосчатая апатито-нефелиновая порода	0.0004^3		-	И А. Петерсилье, ВНИГНИ, Коллекция П. А. Левшунова ВНИГНИ
Муханово № 408	Докембрийский период	Кристаллический фундамент, метаморфические породы	0,006			То же
То же № 401	То же	Метаморфические породы	0.005
№ 55		Метаморфические породы	0,003
Лысковская опорная скв. 1		Кристаллический фундамент, биотито-гранито-гнейсы	0,0097	-	-	Коллекция Педашенко, ВНИГНИ
Прудовская опорная скв. 1		Кристаллический фундамент, биотитовые гранито-гнейсы	0,011	_		То же
Порецкая скв. 1		Плагиоклазовый инъекционный гнейс	0,004	-	-

1 % углеводородов определялся на сухой вес осадка.

2 % углеводородов определялся на бензольную часть битума, извлеченного спирто-бензолом.

3 Битум извлечен из 20 кг породы

Таблица 2 Сравнительные данные по химическому составу нафтеново-метановых углеводородов масляной фракции рассеянных битумов и нефтей (по Э. Д. Гимпелевич)

Скважина, № образца	Возраст, горизонт	Флюид	Нафтеново-метановые углеводороды масляной фракции
			элементарный состав, %
			С	Н	N+S+O	атомарные отношения		М	D	эмпирическая формула	гомологический ряд
Датых 1, обр. 129	Средний майкоп, ассинский	Битум из глины	86,00	13,61	0,39	1,9	1,4710	269	0,8730
Датых 1, обр. 65-0	Ассинский, алкунская	То же ...	86,66	13,32	0,02	1,84	1,4780	218	-
Датых 1, обр. 112	Хадум		86,22	13,42	0,36	1,86	1,4852
Датых, буровая 7	Мел	Нефть	85,84	13,65	0,51	1,91	1,4625	-	0,840	-	-
Джанайская опорная скважина, обр. 172	Фораминиферовые слои	Битум из известняка битуминозного	86,00	12,96	1,04	1,81	1,4413	314	0,8007
То же, обр. 141+159	Нижний майкоп	Битум из глины	85,80	14,22	-	1,99	1,4505	309	0,7996
Прасковейская скважина	Хадум	Нефть	85,90	14,40	-	2,01	1,4552	275	0,8379

Таблица 3 Сравнительные данные по химическому составу карбоновых кислот и фенолов рассеянных битумов и нефтей (по Е. П. Шишениной)

Скважина, № образца	Возраст	Флюид	Карбоновые кислоты			Фенолы
			элементарный состав, %
			С	Н	N+S+O	С	Н	N+S+O
Ачикулак скв. 60, обр 23-32	Чокрак+караган	Битум	60,51	8,37	31,12	74,09	10,65	15,26
Датых 1, обр. 34, 23, 7	Верхний Майкоп		67,93	8,37	23,7	78,58	11,03	10,39
То же, обр. 13	То же		62,69	8,07	29,24	77,37	9,63	13,0
Рыздвяная обр 10-12	Чокрак+караган		62,72	8,44	28,84	-	-	-
Скв. 245, трест Октябрьнефть, Грозный	Низы чокрака	Нефть				73,07	10,52	16,41
Гудермесс, скв. 53	Чокрак		62,65	7,46	29,89	77,45	10,7	11,85
Ачикулак, скв. 11	Хадум		61,97	8,34	29,69	-	-	-

Таблица 4 Сравнительные данные по характеристике нафтеново-метановой фракции углеводородов выделенных из рассеянных битумов и нефтей (по Э. Д. Гимпелевич)

Скважина, № образца	Возраст	Флюид	Содержание в масляной фракции углеводородов, %		Кольцевой состав нафтеново-метановой фракции
			нафтеново-парафиновых	нафтеново-ароматических	количество углерода в нафтеновых кольцах, %	число нафтеновых колец на усредненную молекулу
Рыздвяная, обр. 23	Верхний май-коп	Битум	82,75	1,84	67	2,9
Ивановская, обр. 44	Нерасчле-ненный майкоп		75,0	13,33	-	-
Датых, обр.13-02	Верхний Майкоп		81,42	11,20	-	-
То же, 65-0	Средний майкоп	-	74,79	14,41	77	2,25
129	То же		88,18	4,68	56	2,0
„ 127	Хадум		79,72	14,48	60	2,42
Прасковейская	»	Нефть	53,53	40,75	36	1,22
Ачикулак			64,84	25,57	34	1,38
Датых, буро-ровая 7	Мел	»	79,2	16,4	39	1,58

Таблица 5 Результаты химических определений фильтратов нефти (по А. Г. Милешиной и Г. И. Сафоновой)

	Групповой состав масляной фракции, % на фильтрат						Структурно-групповой анализ нафтеново-парафиновой фракции по методу Фенске						Количество атомов С в боковых парафиновых цепях
	нафтеново-парафиновые	ароматические	остаток смол в масляной фракции	элементарный состав группы			М		среднее число количества в молекулах	весовой % количества в молекулах	среднее число атомов С в кольце на молекулу	% атомов С в кольце на молекулу
				нафтеново-парафиновые углеводороды
				С	Н	O+N+S
Исходная нефть, пласт ДIIТуймазинского месторождения	66,93	26,17	6,9	86,14	13,61	0,25	379	1,4760	1,9	38	10,6	39	С17-С13
Та же нефть, профильтрованная через:
а) кварцевый песок,фракция 0,25-0,1мм	74,83	19,18	5,99	85,93	14,02	0,05	448	1,4707	1,5	26	85	26	C26 С22
б) кварцевый песок + монтмориллонит	76,50	18,30	5,20	85,68	14,13	0,19	477	1,4693	1,3	22	7,9	23	С28 С24
в) кварцевый песок +каолинит . . .	62,91	29,40	7,69	86,22	13,72	0,06	391	1,4758	1,9	37	10,4	38	C18-C14
г) кварцевый песок + кальцит ....	64,82	30,40	4,78	85,31	13,24	1,45	545	1,4715	1,55	22	8.9	22	С33-C29
д) кварцевый песок +микроклин . .	45,07	39,50	25,43	84,01	13,30	2,69	378	1,4616	0,9	21	5,8	21	C21 C17

Рис. 1. Циклы битумообразования на северо-восточном Кавказе.

а- промышленно нефтеносные отложения; б - промышленно газоносные отложения; в- нефтепроявления; г - газопроявления; I-VI – циклы битумообразования; 1-3 - периоды битумообразования.

Рис. 2. Карта фаций рудкинского горизонта среднефранского подъяруса девона центральных областей Русской платформы. Составили Л. И. Соколова и М. Ф. Филиппова. 1954 г.

1 - песчаники и пески мелкозернистые и алевролиты; 2 - глины известково-алевролитовые; 3-содержание глин и песков примерно одинаково; 4- глины известковистые; 5- мергель; 6-известняк; 7- известняк песчано-глинистый; 8 - известняк глинистый; 9 - известняк глинистый с содержанием фауны более 10%; 10 - известняк органогенный; 11 - известняк доломитизированный; 12 - доломит глинистый; 13 - огипсованные известняки и доломиты; 14 - переслаивание доломитизированных известняков и битуминозных сланцев; 15 - гипс; 16-области сноса и острова; 17 - битум нефтяной; 18 - битум сапропелевый; 19 - углистость.

III- мелководные морские отложения нормальной солености; VI- относительно более глубоководные отложения; X - мелководные отложения нормального морского бассейна, сменяемые прибрежными.

Рис. 3. Инфракрасные спектры парафино-нафтеновых фракций рассеянных битумов и нефтей. (По Е. Б. Проскуряковой).

а-парафино-нафтеновая фракция рассеянных битумов из майкопских отложений (Датых, скв. 1); б-то же, скв. 2; в - парафино-нафтеновая фракция нефти из хадумского горизонта, скв. Прасковейская; г-то же, скв. Ачикулак. Для сопоставления кривые раздвинуты на оси ординат.

Рис. 4. Примеры спектров люминесценции растворов нефтей (1 и 1;) и битумов (2 и 2') из третичных отложений Ставрополья и Северного Кавказа. (По А. А. Ильиной.)

1-раствор нефти (скв. Ачикулак, хадумские слои); 1'- то же (скв. Анастасиевская, меотис); 2 - раствор битума (обр. 20, скв. Ачикулак, хадумские слои); 2'-тоже (обр.210, скв. Невинномысская, нижний Майкоп).

Рис. 5. Спектры люминесценции (по А. А. Ильиной).

1-хлороформенных экстрактов из третичных отложений Ставрополья и Северного Кавказа; 2-раствор нефти, скв. 57, Ахтырская площадь сармат (в хлороформе); 3 - экстракт из обр. 42, скв. 60, Ачикулак, верхний Майкоп; 4-то же, нижний сармат; 5-то же, скв. 8, Ташла, низы карагана; 6-то же, скв. 9, Марьины колодцы, чокрак; 7-то же, скв. 5, Нижне-Русская, караган; 8-то же, скв. 1, Датых.

Рис. 6. Инфракрасные спектры бензольных смол битумов и нефтей. (По Е. Б. Проскуряковой.)

а-бензольные смолы из битумов среднего и нижнего Майкопа, скв. 4 Рыздвянное; б-бензольные смолы из нефтей хадумского горизонта, скв. Прасковейская.

Рис. 7. Инфракрасные спектры ароматических фракций битумов и нефтей. (По Е. Б. Проскуряковой.)

а-ароматическая фракция из битума майкопских отложений, Датых; б-ароматическая фракция из нефтей хадумского горизонта скв. Прасковейская.