Главная -> Словарь

Паромайского месторождения

Газы пласта II содержат пентановую фракцию в количестве 4%, или 122 г/м3; пропан-бутановую фракцию — в количестве 7,5%, или 165 г/м3. По химической природе эти газы относятся к углеводородно-метановому типу. В табл. 46 приведен состав газов, растворенных в нефтях некрасовского и паромайского месторождений .

Объектом исследования служили нефти, отобранные из скважин Восточно-Эхабинского , Эхабинского, Тун-горского и Паромайского месторождений.

Для нефтей из скважин поднадзиговой зоны Восточно-Эха-бинского и Паромайского месторождений характерно уменьшение содержания лафтенов по мере перехода к более глубоким горизонтам с одновременным увеличением содержания парафиновых и особенно ароматических углеводородов. Следует отметить наглядно иллюстрируемый рис. 3 и 4 противоположный характер изменения содержания во фракциях углеводородов парафинового и нафтенового рядов при незначительном изменении содержания ароматики, причем эта закономерность наблюдается и при сравнении состава по пластам месторождений.

Результаты определения индивидуального состава парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов, содержащихся в исследованных фракциях нефтей Восточно-Эхабинского, Эха-бинского и Паромайского месторождений, представлены в табл. 58.

Эхабинского и Паромайского месторождений

Индивидуальный углеводородный состав бензиновых фракций 50—175°С из нефтей Восточно-Эхабинского, Эхабинского и Паромайского месторождений

Полученные данные согласуются с гипотезой, относящей нефти Эхабинского и Паромайского месторождений к разным генетическим типам.

В табл. 86 сопоставляется состав легкой и тяжелой частей нефтей Восточно-Эхабинского , Эхабинского и Паромайского месторождений, рассчитанный на нефть. Общей чертой для этих нефтей является преобладание парафиновых и нафтеновых углеводородов, причем в тяжелой части доля ароматических углеводородов значительно выше. По уменьшению содержания ароматических углеводородов в легкой части нефтей месторождения распределяются в следующем порядке: Па-ромай, Эхаби, Восточное Эхаби , Восточное Эхаби . 3 тяжелой части порядок противоположный —

Состав легкой и тяжелой частей нефтей Восточно-Эхабинского, Эхабинского и Паромайского месторождений

Восточное Эхаби , Восточное Эхаби , Эхаби, Паромай. На рис. 26 изображен групповой химический состав нефтей Восточно-Эхабинского , Эхабинского и Паромайского месторождений. Из числа сравниваемых нефтей наибольшим содержанием парафиновых и нафтеновых углеводородов и наименьшим содержанием смол характеризуются нефти Паромайского месторождения, в то время как наибольшее количество смол и ароматических углеводородов содержится в нефтях II площади Восточно-Эхабинского месторождения.

Состав фракций, перегоняющихся до 175° С, пяти нефтей Восточно-Эхабинского, Эхабинского и Паромайского месторождений расшифрован с помощью спектров комбинационного рассеяния света . Помимо этого, с применением ускоренного метода (газо-жидкостной хро-

На примере бензино-лигроиновых фракций нефтей из 40 скважин Восточно-Эхабинского и Паромайского месторождений замечен противоположный характер изменения группового состава парафиновых и нафтеновых углеводородов, что свидетельствует об определенной генетической связи между углеводородами этих классов.

В геологическом отношении Паромайское месторождение приурочено к первой антиклинальной линии, в пределах которой расположены основные нефтяные месторождения северо-восточной части острова. В строении Паромайского месторождения принимают участие породы верхнетретичного возраста, которые подразделяются на свиты : нутовскую , окобыкайскую . Нутовские отложения развиты на восточном крыле структуры, а также западнее нарушения, проходящего вдоль всей структуры на западном ее крыле. Око-быкайская свита слагает свод и крылья складки в их присводовои части на всем протяжении структуры.

В пределах Паромайского месторождения нефтеносными являются породы окобыкайской свиты поднадвиговой части структуры. Нефтяные залежи в пределах поднадвиговой зоны могут быть отнесены к типичным пластовым тектонически экранированным залежам. Экраном для скопления нефти в природном резервуаре служат плоскость надвига и тектонические нарушения внутри самой структуры. Физико-химическая характеристика нефтей Паромая и Нутово представлена в табл. 26.

В табл. 36 приведены выходы на нефть и характеристика масляных фракций. Из таблицы видно, что все нефти, кроме пласта I Паромая, имеют температуру застывания указанной фракции выше +20° С и относятся к высокопарафиновым неф-тям. Нефть из скважины 90 Паромайского месторождения является малопарафинистой.

Рис. 2. Кривые изменения группового химического состава бензино-лигрои-новых фракций нефтей Паромайского месторождения с погружением

На рис. 4 можно видеть изменение группового химического состава бензино-лигроиновых фракций иефтей Паромайского месторождения в зависимости от глубины залегания иефтей. Использованы данные для 18 нефтей из скважин восьми пластов — И, I, II, III, IV, V, VIII и IX. Скважины расположены на глубине от 241 до 1095 м.

Рис. 14. Состав ароматических углеводородов бензиновых фракций 50—175° С нефтей Паромайского месторождения

В бензинах нефтей Паромайского месторождения с погружением, в пластах от I до VIII, замечается общая тенденция к увеличению содержания ароматических углеводородов с двумя заместителями и к уменьшению содержания однозамещенных бензола. В исследованных фракциях сахалинских нефтей ароматические углеводороды по числу заместителей могут быть расположены в следующий ряд: двузамещенные , однозамещен-ные , трехзамещенные , четырехзамещенные . В одоптинском и эхабинском бензинах однозамещенные ароматические углеводороды найдены в большем количестве, чем двузамещенные.

При рассмотрении результатов определения индивидуального состава ароматических углеводородов не удалось установить закономерных изменений в нефтяных залежах. Возможно, это является особенностью сахалинских нефтей. Ряд закономерностей, наблюдавшихся в распределении групп углеводородов по пластам Паромайского месторождения , свидетельствуют об определенной роли фактора вертикальной миграции в формировании этого месторождения.

Восточное Эхаби , Эхаби . По содержанию смол сравнивались нефти Восточно-Эхабинского месторождения , Эхабинского, Паромайского и Одоптинского месторождений. Наибольшее количество смол найдено в тяжелой части нефтей Восточно-Эхабинского месторождения , наименьшее — в нефтях Паромайского месторождения . В табл. 85 сравнивается состав тяжелой части нефтей верхних

В отличие от нефтей поднадвиговой зоны Восточно-Эхабинского месторождения нефти Паромайского месторождения, являясь более легкими, содержат меньше остатка, выкипающего выше 200° С, меньше асфальтено-смолистых веществ и имеют более высокое содержание шарафино-нафтеновой части в остатке. Сравнивая кривые изменения содержания парафиновых и нафтеновых углеводородов, ароматических углеводородов, пет-ролейнозфирных смол и бензольных и спирто-бензольных смол в тяжелой части нефтей Восточно-Эхабинского месторождения с погружением , можно сделать вывод об опреде-

На рис. 25, где приведены десорбционные кривые для углеводородов масляной фракции нефти из скважины 10 пласта И Паромайского месторождения, помимо изменения показателя преломления десорбируемых микрофракций показано также изменение относительной дисперсии . Эта дополнительная кривая построена с целью более точного опоеделения скачка показывающего границу между углеводородами парафино-нафтеновой части и ароматическими углеводородами. График