Главная -> Словарь

Проницаемость достигает

Дизельные топлива и их компоненты разного фракционного состава имеют цетановые числа порядка 50—61 и температуру застывания, отвечающую требованиям ГОСТ на летние сорта топлив. Содержание серы в некоторых дизельных дистиллятах ряда нефтей очень высокое и достигает 1,7—2,3%. Для получения топлив кондиционных качеств необходима специальная очистка. После карбамидной депарафинизации фракции 240—350 °С из таких нефтей, как Никольская, пронькинская , бобровская, ро-динская, пономаревская, могут бытъ получены компоненты зимних и арктических дизельных топлив с температурой застывания —58-;—60 "С.

Пронькинская турнейского яруса Пронькинская башкирского яруса Бобровская угленосного горизонта 50 53 56 16 14 18 20 18 24 24 20 26 26 22 30 32 26 35 36 30 38 40 34 42 44 38 46 46 40 48 52 46 54 56 .50 58

Пронькинская турнейского яруса — 6,58 4,62 3,67 3,08

Пронькинская турнейского яруса — 1,53 1,36 1,28 1,23

Пронькинская турнейского яру- 0,8228 0,8154 0,8080 0, 8007

Пронькинская турнейского яру- 85,30 13,10 0,09 1,45 0,06

Пронькинская турнейского яруса

Пронькинская турнейского яруса Родин екая Верейского^ г оризонта

Пронькинская нефть турнейского яруса

Пронькинская турнейского яруса 500 11,5 2,3 52

Пронькинская турнейского яруса 0,51 7,35 2,68 6,70 7,86 1,16

Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях московского и башкирского ярусов. В московском ярусе нефтеносны III, IV и V пласты верейского горизонта, в башкирском ярусе VI пласт. Продуктивные пласты сложены известняками и частично доломитами, пористость которых в среднем составляет 5—8%, проницаемость достигает 117-К)-15 м2.

Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в башкирско-визейской карбонатной толще, в которой имеется залежь массивного типа на глубине 950 м. Пористость нефтенасыщенных известняков этой залежи колеблется от 1 до 20%, проницаемость достигает 365-10~15 м2. Нефть получена также из отложений серпуховского горизонта визейского яруса.

Проницаемость пласта низкая, пористость достигает 12%. В известняках башкирского яруса имеется газонефтяная залежь на глубине 1300 м, пористость известняков достигает 17%, проницаемость до 80-10-15 м2. В яснополянском надгоризонте нефтеносность приурочена к верхней части толщи, глубина залегания которой 1600 м. Продуктивные пласты сложены песчаниками и алевролитами, пористость которых колеблется от 4 до 19%, проницаемость достигает 300-10~15 м2.

Промышленная нефтеносность установлена в московской карбонатной и визейской терригенной толщах. В московском ярусе два нефтяных пласта на глубине 1000—1100 м, приуроченные к каширскому и верейскому горизонтам. В визейской терригенной толще имеется залежь в яснополянском надгоризонте на глубине 1400 м. Для коллекторов залежи характерна большая литологическая изменчивость. Пористость песчаников 12—14%, проницаемость достигает 750-10~15 м2.

Продуктивные пласты бобриковского и тульского горизонтов имеют гидродинамическую связь. ВНК. определен на отметках—1216 м для Шагиртского поднятия и—1208 м для Восточно-Шагиртского. Пористость коллекторов меняется от 16 до 24%, проницаемость достигает 1420-Ю-15 м2. Пористость карбонатных коллекторов турнейского и баш-

живетской терригенных толщах, а на Быркинском куполе еще и в тур-нейском ярусе. В московской нефтеносной толще на обоих куполах установлены по две нефтяные залежи на глубине 900—1020 м, сложенные известняками и доломитами, имеющими пористость от 3 до 23% на Красноярском месторождении и от 9 до 26% на Быркинском месторождении. Проницаемость колеблется соответственно от 50-Ю-15 до 1800Х ХЮ~15 м2. В башкирском ярусе залежь сводового типа находится на глубине 1000 м на Красноярском месторождении—1020—1050 м на Быркинском месторождении. Пористость коллектора на Красноярском месторождении колеблется практически от нуля до 27%, проницаемость достигает 530-10~15 м2, на Быркинском месторождении пористость составляет от 3 до 27%, проницаемость для продуктивных пропластков — от 600- 10~15-до 1700-10~15 м2. В визейской терригенной толще имеется по-две залежи. Верхняя залежь приурочена к пластам BI тульского горизонта, и Б2 бобриковского горизонта, нижняя — к пласту Б3 бобриковско-го горизонта. Литологически пласты представлены песчаником с пористостью от 6 до 26% и проницаемостью 1700-10~15 м2.

Промышленная нефтеносность на Куединском месторождении установлена в московской и башкирско-визейской карбонатных, в визейской и кыновско-живетской терригенных толщах. В московской толще нефтеносность приурочена к двум пластам на глубине 880—980 м с плохими коллекторскими свойствами: пористость от 9 до 15,5%, проницаемость до 30-10~15 м2. В башкирско-визейской толще промышленная залежь приурочена к кровле башкирского яруса. Залежь массивного типа. В визейской толще имеются три нефтяных пласта , залегающих на глубине 1270—1330 м. Пласты Bi и Б2 составляют одну залежь. Коллекторами в визейской толще являются песчаники и проницаемые алевролиты с пористостью от 3 до 25% и проницаемостью от 12-10~15 до 2600-10~15 м2. В кыновско-живетской толще нефтеносны песчаники пашийского горизонта на глубине 1960 м, пористость которых меняется от незначительной до 21,5%, проницаемость достигает 840Х ХЮ-15м2.

В московском ярусе нефть выявлена в двух пластах, залегающих на глубине 950—1000 м: верхний — в подошве каширского и кровле верей-ского, нижний — в подошве верейского горизонта. Пористость известняков и доломитов меняется от 5 до 21,5%, проницаемость достигает 360Х ХЮ~15 м2. В башкирском ярусе пористость известняков колеблется в пределах 6—18%, проницаемость достигает 150-10~15 м2. В визейской терригенной толще залежи нефти приурочены к трем проницаемым пластам: BI тульского горизонта, Ё2 и Б3 бобриковского горизонта.

Пласты залегают на глубине 1380—1400 м. Пористость коллекторов пласта Бг колеблется от 5 до 25%, проницаемость достигает 1030Х ХЮ~15 м2. Для пласта Бз пористость составляет 4—24%, проницаемость 770-10~15 м2. В турнейском ярусе коллекторами нефти служат известняки пористостью от 3 до 15%, проницаемостью до 200-10~15 м2. Залежь массивного типа находится в верхней части яруса на глубине 1434— 1470 м.

Пласты Тл1а и Тл2б представлены мелкозернистыми песчаниками, пористость которых колеблется от 14,0 до 15,5%, а проницаемость достигает 3,7-Ю-15 м2 . Водонефтяной контакт для пласта Тли принят на абсолютной отметке —1397 м, а для пласта Тл2б —1434 м.

Пористость песчаников радаевского горизонта составляет в среднем 22,8%, а проницаемость достигает 1594-10~15 м2. Пористость песчаников пашийского горизонта 16,6%, проницаемость — 257-10~15 м2. Пористость песчаников кыновского горизонта Горькоовражного купола составляет 14%.