Месторождение Паромай

Месторождение Паромай, открытое в 1950 г., представляет собой сильно вытянутую антиклинальную складку почти меридионального простирания, асимметричную западное крыло значительно круче, чем восточное. Складка осложнена многочисленными дизъюнктивными нарушениями. По западному крылу складки почти в меридиональном направлении прослежено крупное нарушение типа взброса-надвига с падением плоскости нарушения на восток. Поднадвиговая западная часть складки осложнена серией сбросов различного направления, в результате которых отдельные тектонические блоки опущены один относительно другого в западном направлении. [c.579]

Месторождение Паромай многопластовое. Залежи нефти обнаружены в нутовской (горизонты Д, Е, 3, И) и окобыкайской свитах (горизонты I—V, VU, VHI). Коллекторами нефти служат песчаники, эффективная пористость которых изменяется в больших пределах (от 4 до 27%). Проницаемость коллекторов низкая. Лучишй проницаемостью обладают коллекторы V горизонта (lO-lO- s—550-Ю м ). [c.580]

Дегазированные нефти месторождения Паромай легкие, малосернистые (класс I), малосмолистые, в основном малопарафиновые (вид Hi). Плотность их уменьшается, а количество иарафинов в них увеличивается от верхних горизонтов к нижним. [c.580]

Метановые УВ присутствуют во всех нефтях если их содержание более 50%, такие нефти называются метановыми. Известны нефти, в которых эти УВ составлляют 70%, — обычно это мезозойские и палеозойские нефти глубоких горизонтов (Марковского месторождения Восточной Сибири, Саратовского Поволжья, ряда месторождений Западной Сибири, Самотлор, Усть-Ба-лык и др., месторождения Паромай и Тунгор на Сахалине, Озек-суат в Ставропольском крае и др.). [c.20]

Месторождение Паромай. Нефти легкие, малосернистые (класс I), малосмолистые, малопарафиновые (вид П1). [c.241]

Из таблиц видно, что, несмотря на относительно высокий удельный вес и небольшое содержание легких фракций, нефти Гиляко-Абунана характеризуются чрезвычайно высоким содержанием фракций, перегоняющихся до 550° С, которое достигает 94%, По этому показателю их можно сравнить с нефтями месторождений Паромай, Нутово, Южная Оха, Эхаби (верхние горизонты), формирование состава которых происходило, вероятно, в условиях боковой и вертикальной миграции. Процесс миграции привел к потере нефтями смолистых компонентов и в результате к обогащению дистиллятными фракциями. [c.27]

Нефтеносными отложениями в районе центральной группы сахалинских нефтяных месторождений Паромая и Нутово являются породы окобыкайской свиты (верхний миоцен), представленные морскими фациями, но характеризующиеся плохой от-сортированностью кластического материала и непостоянством литологического состава как по разрезу, так и по простиранию. [c.43]

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. [c.44]

При рассмотрении приведенных данных прежде всего обращают на себя внимание очень высокие суммарные выходы на нефть дистиллятных фракций. По этому показателю нефти как Паромая, так и Нутово резко выделяются среди нефтей СССР. Так, у подавляющего большинства советских нефтей выход фракций до 550° С редко превышает 70%. Нефти Паромая и Нутово содержат 93,5—95,5% фракций до 550° С, а нефть из скважины 10 Нутовского месторождения после отбора фракций до 500° С имеет всего около 1% остатка. [c.46]

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 нефтям. Нефть из скважины 90 Паромайского месторождения является малопарафинистой. [c.57]

Пильтунское нефтяное месторождение расположено на восточном побережье Сахалина в 85 км к югу от г. Охи. В геологическом отношении оно представляет собой куполовидное поднятие на Пильтун-Оссойской антиклинальной складке, вытянутой в меридиональном направлении от р. Оссой на юге до р. Паромай на севере. В строении месторождения принимают участие песчано-глинистые отложения окобыкайской свиты верхнемиоце- [c.57]

По числу ароматических углеводородов с одним заместителем в бензинах месторождения располагаются в следующем порядке Одопту (6,6%), Тунгор (5,4%), Эхаби (4,8%), Паромай [c.135]

Некрасовское (3,5%), Восточное Эхаби (3,1%) и Сабо (2,0%). По числу ароматических углеводородов с двумя заместителями в бензинах месторождения распределяются в следующем порядке Одопту (5,7%), Тунгор (5,6%), Паромай (5,0%), Эхаби (4,2%), 13осточное Эхаби (4,1%), Некрасовское (3,6%) и Са бо (3,2%). [c.136]

Как это следует из приведенных выше данных, бензины из нефтей ряда месторождений Сахалина исключительно богаты легкими ароматическими углеводородами. Нефти таких месторождений, как, например, Паромай, уступают по общему содержанию ароматических углеводородов бензиновых фракций в Советском Союзе только чусовской нефти и могут быть поставлены в один ряд с такими высокоароматизированными нефтями, как нефти острова Тайваня и некоторых месторождений Японии. Замечается большое сходство исследованных сахалинских бензинов, главным образом по составу шестичленных циклических углеводородов, с высоноароматизированным бензином месторождения Конроэ (Техас). [c.137]

В табл. 86 сопоставляется состав легкой и тяжелой частей нефтей Восточно-Эхабинского (I и II площади), 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 Паромай, Эхаби, Восточное Эхаби (II площадь). Восточное Эхабч (I площадь). В тяжелой части порядок противоположный — [c.168]

Восточное Эхаби (I площадь), Восточное Эхаби (II площадь), Эхаби, Паромай. На рис. 26 изображен групповой химический состав нефтей Восточно-Эхабинского (П плошадь), Эхабинского и Паромайского месторождений. Из числа сравниваемых нефтей наибольшим содержанием парафиновых и нафтеновых углеводородов (63,6%) и наименьшим содержанием смол (14,9%) характеризуются нефти Паромайского месторождения, в то время как наибольшее количество смол (30,7%) и ароматических углеводородов (19,4%) содержится в нефтях II плошади Восточно-Эхабинского месторождения. [c.170]

В качестве объектов исследования были выбраны нефти следующих месторождений Восточное Эхаби (пласт 28), Эхаби (пласты ХП1 и XIX), Оха (пласт III), Южная Оха (скважина 27) и Паромай (пласт V). [c.173]

В керосиновых фракциях 180—310° С нефтей месторождений Восточное Эхаби. Эхаби и Паромай найдены н-парафины — от 5,4 до 17% (в катанглийской нефти отсутствуют), изопарафино-вые циклопентановые углеводороды (от 38,9 до 73,9%), циклогексановые углеводороды (от 6,3 до 11,3%), декалиновые производные (от 0,8 до 1,9%), гомологи бензола (от 12,3 до 22,5%), нафталин и его производные — от 5,5 до 8,0% (в катанглийской нефти отсутствуют). [c.202]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология