Тектоника.
Анализ результатов применения методов нефтеодачи на восточно-Уметовском месторождении
В тектоническом отношении по нижнему структурному этажу (отложения нижнего и среднего девона) месторождение расположено в пределах Антиповско-Щербаковской зоны, в северной части Восточно-Уметовской антиклинальной линии. Антиповско-Щербаковская зона является переходной ступенью от Воронежской антеклизы к Прикаспийской впадине. По верхнему структурному этажу (верхнедевонские и вышезалегающие… Читать ещё >
Тектоника. Анализ результатов применения методов нефтеодачи на восточно-Уметовском месторождении (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
В тектоническом отношении по нижнему структурному этажу (отложения нижнего и среднего девона) месторождение расположено в пределах Антиповско-Щербаковской зоны, в северной части Восточно-Уметовской антиклинальной линии. Антиповско-Щербаковская зона является переходной ступенью от Воронежской антеклизы к Прикаспийской впадине. По верхнему структурному этажу (верхнедевонские и вышезалегающие отложения) месторождение находится в пределах обширной Приволжской моноклинали.
Восточно-Уметовскаяпогребенная структура представляет собой брахиантиклиналь северо-восточного простирания. Поднятие примыкает к разлому, который трассируется вдоль западного крыла антиклиналей на всем их протяжении. Амплитуда смещения слоев по разлому в старооскольских отложениях составляет 490 м.
Нефтегазоносность
Промышленная нефтеносность установлена в песчаниках старооскольского и кыновского горизонтов, залежи нефти в которых выявлены в 1974 и 1977 годах соответственно. В настоящее время залежь старооскольского горизонта выработана. Залежь нефти кыновского горизонта разделена на два объекта разработки — I и II. Разработка залежи первого объекта также завершена. В настоящем отчете рассматривается II объект.
Продуктивный пласт кыновского горизонта, залегающий на глубине 4582 м, представлен песчаниками с карбонатным цементом. По преобладающему типу емкостногопространства относится к поровому типу.
На залежи II объекта кыновского горизонта пробурены две разведочные (скв.77, 78) и одна параметрическая (скв.69-Щербаковская) скважины, из них только одна (скв.77) оказалась продуктивной.
По данным структурных построений залежь представляет собой литологически экранированную ловушку, приуроченную к брахиантиклинальной складке северо-восточного простирания с углами падения крыльев 5−6оРазмеры залежи 2, 3×1, 9 км, этаж нефтеносности — 67 м.
Начальный контур нефтеносности принят на абс. отметке минус 4501 м. Линия отсутствия коллектора ограничивает кыновскую залежь с запада, севера и востока. Залежь пластового сводового типа, литологически экранированная.
Площадь нефтеносности продуктивного пласта равна 3215 тыс. м2, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 4, 62 м, объем нефтенасыщенных пород 14 848 тыс. м3.
Пористость и нефтенасыщенность по данным ГИС составили 11% и 83% соответственно. Проницаемость по гидродинамическим исследованиям скв. 77 составляет 12*10−3 мкм2.
Неоднородность продуктивного разреза характеризуется коэффициентами песчанистости и расчлененности, величины которых составляют 0, 518 и 4, 0.
Восточно-Уметовское месторождение приурочено к зоне аномально высоких пластовых давлений (АВПД).
Коэффициент вытеснения нефти пластовой водой составил 0, 592.
Плотность пластовой нефти равна 641 кг/м3, вязкость 0, 73 мПа*с. Начальное пластовое давление в залежи 77, 7 МПа, пластовая температура 120 0С. Для месторождений, приуроченных к зонам АВПД, характерно низкое давление насыщения, намного ниже пластового, на данной залежи оно составляет 15 МПа.
При дифференциальном разгазировании плотность нефти равна 806 кг/м3, объемный коэффициент — 1, 642, газосодержание — 189 м3/т.
Пластовая вода относится к хлоркальциевому типу и характеризуется плотностью в пластовых условиях 1069 кг/м3, вязкостью 0, 315 мПа*с.