Верхнепермская залежь.
Геологическое строение и нефтеносность Усинского месторождения
Из продуктивной толщи керн отобран в 2 скважинах. Граничные значения при выделении коллекторов залежи P2u-IV приняты для одновозрастных отложений по Центрально-Возейскому поднятию Возейского месторождения: открытая пористость — 15% в пластовых условиях, газопроницаемость — 1*10−3 мкм2. Пористость по керну составляет 27,9%, проницаемость по керну — 0,759 мкм2. Нефть в пластовых условиях… Читать ещё >
Верхнепермская залежь. Геологическое строение и нефтеносность Усинского месторождения (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Верхнепермская залежь расположена в центральной части Усинской структуры, пpиуpoчeна к терригенным коллекторам пласта P2-IV верхней перми. Площадь нефтеносности пласта P2-IV делится на два участка: западный (размеры участка — 2,240,35−1,15 км) и восточный (размеры участка — 1,150,77 км). Залежи обоих участков пластовые, бесконтактные, т.к. оконтуренные линией замещения проницаемых песчаников плотными породами (приложение 11). Эффeктивныe нефтенасыщенные тoлщины вapьиpуют oт 2 дo 20 м (западный участок), на восточном — oт 3 дo 11 м.
Из продуктивной толщи керн отобран в 2 скважинах. Граничные значения при выделении коллекторов залежи P2u-IV приняты для одновозрастных отложений по Центрально-Возейскому поднятию Возейского месторождения: открытая пористость — 15% в пластовых условиях, газопроницаемость — 1*10-3 мкм2. Пористость по керну составляет 27,9%, проницаемость по керну — 0,759 мкм2.
Геолого-физическая характеристика верхнепермских залежей Усинского месторождения приведена в таблице 9. Величины начальных и текущих запасов нефти приведены в таблице 10.
Таблица 9. Геолого-физическая характеристика верхнепермской залежи.
пласт P2-IV. | Всего по. | ||
Параметры. | западный. | восточный. | пласту. |
участок. | участок. | P2-IV. | |
Средняя глубина залегания кровли, м. | |||
Тип залежи. | пластовая,. | ||
литологически экранированная. | |||
Тип коллектора. | терригенный, поровый. | ||
Площадь нефтеносности, тыс. м2 | |||
в т. ч.: по категории С1 | |||
по категории С2 | |||
Средняя общая толщина, м. | 17,64. | 13,5. | 16,7. |
Средняя газонасыщенная толщина, м. | |||
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м. | 13,33. | 8,35. | 11,87. |
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м. | |||
Пористость, %. | 25,6. | 25,6. | 25,6. |
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед. | 0,61. | 0,61. | 0,61. |
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед. | 0,61. | 0,61. | 0,61. |
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед. | 0,61. | 0,61. | 0,61. |
Проницаемость, *10-3 мкм2 | 760,0. | 760,0. | |
Коэффициент песчанистости, доли ед. | 0,71. | 0,61. | 0,69. |
Расчлененность, ед. | 1,64. | 1,5. | 1,61. |
Начальная пластовая температура, 0С. | нет данных. | ||
Начальное пластовое давление, МПа. | 11,6. | нет данных. | 11,6. |
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с. | 242,3. | нет данных. | 242,3. |
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа*с. | 346,7. | нет данных. | 346,7. |
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3 | 0,913. | нет данных. | 0,913. |
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3 | 0,930. | нет данных. | 0,930. |
Абсолютная отметка ВНК, м. | не вскрыт. | ||
Объемный коэффициент нефти, доли ед. | 1,031. | нет данных. | 1,031. |
Содержание серы в нефти, %. | 1,27. | нет данных. | 1,27. |
Содержание парафина в нефти, %. | 1,52. | нет данных. | 1,52. |
Давление насыщеия нефти газом, МПа. | 3,6. | нет данных. | 3,6. |
Газовый фактор, м3/т. | 12,0. | нет данных. | 12,0. |
Содержание сероводорода,%. | отсутствует. | ||
Вязкость воды в пластовых условиях, МПа*с. | нет данных. | ||
Вязкость воды в поверхностных условиях, МПа*с. | нет данных. | ||
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 | 1.0489 *. | ||
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3 | 1.0544 *. | ||
Сжимаемость, 1/МПа*10-4 | |||
нефти. | 5,8. | н. д. | 5,8. |
воды. | нет данных. | ||
породы. | нет данных. | ||
Коэффициент вытеснения, доли ед. | 0,658. | ||
* - значения взяты по аналогии с уфимскими отложениями Возея. |
Таблица 10. Состояние запасов нефти на 01.01.2011 г. верхнепермской залежи.
Объекты. | Начальные запасы нефти, тыс. т. | Текущие запасы нефти, тыс. т. | накопл. | ||||||||
геологические. | извлекаемые. | КИН. | геологические. | извлекаемые. | Текущий КИН, доли ед. | добыча. | |||||
А+В+С1 | С2 | А+В+С1 | С2 | доли ед. | А+В+С1 | С2 | А+В+С1 | С2 | |||
пласт P2-IV. | 0, 20. | 0,035. |
Данная залежь имеет запасы нефти 2 млн. т, из них извлекаемые около 420 тыс. тонн. По категории С2 запасы — 545 тыс. тонн, из них извлекаемые 109. Коэффициент извлечения нефти — 20%. Залежь мелкая, не имеет высокого промышленного значения.
Нефть в пластовых условиях недонасыщена газом, низкое газосодержание. В стандартных условиях характеризуется, как битуминозная, парафинистая, сернистая, высоковязкая, высокосмолистая. Попутный газ по типу углеводородный, средней жирности, низкоазотный.
Геологические запасы нефти на данном месторождении оцениваются в 966 млн. т по категории А+В+С1 и 4,3 млн. т по категории С2, из них извлекаемые по категориям А+В+С1 359 млн. т, по категории С2 — 1млн. тонн. Месторождение по объемам запасов является крупным [3].