Серпуховская залежь.
Геологическое строение и нефтеносность Усинского месторождения
Дегазированные нефти всех объектов этой залежи — тяжелые (952 — 980 кг/м3), высоковязкие, относятся к классу высокосернистых (до 2,5% мас.), малопарафиновых (до 0,34% мас.), высокосмолистых (23,64% мас.), с низким содержанием бензиновых фракций. Нефть содержит попутные полезные ископаемые, такие как редкие металлы. Нефть I объекта недонасыщена газом. Температура застывания — ниже минус 12 оС… Читать ещё >
Серпуховская залежь. Геологическое строение и нефтеносность Усинского месторождения (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Три самостоятельные залежи нефти пачки 3 серпуховских карбонатов расположены в пределах четырех тектонических блоков (приложения 6,7).
К блоку 1 приурочена основная залежь, в которой сосредоточены 89% запасов нефти. Залежь нефти классифицируется как пластовая, сводовая, тектонически экранированная. Уровень подсчета запасов категории С1 принят на отметке минус 1582 м, по категории С2 — на отметке минус 1605 м. Размеры залежи в пределах уровня подсчета минус 1605 м составляют 5,3Ч2,1 км, высота — 65 м; ширина водонефтяной зоны 200 — 375 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины составляет до 10 метров (скв.503).
Залежи нефти 2 — 4 блоков классифицируются как сводовые неполнопластовые, тектонически нарушенные. Размеры залежи во 2 блоке составляют 1,75Ч2,0 км, в третьем блоке ее размеры 0,6Ч1,9 м, в четвертом — 0,75Ч1,6 км, высота залежей 13 — 16 м. ВНК по залежам 2 и 3 блока принят отметке минус 1541 м, в четвертом — на отметке минус 1536 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины составляют: во 2 блоке до 3,6 м (скв.586), в 3 и 4 блоках до 4 метров. Пористость по керну составляет 19,2% проницаемость по керну — 0,1237 мкм2. Геолого-физическая характеристика серпуховских залежей Усинского месторождения приведена в таблице 5, состояние запасов на 01.01.2011 г. — в таблице 6.
Таблица 5. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов серпуховской залежи.
Пачка 3 — С1s1 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Параметры. | 1 блок. | 2 блок. | 3 блок. | 4 блок. | В целом. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Средняя глубина залегания кровли, м. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Тип залежи. | пластовый. | неполнопластовый. | неполно; | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
сводовый. | сводовый. | пластовый. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
тектонич. | тектонически. | сводовый. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
экранир. | нарушенный. | тектонич. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
экранир. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Тип коллектора. | поровый, каверново-поровый. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Площадь нефтеносности, тыс. м2 | 7868,75. | 1718,75. | 506,25<… Размеры II объекта (пачки 6−8) составляют 14,2 7,2 км (приложение 9). Ширина водонефтяной зоны изменяется от 0,25 до 1,4 км. Нефтенасыщенные толщины коллекторов варьируют от 0 до 74 м. Наибольшие значения толщин отмечаются вдоль западного крыла объекта, наименьшие — в центральной части. В скв.8206, 1038, 1044, 6222 выявлены зоны замещения плотными породами. Средневзвешенные нефтенасыщенные толщины по нефтяной зоне составляют 28,05 м, водонефтяной — 9,1 м., коэффициент пористости — 0, 19. Доля чисто нефтяной зоны от объёма залежи составляет 87,1%, водонефтяной — 12,9%. Продуктивная толща представлена известняками органогенными, органогенно-детритовыми, неслоистыми, массивными и известня-ками сгустковато-комковатыми. Размеры III объекта (пачки 9−13) составляют 15 9,5 км (приложение 10). Ширина водонефтяной зоны меняется от 0,2 до 1,5 км. Нефтенасыщенные толщины коллекторов изменяются от 1 до 60,6 м. Наибольшие значения толщин отмечаются в юго-западной части объекта. В юго-западной части встречаются зоны замещения коллекторов, в скважинах 3208, 3209, 3210 отложения верхнего объекта размыты полностью. С юго-запада к северо-востоку наблюдается поочередный размыв пачек 13,12,11. Средние нефтенасыщенные толщины равны по нефтяной зоне 18,07 м, по водонефтяной зоне — 10,5 м. Доля нефтяной зоны от объёма залежи составляет 87,6%, водонефтяной — 12,4%. В разрезе скважин продуктивная толща представлена слоистыми детритовыми криноидно-мшанковыми известняками с глинистыми прослоями и органогенными известняками массивными реже тонкослоистыми [5]. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов по объектам разработки приведена в таблице 7. Таблица 7. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов среднекаменноугольно-нижнепермской залежи.
Запасы нефти и растворенного газа по залежи приведены в таблице 8 по трем объектам разработки, утверждены ЦКЗ Минприроды РФ (протокол № 24) и приняты на баланс в 1998 г. По сложности геологического строения залежь отнесена к группе сложных. Водонефтяной контакт по залежи для подсчета запасов принят на отметке минус 1310 м. Таблица 8. Состояние запасов среднекаменноугольно-нижнепермской залежи.
Залежь является основной по запасам на данном месторождении. Извлекаемые запасы составляет около 242 млн. т (67% от извлекаемых запасов месторождения). Коэффициент извлечения 33%. Дегазированные нефти всех объектов этой залежи — тяжелые (952 — 980 кг/м3), высоковязкие, относятся к классу высокосернистых (до 2,5% мас.), малопарафиновых (до 0,34% мас.), высокосмолистых (23,64% мас.), с низким содержанием бензиновых фракций. Нефть содержит попутные полезные ископаемые, такие как редкие металлы. Нефть I объекта недонасыщена газом. Температура застывания — ниже минус 12 оС. Нефти нижней толщи, в сравнении с нефтями вышележащих объектов, более тяжелые, более вязкие, то есть имеет место закономерность изменения плотности и вязкости от глубины залегания. Выделившийся из нефти газ — легкий, по всем объектам разработки, состоит, в основном, на 87% мольного объема из метана. Газ характеризуется малой концентрацией пропан-пентановой фракции (менее 5%). Содержание неуглеводородных компонентов: углекислого газа и азота 0,18 и 1,63%, соответственно [4]. |