Среднедевонская залежь

Среднедевонские залежи нефти приурочены к основной толще (пачки I+II+III) эйфельского яруса и верхней пачки (IV) живетского яруса.

Основная толща песчаников развита по всей площади рас­простране­ния среднедевонских отложений. Верхняя пачка песчани­ков распро­странена лишь на северной периклинали структуры и вдоль восточного крыла (Приложение 2,3, рис. 3). Покрышкой являются глинистые отложения тиманского и саргаевского (доманиковый) горизонтов.

В основной толще песчаников в пределах складки установлено два участка залежи нефти: основ­ной (северный) с отметкой ВНК – минус 3384 м и южный – с отметкой ВНК минус 2907 м.

На основном (северном) участкезалежь классифицируется как плас­товая сводовая стратиграфически и тектонически экранированная, на юго-западе ограничена границей размыва среднедевонских отложений. На северной периклинали – отделяется сбросовым нарушением амплитудой 80 – 100 м, в южной части структуры залежь ограничивается нарушением амплитудой 45 – 15 м. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности (минус 3384 м) составляют 22´7,8-4,5 км; высота – 560 м [2].

Нефтенасыщенные толщины песчаников изменяются от 0 до 58,0 м. Наибольшие значения толщин (30 – 58 м) отмечаются в центральной части залежи.

На южном участке залежь небольшая, пластовая, тектонически и стратиграфически экранированная. Ее размеры пo внeшнeму кoнтуpу нeфтeнocнocти (абс. отм. минус 2907 м) – 5,5´3 км, этаж нефтеносности – 77 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 22,0 м.

Пачки II+I имеют наибольшую площадь распространения. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 0 до 39,4 м (средневзвешенное по площади значение – 17,8 м).

Рис 3. Структурная карта по кровле среднедевонских отложений

1. Граница распространения среднедевонских отложений 2. Изогипсы продуктивного горизонта 3. Контуры нефтеносности

Пористость по керну составляет 12,4%, проницаемость –0,1474 мкм².

Пачка III занимает лишь северную периклиналь структуры. Общая толщина пачки изменяется от 0 до 48 м. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 0 до 23,6 м (средневзвешенное по площади значение – 8,5 м). Количество проницаемых прослоев составляет в среднем 5,6. Пористость по керну составляет 12,0%, проницаемость – 0,1259 мкм².

Залежи нефти в IV (верхней) пачке, (приложение 4) классифицируются как пластовые структурные литологически и стратиграфически экранированные, распространены в северной и частично восточной частях структуры. На остальной площади песчаники IV пачки встречаются отдельными линзами или размыты. На восточном крыле структуры зона распространения песчаников прослеживается в виде небольшой изрезанной полосы. Водонефтяной контакт на этих участках не подсечен, принят по аналогии с основной толщей на отметке минус 3384 м. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 0 до 11,4 м (средневзвешенное по площади значение – 3,6 м). Пачка характеризуется низкими значениями коэффициентов песчанистости - 0,18 доли ед. и расчлененности – 3,2. Пористость по керну составляет 10,3%, проницаемость –,0441 мкм².Геолого-физическая характеристика среднедевонских залежей Усинского месторождения приведена в табл. 1.

Таблица 1. Геолого-физическая характеристика продуктивных пачек среднедевонской залежи
Параметры.	Пачки
	D2ef I+II	D2ef III	D2ef I+II+III	D2st IV
Средняя глубина залегания кровли, м
Тип залежи	Пластовый сводовый, тектонически и стратиграфически экранированный
Тип коллектора	поровый
Площадь нефтеносности, тыс.м^2
Средняя общая толщина, м	52,7	28,2	80,9	16,6
Средняя газонасыщенная толщина, м
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	17,78	8,49	22,65	3,09
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м	20,8	3,8	12,3	-
Пористость, %	13,7	11,8	13,3	13,8
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед.	0,866	0,846	0,856	0,860
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед.	0,866	0,846	0,856	0,860
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.	0,866	0,846	0,856	0,860
Проницаемость, *10^-3 мкм^2	147,4	125,9	136,7	44,1
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,39	0,33	0,37	0,18
Расчлененность, ед.	9,9	5,6	15,5	3,2
Начальная пластовая температура, ^0С
Начальное пластовое давление, МПа	36,8	36,8	36,8	33,8
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	2,19	1,90	2,05	2,12
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа*с	20,96	20,9	20,96	19,68
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м^3	0,782	0,778	0,78	0,757
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м^3	0,843	0,842	0,8425	0,844
Абсолютная отметка ВНК, м	- 2907 - 3384
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,196	1,196	1,196	1,250
Содержание серы в нефти, %	0,70	0,52	0,61	0,68
Содержание парафина в нефти, %	4,10	3,40	3,75	3,20
Давление насыщения нефти газом, МПа	8,3	8,0	8,2	9,8
Газовый фактор, м^3/т	67,1	67,1	67,1	86,5
Содержание сероводорода,%	-	-	-	-
Вязкость воды в пластовых условиях, МПа*с	0,39	0,39	0,39	0,39
Вязкость воды в поверхностных условиях, МПа*с	нет данных
Плотность воды в пластовых условиях, т/м^3	1,045	1,045	1,045	1,045
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м^3	нет данных
Сжимаемость, 1/МПа*10^-4
нефти	8,11	8,36	8,15	9,1
воды	нет данных
породы	нет данных
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,684	0,684	0,684	0.611

Величины геологических и извлекаемых запасов нефти по состоянию на 01.01.2011 г. приведены в таблице 2.

Таблица 2. Состояние запасов нефти на 01.01.2011 г. в продуктивных пачках среднедевонской залежи
Объекты	Начальные запасы нефти, тыс. т	Текущие запасы нефти, тыс.т
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	накопл.
IV D2st					0,300					0,084
пачки I+II+III D2ef					0,520					0,470
В целом					0,512					0,457

Залежь является важной по количеству запасов, ее извлекаемые запасы составляют около 155 млн. тонн, что составляет треть запасов месторождения.

Нефти поддоманиковых терригенных отложений близки по физико-химическим свойствам. Нефть в пластовых условиях недонасыщена газом, газосодержание среднее. В стандартных условиях характеризуется, как легкая, маловязкая, смолистая, парафинистая, сернистая. Растворенный в нефти газ содержит высокую концентрацию пропан-пентановой фракции (больше 30% об.). Сероводород отсутствует и газ агрессивными свойствами не обладает. Температура застывания нефти +4 – +16 °С [3].

Дата добавления: 2015-08-09