Фаменская залежь

Фаменские залежи нефти приурочены к двум пластам: Ф-5 и Ф-4 фаменского яруса верхнего девона (приложение 2, 5). Наибольшим развитием по всей площади месторождения характеризуется залежь пласта Ф-5, пласт Ф-4 продуктивен в условиях повышенной гипсометрии. Залежи осложнены серией тектонических нарушений сбросового характера амплитудой 15 – 40 м, поделившими площадь нефтеносности на пять блоков (с запада на восток: I, IIa, II, III и IV).

Характеристика залежей (снизу вверх):

Пласт Ф-4

Блок 1d. В контуре продуктивности находится четыре скважины, в которых по ГИС выделены нефтенасыщенные толщины пласта Ф-4 от 1,0 (скв.359) до 4,4 м (2080). ВНК принят на отметке минус 1907 м. Залежь является неполнопластовой, литолого-стратиграфически ограниченной и тектонически экранированной. Размеры залежи в рамках блока составляют 1,4×0,5 км, высота 8 м.

Блок Ib. В контуре нефтеносности находится одна скв. 516, которой вскрыто 9 м проницаемого коллектора пласта Ф-4. Фаменские отложения в скв. 516 не опробовались.

Подошва нефтенасыщенных карбонатов, по данным ГИС, отбивается на абсолютной отметке минус 1884,2 м, по которой принят уровень подсчета запасов в данном блоке. Залежь сводовая неполнопластовая, тектонически экранированная. Размеры залежи составляют 0,6×0,4 км, высота 10 м.

Блок I. В контуре нефтеносности - 5 скважин. Нефтенасыщенные толщины варьируют от 2,4 м (скв. 37) до 9,9 (скв. 582) и представлены 1-2 проницаемыми прослоями толщиной от 1,0 до 9,9 м (скв. 582). Уровень подсчета принят на абсолютной отметке минус 1848 м. Залежь пластовая сводовая, частично тектонически экранированная. Размеры залежи 2,8×0,3-1,3 км, высота 12 м.

IV блок. В контуре нефтеносности находятся три скважины. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2,6 (скв. 614) до 5,5 м (скв. 644). ВНК принят на отметке минус 1840 м. Залежь неполнопластовая, тектонически экранированная, размером 1,5×0,4 км, высотой 13 м.

Геолого-физическая характеристика залежей приведена в табл. 3.

Пласт Ф-5

Уровень положения ВНК во всех блоках единый и находится на отметке минус 1848 м, что свидетельствуют о единой гидродинамической системе.

В контуре нефтеносности пласта Ф-5 находятся 61 скважина. Залежь нефти пластовая, сводовая, литологически и стратиграфически экранированная, тектонически нарушенная. Размеры залежи 6,0´3,4-0,5 км, высота до 63 м.

Блок I. В данном блоке находятся 5 скважин, вскрывших только нефтенасыщенные карбонаты пласта Ф-5, толщиной от 1,0 до 3,6 м. Участок залежи I блока с севера и запада ограничен линией размыва пласта, с востока – линией отсутствия коллекторов, с юго-востока – тектоническим нарушением F2. Размеры его составляют 1,2×0,9 км, высота 28 м.

Блок IIа. В контуре нефтеносности находится одна скв. 584. Нефтенасыщенная толщина в ней равна 3,9 м. Количество пропластков – 2. Размеры участка залежи во IIa блоке составляют 0,75×0,5 км, высота 10 м.

Блок II. В контуре нефтеносности находится 14 скважин. Нефтенасыщенные толщины колеблются в диапазоне от 1,9 (скв. 598) до 12,8 м (скв. 11059). Участок залежи II блока имеет размеры 1,4×2,1 км, высоту 38 м.

Блок III. В пределах контура нефтеносности блока находится 13 скважин. Нефтенасыщенные толщины изменяются в диапазоне от 2,9 (скв. 601) до 14,4 м (скв. 11045). Размеры участка залежи составляют 0,7×2,9 км, высота 25 м.

Блок IV. В данном блоке находится 25 скважин с нефтенасыщенными толщинами от 1,0 (скв. 622) до 9,4 м (скв. 614). Участок залежи IV блока ограничен тектоническим нарушением F4 (с запада) и контуром нефтеносности. Размеры участка 2,1×3,4 км, высота 63 м.

Запасы нефти представлены в таблице 4.

Таблица 4. Сведения о запасах нефти на 01.01.2011 г. в продуктивных пачках фаменской залежи
Объекты	Начальные запасы нефти, тыс.т	Текущие запасы нефти, тыс.т	накопл
геологические	извлекаемые	КИН С1	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
D3fm, пласт Ф-5					0,356					0,299
D3fm, пласт Ф-4					0,280					0,238
Всего по D3fm					0,352					0,296

Залежь является небольшой, извлекаемые запасы оцениваются чуть около 1,2 млн. тонн.

Нефть залежи пласта Ф-4 соответствует классу легких с плотностью 0,845 г/см³, малопарафинистых (0,53%мас.). По содержанию смол (1,3%мас.) и асфальтенов (2,8%мас.) нефть является малосмолистой. Нефть пласта Ф-5 в пластовых условиях недонасыщена попутным газом, давление насыщения 14,1 МПа. Газосодержание при пластовой температуре составило 98,4 м³/т. Растворенный газ представлен на 97% по объему углеводородами. Основной компонент газа – метан (76,125%). Содержание углекислого газа – 0,563%. Разгазированная нефть легкая - плотность 0,843 г/см³, сернистая (0,70 %мас.), парафинистая (2,41%мас.) с повышенной вязкостью (12,2 мм2/с). По содержанию смол (6,62%мас.) и асфальтенов (2,11%мас.) нефть является смолистой. Температура застывания нефти минус 3,5^оС[3].

3.3 Серпуховская залежь

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 5,3×2,1 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 1,75×2,0 км, в третьем блоке ее размеры 0,6×1,9 м, в четвертом – 0,75×1,6 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.м^2	7868,75	1718,75	506,25	937,5	11031,25
в том числе: категории С1	4437,50	1718,75			6156,25
категории С2	6056,25		506,25	937,5	7500,00
Средняя общая толщина, м	18,3	18,4	16,8	15,9	17,6
Средняя газонасыщенная толщина, м
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	6,28	2,05	2,07	1,97	5,06
в том числе: категории С1	5,46	2,05			4,51
категории С2	4,15		2,07	1,97	3,74
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м	6,7	6,0	-	5,0	5,9
Пористость, доли ед	0,189	0,187	0,187	0,192	0,189
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед.	0,87	0,87	0,87	0,87	0,87
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед.	0,87	0,87	0,87	0,87	0,87
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.	0,87	0,87	0,87	0,87	0,87
Проницаемость, *10^-3 мкм^2	0,0553
Проницаемость по ГИС, *10^-3 мкм^2		17,3	-	17,2	18,3
Проницаемость по ГДИ, *10^-3 мкм^2
по коэффициенту продуктивности	115,4	-	-	-
по кривым восстановления давления	82,2	-	-	-
Коэффициент гранулярности, доли ед.	0,41	0,33	0,39	0,34	0,36
Расчлененность, ед.	4,6	4,4	4,4	3,5	4,2
Начальная пластовая температура, ^0С	27,3
Начальное пластовое давление, МПа	16,45
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	2,7
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа*с	17,2
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см^3	0,7837
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см^3	0,855
Абсолютная отметка ВНК, м	-1605	-1541	-1541	-1536
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,206
Содержание серы в нефти, %	0,72
Содержание парафина в нефти, %	4,6
Давление насыщеия нефти газом, МПа	14,1
Газовый фактор, м^3/т	105,6
Содержание сероводорода,%	-
Вязкость воды в пластовых условиях, МПа*с	0,840
Вязкость воды в поверхностных условиях, МПа*с	нет данных
Плотность воды в пластовых условиях, т/м^3	1,0493
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м^3	1,0566
Сжимаемость, 1/МПа*10^-4
нефти	1,108
воды	нет данных
породы	нет данных
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,684

Залежь является небольшой. Извлекаемые запасы около 3 млн. тонн, она не имеет большого промышленного значения. Таблица 6. Состояние запасов нефти на 01.01.2011 г. в пластах серпуховской залежи
Объекты	Начальные запасы тыс.т	Текущие запасы 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	тыс.т
С1s1					0,250					0,041

Нефть в пластовых условиях недонасыщена газом так как пластовое давление выше давления насыщения (Рпл=16,45 МПа против Рнас=14,1 МПа), с высоким газосодержанием (105,6 м³/т). В стандартных условиях характеризуется средней плотностью, вязкая, смолистая, парафинистая, сернистая.

Попутный газ средней жирности. Абсолютная плотность газа (ОР) составляет 1,083 кг/м³, относительная по воздуху – 0,899. Содержание азота 4,4% об., концентрация двуокиси углерода – 0,80% об, сероводород отсутствует [3].

Дата добавления: 2015-08-09