Фаменская залежь.
Геологическое строение и нефтеносность Усинского месторождения
В контуре нефтеносности пласта Ф-5 находятся 61 скважина. Залежь нефти пластовая, сводовая, литологически и стратиграфически экранированная, тектонически нарушенная. Размеры залежи 6,03,4−0,5 км, высота до 63 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.11 045). Размеры участка залежи… Читать ещё >
Фаменская залежь. Геологическое строение и нефтеносность Усинского месторождения (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
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 1,4Ч0,5 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 0,6Ч0,4 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 2,8Ч0,3−1,3 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 1,5Ч0,4 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 6,03,4−0,5 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 1,2Ч0,9 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 0,75Ч0,5 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.11 059). Участок залежи II блока имеет размеры 1,4Ч2,1 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.11 045). Размеры участка залежи составляют 0,7Ч2,9 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 2,1Ч3,4 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 3,5оС [3].