Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Геологическое строение и нефтеносность Усинского месторождения

Геологическое строение и нефтеносность Усинского месторождения

История геолого-геофизического изучения Усинского месторождения. Геологические особенности строения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза, тектоническое строение. Среднедевонская, фаменская, серпуховская, верхнепермская залежи нефти.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид отчет по практике
Язык русский
Дата добавления 06.01.2014
Размер файла 2,7 M
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

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

п/п

Параметры

Объекты разработки

в целом

I (1-5)

II (6-8)

III (9-13)

по залежи в целом

1

Средняя глубина залегания, м

1382,1

1260

1197,7

1260

2

Тип залежи

пластово-массивная сводовая

3

Тип коллектора

трещинно-кавернозно-поровый

4

Площадь нефтеносности, тыс. м2

58505

85655

101457

110501

5

Средняя общая толщина, м

167,14

77,09

47,45

285,2

6

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м

28,73

28,05

18,07

51,32

7

Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м

27

9,11

10,53

41,99

8

Коэффициент пористости, доли ед

0,21

0, 19

0, 20

0, 198

9

Коэффициент нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед.

0,75

0,79

0,78

0,77

10

Коэффициент нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед.

11

Коэффициент нефтенасыщенность пласта, доли ед.

0,75

0,79

0,78

0,77

12

Проницаемость (по керну), 10-3мкм2

0,044

0,032

0,027

0,034

13

Коэффициент гранулярности, доли ед.

0,312

0,452

0,464

0,358

14

Расчлененность

23

16,75

12,44

51,06

15

Начальная пластовая температура, оС

23,2

23,0

23,0

23,1

16

Начальное пластовое давление, МПа

13,5

12,4

11,9

12,4

17

Вязкость нефти в пластовых условиях, µПа·с

695

699

687

669

18

Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3

0,934

0,935

0,923

0,933

19

Плотность нефти в поверхн. условиях, т/м3

0,962

0,962

0,962

0,962

20

Абсолютная отметка ВНК, м

-1310

21

Объемный коэффициент нефти, доли ед

1,047

1,047

1,047

1,047

22

Содержание серы в нефти, %

1,496

1,71

1,54

1,582

23

Содержание парафина в нефти, %

0,33

0,39

0,30

0,339

24

Содержание сероводорода в нефти, %

0,53

25

Давление насыщения нефти газом, МПа

7,35

7,8

7,5

7,550

26

Газосодержание нефти, м3/т

23

24,0

23

23

27

Вязкость воды в пластовых условиях, µПа·с

0,950

0,950

0,950

0,950

28

Вязкость воды в поверхностых условиях, µПа·с

-

29

Плотность воды в пластовых условиях, т/м3

1,055

30

Плотность воды в поверхностых условиях, т/м4

1,066

1,066

1,066

1,066

31

Сжимаемость нефти, 1/МПа·10-4

4,5

4,5

4,5

4,5

32

Сжимаемость воды, 1/МПа·10-5

2,4

2,4

2,4

2,4

33

Сжимаемость породы, 1/МПа·10-6

5,5

5,5

5,5

5,5

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

Объекты, месторождение в целом

Начальные запасы нефти, тыс. т

Текущие запасы нефти, тыс. т

утвержденные ГКЗ МПР России

На государственном балансе

геологические

извлекаемые

КИН

геологические

извлекаемые

КИН

геологические

извлекаемые

Текущий КИН

С1, доли ед.

С1, доли ед.

А+В+С1

С2

А+В+С1

С2

А+В+С1

С2

А+В+С1

С2

А+В+С1

С2

А+В+С1

С2

доли ед.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0

11

12

3

14

5

16

Р1аs+s +C2m+b

616853

-

92528

-

0,150

733537

-

242067

-

0,330

680212

-

188742

-

0,07

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].

3.5 Верхнепермская залежь

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

1120

1220

1140

Тип залежи

пластовая,

литологически экранированная

Тип коллектора

терригенный, поровый

Площадь нефтеносности, тыс. м2

1631

741

2372

в т. ч.: по категории С1

1631

1631

по категории С2

741

741

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

20

нет данных

20

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

2094

545

419

109

0, 20

2021

545

346

109

0,035

73

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].

Заключение

В данном отчете дана общая характеристика геологического строения Усинского месторождения. Были рассмотрены вопросы стратиграфического строения, тектонической приуроченности и нефтеносности данной территории.

Месторождение является сложным по строению, крупным по запасам и неравномерно изученным. Особого внимания требует доразведка перспективной пермокарбоновой залежи и перевод запасов небольших залежей из категории С2 в С1.

Собранный геолого-геофизический материал может быть использован для написания дипломного проекта.

Предварительная тема дипломной работы: "Геологическое обоснование доразведки среднедевонско-нижнепермской (пермокарбон) залежи Усинского месторождения"

Список использованных источников

1. Баженова О.К., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А. и др. Геология и геохимия нефти и газа. - 2-е издание. - М: Издат. центр "Академия". - 2004 г. - 415 с.

2. Колотухин А.Т., Логинова М.П., Нефтегазоносные бассейны России и СНГ, Саратов 2008г. - 427 с.

3. Авторский надзор за выполнением проектных решений по разработке месторождений ТПП " Лукойл Усинкнефтегаз" за 2011 год, Ухта 2011 г.

4. Даниленко А.Н. Авторский надзор за разработкой пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, Ухта 2008 г.

5. Урсегов С.О. Авторский надзор за реализацией дополнения к технологической схеме разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения за 2011 год

Размещено на Allbest.ru

...

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены