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 – 2,240,35-1,15 км) и восточный (размеры участка – 1,150,77 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