Глава 3. Нефтеносность

На Усинском месторождении в процессе геолого-разведочных и экс­плуатационных работ в значительном по мощности стратиграфичес­ком диапазоне выявлены 5 разрабатываемых залежей. Они приурочены:

- к терригенным отложениям среднего девона;

- к карбонатным отложениям фаменского яруса верхнего девона;

- к карбонатным отложениям серпуховского яруса нижнего карбона;

- к карбонатной толще среднекаменноугольно-нижнепермского возраста;

- аллювиальным песчаникам верхней перми.

3.1. 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) участке залежь 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	3300	3260	3260	3220
Тип залежи	Пластовый сводовый, тектонически и стратиграфически экранированный
Тип коллектора	поровый
Площадь нефтеносности, тыс.м^2	113775	65269	113775	26894
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	75	75	75	76
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	7847		2354		0,300	7186			1693		0,084	661
пачки I+II+III D2ef	215622		112124		0,520	114267			10769		0,470	101355
В целом	223469		114478		0,512	121453			12462		0,457	102016

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].