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	1680	1650	1660	1650	1660
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	22	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

3231

3273

808

818

0,250

3100

3273

677

818

0,041

131

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].