Геологическая часть

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождение расположено в Пономаревском районе, в 27 км к югу от райцентра Пономаревка и в 40 км к северо-западу от районного центра Шарлык. В непосредственной близости от месторождения находится Романовское, а в 18 км к юго-востоку Родниковское месторождения (рис. 1.1).

Нефтепровод проходит в 7 км к северо-востоку. Магистральный газопровод от Оренбурга на Заинск пролегает  в 5-6 км к северо-востоку от Врезовского месторождения.

В пределах лицензионного участка Врезовского месторождения природные территории и памятники архитектуры отсутствуют. Промышленных объектов на площади месторождения нет.

Предусмотрена герметизированная групповая система сбора продукции скважин до дожимной насосной станции. Объекты автоматизированы и телемеханизированы. Окончательная подготовка продукции добываемой на Врезовском, и других месторождениях осуществляется на УПН «Пономаревская».

В экономическом отношении район Врезовского месторождения характеризуется сельскохозяйственным уклоном. До 80 % земель занято под сельскохозяйственные культуры.

В пределах рассматриваемой площади имеются месторождения строительных материалов: известняков, песка, глин, гипса, гравия.

1.2 Орогидрография

Месторождение относится к водораздельной возвышенности между верховьями бассейнов рек Демы, Тока и Салмыша. Основная водная артерия р. Дема протекает к северу от месторождения. Минимальные абсолютные отметки (-161,4 – -166,8 м) приурочены к руслу р. Демы, максимальная (-328,5 м) отмечается в юго-восточной части площади.

Обзорная схема района работ

Рис. 1.1

Для водоснабжения буровых используются воды р. Демы и ее притоков.

Рельеф местности представляет собой всхолмленную равнину, расчлененную речными долинами, балками и оврагами. Район Врезовского месторождения характеризуется преимущественно пологими формами рельефа с уклоном 20 м на 1 км. Крутизна склонов проектируемых площадок скважин невелика и составляет 1-2, редко 5°. В сейсмическом отношении район спокойный.

По характеру растительного покрова территория относится к степной зоне. Лесные массивы отсутствуют и только по оврагам и долинам рек встречаются заросли кустарников, кроме того, имеются лесозащитные полосы. Редкие небольшие участки леса встречаются в пойме р. Дема и на юге.

Климат района резко континентальный: с холодной зимой и жарким засушливым летом. Годовые колебания температур – максимум от +40 °С летом до – 40-43 °С зимой. Среднее количество осадков – около 400 мм. В виде дождей выпадает 236 мм, а остальное количество выпадает в виде снега. Безморозный период составляет 120-140 дней.

1.3 Структурно-тектонические особенности района работ

В региональном тектоническом плане район Врезовское нефтяное месторождение расположено в пределах юго-восточной части Русской платформы, в северо-восточной части Восточно-Оренбургского структурного выступа (ВОСВ) второго порядка, приуроченного к северному склону Шарлыкского локального выступа, окончания Жигулевско-Оренбургского свода (рис. 1.2). Примыкает к крайней восточной части к Большекинельскому валу. По поверхности кристаллического фундамента, погребенного под довольно мощной толщей осадочных отложений (до 3000 м), погружается в южном направлении в сторону Прикаспийской впадины.

Характерной чертой геологического строения этого крупного тектонического элемента является наличие погребенных поднятий в девоне. В позднепермско-раннемезозойское время вся территория приобрела общий региональный наклон в юго-восточном направлении. В силу таких условий формирования локальные поднятия в каменноугольных отложениях выположены или отражены пологими структурными носами.

Фрагмент структурно-тектонической схемы Оренбургской области

Рис. 1.2

Основной особенностью тектонического строения Врезовского месторождения и ряда других месторождений ВОСВ (Романовское, Родниковское, Олимпийское и др.) является отсутствие северных переклиналей.

Стратиграфический разрез месторождения в целом согласуется с региональными закономерностями, установленными для данного района работ. Осадочный чехол достоверно разделяется на слои и ритмы пород.

1.4 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

В геологическом строении района принимают участие породы кристаллического фундамента архей, верхнепротерозойского возраста и породы осадочного чехла палеозойского, кайнозойского (четвертичного) возрастов.

В настоящем дипломном проекте рассматриваются отложения фаменского яруса. Рассмотрим отложения, к которым непосредственно приурочены данные продуктивные пласты.

Верхний отдел D3

Верхний отдел представлен франским (D3f) и фаменским (D3fm) ярусами.

Продуктивные пласты приурочены к отложениям фаменского яруса.

В состав фаменского яруса входят нижний, средний и верхний подъярусы.

Нижний +средний - D3fm1 + D3fm2 подъярусы

Орловский надгоризонт

Данковский горизонт (D3dn)

Разрез литологически представлен известняками светло-серыми, почти белыми, плотными, крепкими, массивными.

Отмечаются вкрапления пирита и участками обилие сферических фораминифер. Встречаются микротрещины, выполненные глинистым веществом. В верхней части горизонта выделяется продуктивный пласт ДфII.

Толщина горизонта 100-120 м.

Верхний подъярус D3fm3

Заволжский надгоризонт – D3zv

Литологически разрез горизонта представлен известняками светло - и темно-серыми, скрыто - и мелкокристаллическими, неpaвномерно глинистыми, крепкими, плотными, иногда крупнопористыми до кавернозных, трещиноватыми. Трещины выполнены глинистым материалом. Выделяются продуктивные пласты Зл1 и Зл2.

Толщина горизонта 76-96 м.

1.5 Нефтегазоносность

В соответствии со схемой нефтегеологического районирования Врезовское месторождение относится к Восточно-Оренбургскому нефтегазоносному району. Месторождение является многопластовым, в его пределах на разных структурных этажах (нижний карбон, средний девон) выявлено 12 залежей нефти, которые приурочены к отложениям турнейского яруса (пласты Т1, Т2, Т3), фаменского яруса (пласты Зл1, Зл2, ДфII) и живетского яруса ардатовского горизонта (пласт ДIII-2). Сведения о продуктивных залежах рассматриваемых в дипломном проекте пластов фамена представлены в табл. 1.1.

Таблица 1.1

Характеристика продуктивных залежей фамена Врезовского месторождения

Пласт	Залежь	Тип залежи	Размеры залежи, мЧм	Площадь залежи, 103м2	Абс. отметка кровли (интервал измерений),м	Абс. отметка ВНК, м	Высота залежи, м
ДфII	основная	массивная	4000Ч3700	8890	-2025,2	-2060,8	43
(-1972-2040,4)
Зл2	основная	Пластовая сводовая	2900Ч3100	4970	-1982,1	-1997,2	25
(-1989,2 -2006,4)
Р-н скв.32	Пластовая сводовая	750Ч400	243	-1920,7	-1938,5	16
Зл1	Р-н скв.32	Пластовая сводовая	1300Ч1000	1003	-1906,1	-1929,5	41
(-1888,0 -1925,9)
Зл1-1	основная	Пластовая сводовая	3100Ч3200	5542	-1955,0	-1972,6±0,3	24
(-1945,9 -1962,6)

1.6 Литолого-петрофизическая характеристика пород

Пласт ДфII приурочен к данковскому горизонту фаменского яруса.

Разрез пласта ДфII представлен известняками (содержание кальцита 92-98,7%) серыми, светло-серыми, редко темно-серыми участками со слабым зеленоватым оттенком, в Основном – скрытокристаллическими, пелитоморфными массивными. Отмечены органогенно-детритовые слабо пористые известняки, состоящие на 50 % из органических остатков самой разнообразной формы – створки и раковины остракод обломки брахиопод, членики криноидей, обрывки водорослей, фораминиферы. В керне присутствует доломитизация 3–0,2%. Многочисленные стилолиты (от очень тонких зубчатых до пологоволнистых, с пологими вершинами и с амплитудами 0.2–1см), участками сконцентрированы и придают породе брекчиевидный облик, по единичным сколам в зонах стилолитов отмечаются зеркала скольжения.

Порода трещиноватая субвертикального и вертикального, редко горизонтального простирания, трещины  заполнены зеленовато-серой глиной, буровато-черным ОВ и кальцитом, отмечаются признаки нефтенасыщения (запах Н2S, выпоты и примазки нефти).

Встречаются каверны инкрустированные кристаллами кальцита, изредка заполненные нефтью.

По всему разрезу наблюдаются пологоволнистые слойки (толщиной до 0,3 - 1 см) углистого слабо глинистого материала и вкрапления зерен пирита.

Региональной и локальной покрышкой пласта ДфII являются известняки серые буровато-серые, пелитоморфные, массивные, плотные с включением глинистого материала.

В заволжском горизонте фаменского яруса продуктивными пластами являются Зл1 и Зл2.

Пласт Зл2 представлен известняками серыми, светло-серыми со слабым буроватым оттенком, с неравномерным слабым нефтенасыщением. Известняки органогенно-детритовые, часто перекристаллизованные – пелитоморфно-скрытокристаллические-зернистые до мелкозернистых, с неравномерным структурным распределением. Содержание кальцита в породе составляет 97,5-99,9%.

Пласт Зл1 представлен известняками, содержание кальцита в которых 97,6-99,9%. Породы буровато-серые до бурых, в различной степени нефтенасыщенные; редкими прослоями и линзовидными пятнами, в кровельной части встречаются светло-серые, пятнами с буроватым оттенком и слабым нефтенасыщением. Распространение нефтенасыщения связано с неравномерностью структурного строения известняков – в Основном, органогенно-детритовых до органогенных, пелитоморфно-мелкозернистых до мелкозернистых. Участки с очень слабым нефтенасыщением представлены более плотными известняками пелитоморфно-мелкозернистыми и до мелкозернисто-пелитоморфных, часто ограниченные стилолитами. Многочисленные стилолиты чаще острозубчатые с резкими перепадами и с амплитудами от <0,1 см до 0,5 см; реже – со сглаженными вершинами и с амплитудами
до 2-3 см, выполненные углисто-битуминозным материалом.

В верхней части пласта  Зл1 отмечаются частые тонкие намывы глинисто-углистого материала (с реликтовыми ходами илоедов) и единичные слойки (толщиной 0,5-1,5см) черной углистой глинисто-карбонатной породы, возможно - зона формирования стилолитов.

Горизонт Зл1 на Основной залежи делится на два пласта: нефтенасыщенный Зл1-1 и водоносный Зл1-2.

Покрышкой пластам Зл1 и Зл2 служит мощная пачка до 24 м карбонатных пород представленная известняками буровато-серыми, серыми, неравномерно глинистыми, плотными,  иногда с трещинами, которые заполнены темно-серой глиной.

По условиям осадконакопления известняки пластов Дф2, Зл2 и Зл1 относятся к фациям биогермно-шельфовой подзоны (вакстоун с линзами пакстоуна) седиментационной структуры бортового типа Мухано-Ероховского прогиба (морские условия средних глубин).

1.7 Свойства пластовых флюидов

По результатам исследования поверхностных проб нефтяного пласта Зл1-1 плотность нефти равна 873 кг/м3, кинематическая вязкость при 20 °С – 18,68 мм2/с, динамическая вязкость нефти при 20 °С – 16,41 мПа*с. До 300 °С при разгонке по Энглеру выкипает 45 % нефти. Температура застывания нефти равна -15 оС. Концентрация серы в нефти составляет 1,80 %, смол силикагелевых – 17,03 %, асфальтенов – 5,28 %, твердых парафинов – 3,88 % (температура плавления парафина – 50 оС). Нефть является сернистой, высокосмолистой, парафиновой.

Среднее значение плотности пластовой нефти при однократном разгазировании глубинных проб скв. 25 составляет 850 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 3,9 МПа, газосодержание – 24,0 м3/т (20,7 м3/м3), динамическая вязкость пластовой нефти – 6,39 мПа*с.

После дифференциального (ступенчатого) разгазирования в рабочих условиях плотность сепарированной нефти равна 851 кг/м3, газосодержание – 21,5 м3/т (18,3 м3/м3), объёмный коэффициент – 1,031.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся при ступенчатой сепарации нефти, составляет: сероводорода – 1,81 %, углекислого газа – 0,84 %,  азота – 18,77 %, гелия – 0,029 %, метана – 23,38 %, этана – 22,83 %, пропана – 21,64 %, бутанов – 7,05%, пентанов – 2,50%, гексанов – 0,70 %, гептаны+высшие – 0,45 %. Плотность растворенного газа (смеси) равна 1,389 кг/м3, относительная плотность газа по воздуху – 1,153.

Нефть пласта Зл1 является высокосмолистой (смол силикагелевых – 15,92 %), парафиновой (твердых парафинов – 4,66 %), с содержанием асфальтенов – 7,89 %. При разгонке нефти по Энглеру выход светлых фракций до 300 °С составил 45 %. Плотность нефти поверхностных проб равна 876 кг/м3, кинематическая вязкость при 20 °С – 21,46 мм2/с, динамическая вязкость при 20 °С – 18,80 мПа*с.

В залежи нефтяного пласта Зл2 пробы не отбирались.

Плотность нефти пласта ДфII поверхностных проб равна 856 кг/м3, кинематическая вязкость при 20 °С – 10,96 мм2/с, динамическая вязкость при 20°С – 9,38 мПа*с, температура застывания флюида равна -17 оС. Выход фракций до 300 °С при разгонке по Энглеру составляет 46 %, до 350 °С – 60 %. Нефть является сернистой (серы – 1,91 %), парафиновой (твердых парафинов – 4,32 %, с температурой плавления – 51 °С).

При исследовании двух глубинных проб нефти способом однократного разгазирования установлено: давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 3,3 МПа, газосодержание – 20,0 м3/т (17,3 м3/м3), плотность пластовой нефти – 857 кг/м3, динамическая вязкость пластовой нефти – 6,21 мПа*с, усадка – 3,12 %.

После дифференциального (ступенчатого) разгазирования в рабочих условиях плотность сепарированной нефти равна 851 кг/м3, газосодержание – 18,2 м3/т (15,5 м3/м3), объёмный коэффициент – 1,019.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся при ступенчатой сепарации нефти, составляет: сероводорода – 3,99 %, углекислого газа – 0,33 %,  азота – 17,29 %, гелия – 0,023 %, метана – 20,52 %, этана – 23,53 %, пропана – 22,46 %, бутанов – 7,93 %, пентанов – 2,60 %, гексанов – 0,77 %, гептаны+высшие – 0,56 %. Плотность растворенного газа (смеси) равна 1,429 кг/м3, относительная плотность газа по воздуху – 1,186.

1.8 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Пласты фаменского объекта сложены карбонатными породами. Средняя общая толщина пластов фаменских отложений варьируется в пределах 15,0-50,9 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по залежам 3,5-13,0 м. Пласты сильно расчленены, коэффициент песчанистости составляет 0,3-0,66 д. ед., расчлененность 3,4-6,2.

Пласты фаменских отложений характеризуются низкими значениями пористости 7-10%, пониженной начальной нефтенасыщенностью коллекторов 71-82%, низкой проницаемостью 4,5-13,3*10-3 мкм2.

Таблица 1.2

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов фаменских отложений Врезовского месторождения

Параметры	Зл1-1	Зл1	Зл2	ДфII
основное поднятие	район скв.32	основное поднятие	район скв.32	основное поднятие
Средняя глубина залегания кровли, м	2216	2155	2242	2166	2291
Тип залежи	пластово-свод.	пластово-свод.	пластово-свод.	пластово-свод.	массивная
Тип коллектора	карбон	карбон	карбон	карбон	карбон
Площадь нефтеносности, тыс. м2	5542	1003	4970	243	8890
Средняя общая толщина пласта, м	15,0	31,7	16,7	18,5	50,9
Средняя эф. нефтен. толщина, м	8,6	4,4	3,5	13,0	6,4
Пористость, %	10	9	9	9	7
Средная нефтенасыщеность, д. ед	0,81	0,82	0,76	0,8	0,71
Проницаемость, 10-3 мкм2	13,3	4,5	7,6	4,6	6,1
Коэффициент песчанистости, д. ед.	0,66	0,41	0,41	0,83	0,3
Коэффициент расчлененности	4,1	3,75	3,4	5	6,2
Начальная пластовая температура, єС	40	40	40	40	41
Начальное пластовое давление, Мпа	23,3	23,3	23,3	23,3	24
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа∙с	6,39	6,39	6,39	6,39	6,21
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3	0,850	0,850	0,850	0,850	0,85
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3	0,851	0,851	0,851	0,851	0,851
Абсолютная отметка  ВНК, м	-1972,9	-1929,5	-1997,2	-1938,5	-2060,8
Объемный коэффициент нефти, д. ед.	1,031	1,031	1,031	1,031	1,019
Давление насыщения нефти газом, МПа	3,9	3,9	3,9	3,9	3,3
Газосодержание, м3/т	21,5	21,5	21,5	21,5	18,2
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа∙с	1,15	1,15	1,15	1,15	1,16
Плотность воды в пластовых условиях, г/см3	1,169	1,169	1,169	1,169	1,169
Коэффициент вытеснения доли ед.	0,562	0,534	0,517	0,526	0,524

1.9 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

Расчет запасов нефти и газа (балансовых и извлекаемых, начальных и остаточных) производится на 01.01.16 года. Подсчет производится объемным методом.

При подсчёте используется следующая формула объёмного метода:

Q бал = F · h · m · Kн · с · и,  тыс. т  (1.1)

где:  F – площадь нефтеностности, тыс. м2;

h – средневзвешанная эффективная нефтенасыщенная толщина, метры;

m – коэффициент пористости, доли единиц;

Kн – коэффициент нефенасыщенности, доли единиц;

с – плотность нефти, т/мі;

и – пересчётный коэффициент, учитывающий усадку нефти, д. ед.

Пересчетный коэффициент рассчитывается по формуле:

θ =  (1.2)

где:  В - объемный коэффициент.

Извлекаемые запасы определялись умножением балансовых запасов на коэффициент извлечения нефти – в.

Таблица 1.3

Исходные данные

Параметры	Зл1-1	Зл2	Зл1	Зл2	ДфII
основное поднятие	район скв.32	основное поднятие
Площадь нефтегазоносности F, тыс. м2	5542	4970	1003	243	8890
Средняя нефтенасыщенная толщина h, м	8,6	3,5	4,4	13,0	6,4
Коэффициент пористости m, доли ед.	10,0	9,0	9,0	9,0	7,0
Коэффициент нефтенасыщености Kн, доли ед.	0,81	0,76	0,82	0,80	0,71
Плотность нефти с, г/м3	0,851	0,851	0,851	0,851	0,851
Объемный коэффициент нефти В, доли ед.	1,031	1,031	1,031	1,031	1,019
Пересчетный коэффициент θ, доли ед.	0,970	0,970	0,970	0,970	0,981
Газовый фактор Г, м3/т	21,5	21,5	21,5	21,5	18,2
Коэффициент извлечения нефти, в	0,381
Накопленная добыча нефти УQн на 01.01.2016 г., тыс. т	457	7,9	146,5

Пример расчета приведен для залежи пласта Зл1-1. Так как коэффициент нефтеизвелечения по фаменскому объекту принят единым, а накопленная добыча приведена отдельно по разным залежам, то для начала найдем начальные запасы по пластам. Чтобы найти остаточные запасы суммируем соответствующие запасы и накопленную добычу по залежам.

Балансовые запасы для залежи пласта Зл1-1 составляют:

Q бал = 5542·8,6·0,1 ·0,81·0,851·0,97 = 3187 тыс. т

Извлекаемые запасы нефти:

Q изв. = Q бал. · в = 3187 · 0,381 = 1214 тыс. т.  (1.3)

Добыча нефти на анализируемый период (с начала эксплуатации до 01.01.16 г.) дана в целом по пластам Зл1-1 и Зл2 и составляет УQн = 457 тыс. т. Чтобы найти остаточные запасы нужно просуммировать начальные запасы по залежам пластов Зл1-1 и Зл2 на основном поднятии:

Q бал Зл1-1 и Зл2 осн. залежь = 3187 + 982 = 4169 тыс. т.

Q изв Зл1-1 и Зл2 осн. залежь = 1214 + 374 = 1588 тыс. т.

Остаточные балансовые запасы нефти по пластам Зл1-1 и Зл2 основной залежи на 01.01.16 г. составляют:

Q ост. бал. = Q бал. - УQн  (1.4)

Q ост. бал. = 4169 – 457 = 3712 тыс. т. 

Остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.16 г.:

  Q ост. изв. = Q изв. - УQ н  (1.5)

Q ост. изв. = 1588 – 457 = 1131 тыс. т.

Балансовые запасы газа для залежи пласта Зл1-1:

Q бал. газа. = Q бал. н. · Г  (1.6)

Y бал. газа.= 3187 · 21,5 / 1000 = 69 млн. мі

Извлекаемые запасы газа:

Y изв. газа.  = Q изв. н. · Г  (1.7)

Y изв. газа. = 1214 · 21,5 / 1000 = 26 млн. мі

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.16 г. находим по залежам пластов Зл1-1 и Зл2 на основном поднятии:

Y ост. бал. г=Q ост. бал. · Г  (1.8)

Y ост. бал. г = 3712 · 21,5 / 1000 = 80 млн. мі

Остаточные извлекаемые запасы газа на 01.01.16 г.:

Y ост. изв. г = Q ост. изв. г · Г  (1.9)

Y ост. изв. г = 1131· 21,5 / 1000 = 24 млн. мі

Аналогично найдены запасы по всем остальным залежам и в целом по фаменскому объекту. Результаты расчетов приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.4

Начальные и остаточные запасы нефти и газа на 01.01.16 г.

Запасы	Зл1-1	Зл2	Зл1	Зл2	ДфII	Фаменский объект в целом
основное поднятие	район скв.32	основное поднятие
Qбал	3187	982	269	188	2362	6987	тыс. т.
Qизвл	1214	374	102	72	900	2662	тыс. т.
Qбал. ост	3712	449	2215	6375	тыс. т.
Qизв. ост	1131	166	753	2051	тыс. т.
Yбал	69	21	6	4	43	142	млн. мі
Yизвл	26	8	2	2	16	54	млн. мі
Yбал. ост	80	10	40	130	млн. мі
Yизв. ост	24	4	14	42	млн. мі

Выводы

Месторождение расположено в Пономаревском районе, в 27 км к югу от райцентра Пономаревка и в 40 км к северо-западу от районного центра Шарлык. Предусмотрена герметизированная групповая система сбора продукции скважин до дожимной насосной станции. Объекты автоматизированы и телемеханизированы.

Месторождение относится к водораздельной возвышенности между верховьями бассейнов рек Демы, Тока и Салмыша. Для водоснабжения буровых используются воды р. Демы и ее притоков.

В региональном тектоническом плане район Врезовское нефтяное месторождение расположено в пределах юго-восточной части Русской платформы, в северо-восточной части Восточно-Оренбургского структурного выступа второго порядка, приуроченного к северному склону Шарлыкского локального выступа, окончания Жигулевско-Оренбургского свода. Стратиграфический разрез месторождения в целом согласуется с региональными закономерностями, установленными для данного района работ. Осадочный чехол достоверно разделяется на слои и ритмы пород.

В геологическом строении района принимают участие породы кристаллического фундамента архей, верхнепротерозойского возраста и породы осадочного чехла палеозойского, кайнозойского (четвертичного) возрастов.

Врезовское месторождение является многопластовым, в его пределах на разных структурных этажах (нижний карбон, средний девон) выявлено 12 залежей нефти, которые приурочены к отложениям турнейского яруса (пласты Т1, Т2, Т3), фаменского яруса (пласты Зл1, Зл2, ДфII) и живетского яруса ардатовского горизонта (пласт ДIII-2). В настоящем дипломном проекте рассматриваются отложения фаменского яруса верхнего отдела девона.

Пласты фаменского объекта сложены карбонатными породами. Средняя общая толщина пластов фаменских отложений варьируется в пределах 15,0-50,9 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по залежам 3,5-13,0 м. Пласты сильно расчленены, коэффициент песчанистости составляет 0,3-0,66 д. ед., расчлененность 3,4-6,2.

Пласты фаменских отложений характеризуются низкими значениями пористости 7-10%, пониженной начальной нефтенасыщенностью коллекторов 71-82%, низкой проницаемостью 4,5-13,3*10-3 мкм2.

Плотность пластовой нефти фаменских отложений – 850 кг/м3, динамическая вязкость пластовой нефти – 6,21-6,39 мПа*с

После дифференциального (ступенчатого) разгазирования в рабочих условиях плотность сепарированной нефти равна 851 кг/м3, газосодержание – 18,2-21,5 м3/т, объёмный коэффициент – 1,019-1,031.

Раздел содержит расчет запасов нефти и газа (балансовых и извлекаемых, начальных и остаточных) по состоянию на 01.01.16 года. Подсчет производился объемным методом по залежам, затем, путем суммирования соответствующих запасов, найдены запасы в целом по фаменскому объекту.