Месторождение: Demir Dagh (ID: 57819)

Свойства

Класс Месторождения: Среднее

Тип Месторождения: Нефтегазовое

Местоположение:

Местность:

Стадия разработки: Добыча

Год открытия: 1960

Источник информации:

Метод открытия:

Площадь: 22.78 км²

Описание

Газонефтяное месторождение Demir Dagh

 Месторождение расположено на левобережье реки Большой Заб, в 25 км к западу от г. Эрбиль. Открыто в 1960 г. Приурочено к антиклинали западного - северо-западного простирания. Длина складки 15 км, ширина 6 км. Южное крыло и западная периклиналь складки осложнены сбросами с амплитудой на юге около 300 м, на западе - 120 м.

На месторождении выявлено несколько продуктивных горизонтов в отложениях палеоцен-эоцена и верхнего-нижнего мела, которые показаны в разрезе скв. 1 Damir Dagh на рисунке 1.

 Нефтегазоносный горизонт, залегающий на глубине 891-929 м, приурочен к отложениям свиты Пила Спи (верхний эоцен). Нефтенасыщенная мощность пласта составляет 8,5 м. Коллекторы представлены известняками с пористостью до 20%. Плотность нефти – 0,966 г/см³. Газовый фактор – 26 м³/м³.

 Давление насыщения (P_нас.) – 8,6 МПа. Пластовая температура (t_пл) – 69^оС. Нефтеносный горизонт, залегающий на глубине 1088-1116 м, приурочен к отложениям свиты Синджар (палеоцен - нижний эоцен), сложенной известняками с прослоями доломитов, характеризующимися значениями пористости от 8 до 15%.

Рисунок 1 Схема корреляции разрезов скважин Месопотамского краевого прогиба по линии I-I`

Нефтенасыщенная мощность пласта составляет 7 м. Плотность нефти – 0,965 г/см³. Газовый фактор – 28 м³/м³. Вязкость нефти μ (20^оС) сПз – 85. Давление насыщения – 10,0 МПа. Пластовая температура (t_пл) – 74 ^оС.

Нефтегазоносный горизонт, приуроченный к свите Шираниш (верхний мел – кампан - маастрихт), залегает на глубине 1570-1610 м. Газовый пласт занимает верхние 30 м интервала (1570-1600 м). Нижние 10 м (1600-1610 м) являются нефтенасыщенными.

Коллекторы представлены известняками. Средние значения пористости – 12%. Плотность нефти – 0,919-0,921 г/см3. Содержание серы – 3,86-5,54% (вес.). Вязкость нефти μ (20^оС) сПз – 12. Газовый фактор – 43 м³/м³. Давление насыщения (P_нас.) – 12,8 МПа. Пластовая температура (t_пл) – 80⁰С.

Газ метановый бессернистый. Состав газа, об.%: CH₄ – 83,87; C₂H₄ – 8,55; C₃H₈ – 3,71; C₄H₁₀ – 2,28; C₅H₁₂ – 0,62;C₆H₁₄ + высшие – 0,31; N₂ – 0; CO₂ – 0,20; H₂S - 0,46.

Нефтегазоносный горизонт, приуроченный к отложениям свиты Бекме (верхний мел, кампан), залегает на глубине 1689-1730 м. Нефтенасыщенная мощность пласта составляет 35 м. Коллекторы сложены известняками, пористость которых изменяется в пределах 14-20%, проницаемость – от 0,8 до 65,7 мД. Плотность нефти –0,946 г/см³.

Газовый фактор – 48 м³/м³. Давление насыщения (P_нас.) – 13,2 МПа. Пластовая температура (t_пл) – 82^оС.

Нефтеносный горизонт, залегающий на глубине 1765-1899 м, приурочен к отложениям свиты Верхняя Камчука (нижнйи мел, альб). Нефтенасыщенная мощность пласта - 47 м. Коллекторы представлены доломитизированными известняками, средняя пористость которых 14%. Плотность нефти –0,946 г/см³. Газовый фактор – 52 м³/м³.

Давление насыщения (Pнас.) – 13,8 МПа. Пластовая температура (t_пл) – 83^оС.

Начальные доказанные запасы нефти месторождения составляют 10,2 млн. т, газа – 1,5 млрд. м³. Добыча на месторождении не производилась.

Источник: Геологическое строение, нефтегазоносность и состояние нефтегазовой промышленности, обработка и интерпретация сейсмических материалов по лицензионным блокам в южной и центральной частях Западной Пустыни, оценка прогнозных ресурсов нефти и газа. ООО «Совгеоинфо». Том 1, 2009.

Следующее Месторождение: Suru 1