Оглавление
- ВВОДНЫЙ РАЗДЕЛ
- ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
- Общая характеристика Повховского месторождения
- Геологическая характеристика Повховского месторождения
- Стратиграфия
- Тектоника
- Нефтегазоносность
- Водоносность
- Характеристика продуктивного пласта БВ8
- Геологическая модель горизонта БВ8
- Свойства пластовых жидкостей и газа
- ТЕХНИКО – ТЕХНИЧЕССКИЙ РАЗДЕЛ
- Состояние фонда скважин Повховского месторождения
- Общие понятия о ликвидации скважин
- Категории скважин, подлежащих ликвидации
- Порядок ликвидации скважин
- Оборудование устьев и стволов нефтяных, газовых и других скважин при их ликвидации. Общее положение
- Ликвидация скважин без эксплуатационной колонны
- Оборудование устьев и стволов при ликвидации скважин со спущенной эксплуатационной колонной
- Дополнительные требования к ликвидации и консервации скважин на месторождениях с высоким содержанием сероводорода
- Порядок оформления документов на ликвидацию скважины
- Расчет
- Технология проведения ликвидации скважин
- Выводы
- ОХРАНА ТРУДА, ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА
- Оценка состояния охраны труда на месторождении
- Методы безопасности и природоохранные мероприятия при ликвидации скважин
- Электробезопасность при ликвидации скважин???
- ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
- Общие положения
- Контроль за состоянием природной среды промышленных объектов
- Основные вопросы ООС при нефтегазодобыче
- Охрана подземных и поверхностных вод от загрязнения и истощения
- Система нормирования сбросов загрязняющих веществ
- МЕРОПРИЯТИЯ ПО ГРАЖДАНСКОЙ ОБОРОНЕ
- Общие положения
- Стихийные бедствия, их характеристика и последствия
- Порядок оповещения населения и правила поведения при стихийных бедствиях, авариях, катастрофах
- ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
- Численный и квалификационный состав персонала
- Расчет годового фонда оплаты труда
- Расчет статей расходов на добычу нефти
- Калькуляция себестоимости добычи нефти месторождения
Выводы по организационно-экономическому разделу
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Введение
Нефтедобывающая промышленность является ключевой для многих крупнейших стран, поскольку добыча «черного золота» формирует значительную часть государственного бюджета. Человечество полностью зависимо от нефтяных ресурсов. Но данный ресурс иссякаем, т.е. не возобновляем. Скважины, которые исполнили свое прямое назначение или по каким-либо причинам не могут быть эксплуатированы, подлежат консервации и ликвидации. Нефтяная промышленность РФ тесно связана со всеми отраслями народного хозяйства, имеет огромное значение для российской экономики. Спрос на нефть всегда опережает предложение, поэтому в успешном развитии нашей нефтедобывающей промышленности заинтересованы практически все развитые государства мира.
Исходя из особенностей геологического строения пластов и физико-химических свойств нефти в этих пластах для эффективной разработки Повховского месторождения необходимо применение комплекса мероприятий по интенсификации добычи. Все эти методы применяются для увеличения коэффициента продуктивности скважин.
Методами ОПЗ являются:
— глинокислотные обработки (ГПО);
— обработки гидрофобным кислотным составом (ГКС);
— обработки антипарафинной моющей композицией (АПК+АМК);
— гидроимпульсное воздействие с применением гидродинамического пульсатора (ГДП).
Если все эти методы не дали результат и дальнейшая эксплуатация скважин является нерентабельной, или в случае невозможности использовать скважины в остальных целях (разведочная, наблюдательная, пьезометрическая), предлагается ликвидация скважин, выполняемая бригадой КРС по ликвидации скважин на основании договора, заключенного между НГДУ и предприятием по ликвидации скважин.
В данной работе будут рассмотрены и экономически обоснованы методы ликвидации добывающих и нагнетательных скважин Повховского месторождения.
Технология проведения работ, а также выбор необходимых материалов и оборудования выбираются в зависимости от конкретных причин ликвидации скважин, а также на основе анализа результатов ранее проведенных работ.
Актуальность выбранной темы обуславливается тем, что в процессе работы запасы нефти иссякают и множество скважин приходят в негодность. В этом случае они требуют ликвидации либо консервации. Так же, фактором, способствующим ликвидации скважины может явиться авария в скважине с невозможностью ее починить и прочее.
Целью данного дипломного проекта, является изучение особенностей технологии и причин ликвидации скважин на Каменном месторождении. Изучение нормативов, особенностей и порядка ликвидации скважин различных категорий.
ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
Общая характеристика Повховского месторождения
Повховское – одно из крупных нефтяных месторождений Западно-Сибирского региона. Повховское нефтяное месторождение было открыто в 1972 году. Свое название оно получило в честь Степана Повха – легендарного нефтяника, бурового мастера, участвовавшего в открытии и разработке Самотлора и других ценных объектов, расположенных в Западной Сибири. В административном отношении месторождение расположено в северной части Сургутского района Ханты-Мансийского Автономного округа, Тюменской области. Ближайшими крупными населенными пунктами являются районные центры: г. Нижневартовск (150 км), Сургут (160 км), г. Ноябрьск (34 км), Когалым (80 км).Ближайшие разрабатываемые месторождения — Ватьеганское (30км) и Покачевское (60 км).
Повховское месторождение с г. Когалым бетонная дорога.
Через станцию Когалым проходит железнодорожная ветвь Тюмень-Сургут-Новый Уренгой. Ближайший нефтепровод — Нижневартовск — Сургут — Омск.
Географически район месторождения приурочен к верховьям и средней части рек Котухта и Ватьеган, впадающих в реку Аган. Реки характеризуются спокойным течением 0,3-0,8 м/сек на плесах и 0,8-1,2 м/сек на перекатах. Русла рек извилистые, с большим числом притоков, рукавов и песчаных кос. Реки мелководные, глубина их в наиболее сухое летнее время не превышает 0,5 м. Уровень воды во время паводка достигает 2,5-5 м. Река Аган судоходна в первой половине лета до пос. Варъеган, остальные реки для транспортировки грузов по воде не представляют интереса. Район месторождения представляет собой слаборасчлененную заболоченную равнину. Сильная заболоченность связана с мощным слоем вечномерзлых пород играющих роль водо — упора. Относительно большая глубина болот и, вследствие этого, их позднее промерзание, служит препятствием для движения сухопутного транспорта.
Климат резко континентальный, характеризирующийся продолжительной холодной зимой (температура в январе достигает – 54 — 56° С) и коротким сравнительно жарким летом (температура июля +36°С). Общее количество осадков в год достигает 400-500мм. Глубина снежного покрова достигает 1 м, толщина льда на озерах и реках изменяется от 40 до90 см.
Плотность населения не высокая. Коренное население, состоящее из Хантов и Манси, ведет полукочевой образ жизни. Основными отраслями хозяйства района являются: нефтедобывающая, лесная промышленность, рыболовство, охота, оленеводство.
В районе работ имеются разрабатываемые месторождения строительных материалов, используемых для жилищного строительства и обустройства месторождений: Калиновореченское месторождение песчано-гравийной смеси, Черногорское месторождение строительных песков, находящихся в районе г. Сургута и другие.
При эксплуатации месторождения для поддержания пластового давления используются подземные воды Апт-Альб-Сеноманского водоносного комплекса, источником питьевой воды является Алымо-Новомихайловский водоносный горизонт.
Разработки важнейших пластов залежей нефти велись в соответствии с «Технологической схемой разработки Повховского месторождения», составленной «БашНИПИнефть». Сейчас этим занимается территориально-производственное предприятие «ЛУКОЙЛа» «Когалымнефтегаз». Западная Сибирь – главный регион добычи нефти компанией «ЛУКОЙЛ» (62,0 % нефти от общего числа ее добычи), основная ее ресурсная база (54,8 % от доказанных запасов нефти), а Повховское месторождение в свою очередь является одним из самых продуктивных нефтяных месторождений «ЛУКОЙЛа» этого региона. Оно входит в тройку крупнейших по объему остаточных запасов, обеспечивающих более трети добычи нефти компанией в Западной Сибири.
Особенность технологии добывания углеводородного сырья на Повховском месторождении обусловлена высоким процентом обводнённости местности и качеством самой нефти. Она более сжимаема, чем вода. В случае нагнетания большого количества жидкости в замкнутую, слабо дренируемую область давление поднимается выше начального пластового, и нефть словно прессуется, тем самым снижая нефтенасыщенность породы. Если же вести разработку при давлении меньшем, чем начальное пластовое, то, вероятно, нефтенасыщенность в начальный период будет больше исходного значения, что впоследствии даст высокую подвижность залежей. В связи с этим разработка нефтяных богатств Западной Сибири ведется несколько десятков лет, в настоящее время месторождения имеют высокую степень выработки. Принимая это во внимание, предприятия-добытчики используют в своей работе технологии, способствующие повышению нефтеотдачи месторождений:
- метод гидравлического разрыва пласта (ГРП);
- бурение горизонтальных скважин и боковых стволов и пр.
Геологическая характеристика Повховского месторождения
Стратиграфия
В геологическом строении месторождения принимают участие мезозойско-кайнозойские отложения осадочного чехла, залегающие на размытой поверхности доюрского фундамента.
Полный разрез осадочного чехла на Повховском месторождении скважинами не вскрыт. Разрез осадочного чехла по стратификации на уровне крупных подразделений аналогичен разрезам соседних, длительно разрабатываемых месторождений Сургутского и Вартовского района. Но нижнемеловые отложения, в силу своеобразия палеотектонических и палеогеографических условий осадконакопления, представлены особыми стратиграфическими и фациальными формами. Их изучению в 80-90 годах большое количество полевых и научно-прикладных геолого-геофизических работ в связи с поисками и разведкой неструктурных ловушек углеводородов в данном районе.
Доюрские образования
Сюда включаются породы палеозойского фундамента и коры выветривания. По даным бурения мало изучены. Породы фундамента представлены темно-серыми, почти черными сланцами. Не исключается присутствие кварцевых порфиров верхнепалеозойского возраста.
Юрская система
Отложения юрской системы представлены нижним, средним и верхними отделами.
Нижний и средний отделы (Тюменская свита) сложены аргиллитами, алевролитами и песчаниками вероятно континентального происхождения. Повышенное содержание алевросаммитового материала отмечается в верхней части разреза, где выделяется песчаный пласт –коллектор ЮВ2. Аргиллиты хорошо отмученные, местами алевритистые. Алевролиты глинистые, с обугленным детритом. Песчаники плотные, мелкозернистые, разнозернистые с кварцевывм, кабонатным и глинистым цементом. В песчаниках часто встречаютсяч включения неокатанных галек и обломков битуминозного аргиллита и углефицированные остатки растений.
Вскрытая мощность тюменской свиты 300 м.
Верхний отдел юрской системы представлен васюганской, георгиевской и баженовской свитами морского происхождения. Последняя является региональным промыслово-геофизическим и сейсмическим репером
Васюганская свита в верхней части сложена чередованием очень плотных мелкозернистых песчаников и алевролитов, известковистых, с частым включением пирита (пласт ЮВ1). В нижней части развиты преимущественно аргиллиты с фауной аммонитов и фораминифер, с включением глауконита и тонких прослоев битуминозных глин. Мощность свиты 80.
Георгиевская и баженовские свиты – это преимущественно черные аргиллиты, битуминозные в баженовской свите. Мощность свит 22-26 м.
Общая вскрытая мощность юрских отложений на месторождении – 400-410м.
Меловая система
Отложения меловой системы представлены нижним и верхним отделами согласно залегающими на юрском комплексе.
Нижний отдел подразделяется на отложения мегионской, вартовской и алымской свит.
Мегионская свита имеет двучленное строение: нижняя – преимущественно глинистая, верхняя – более песчанистая. В нижней части преимущественно глинистых отложений выделяется ачимовская пачка плотных песчаников, алевролитов, аргиллитов. В верхней части мегионской свиты выделяются песчаные пласты ( продуктивные горизонты) БВ14, БВ10, БВ¹, БВ8. Завершается разрез мегионской свиты чеускинской пачкой аргиллитов. Отложения мегионской свиты характеризуются своебразными условиями осадконакопления, приведшими к образованию специфических стратиграфических форм в ее разрезе и, прежде всего, клиноциклит первого порядка. Мощность пород мегионской свиты по данным бурения составляет 280-330 м.
Отложения вартовской свиты условно делятся на три части: нижняя, средняя, верхняя. Нижняя часть характеризуется наличием хорошо выдержанных по толщине высокопроницаемых песчаных пластов, разделенных пластами глин. Здесь выделяются песчаные пласты БВ6, БВ7. Общая мощность нижней части 80-100 м. Средняя, наиболее мощная (до 360 м), часть свиты сложена преимущественно глинистыми породами. В средние пачки выделяются пласты БВ1-БВ5. Верхняя часть свиты представляет собой чередование песчаных и глинистых пачек. Пласты песчаников в этой части вартовской свиты индексируются как пласты группы АВ. Мощность осадков вартовской свиты на Повховском месторождении 620-700 м.
Отложения алымской свиты накапливались преимущественно в морских условиях, включают регионально известные кошайскую пачку глин и продуктивный горизонт АВ1 песчано-алевролитового состава. Общая толщина свиты 60-80 м.
Завершается разрез нижнемеловых отложений нижней частью покурской свиты, сложенной переслаиванием алевритистых глин, песчаников и алевролитов. Встречены прослои мергелей и доломитов. Мощность части покурской свиты, относимой к нижнему мелу, составляет 450 м
Общая толщина нижнемеловых на месторождении составляет 1450-1550 м. Верхний отдел меловой системы представлен прибрежно-морскими и мелководными осадками верхов покурской свиты и глубоководными фациями кузнецовской, березовской и ганькинских свит.
Верхи покурской свиты сложены песками, алевролитами, глинами. Мощность –310 метров.
Кузнецовская свита является стратиграфическим репером, сложена почти черными битуминозными глинами. Мощность свиты 22 м.
Березовская свита подразделяется на две подсвиты: нижнию опоковидную с включением глауконита и сидерита; верхнюю-глинистую.
Мощность свиты 160 –180 м.
Ганькинская свита сложена глинами, переходящими в мергели и глинистые доломиты. Мощность свиты- 160 м.
Палеогеновая свита
В составе палеогеновой свиты выделяются морские осадки палеоцена, эоцена и континентальные олигоцена.
Палеоцен (талицкая свита) – глинистые отложения, местами алевритистые, песчанистые с прослойками глауконитового песка. Мощность свиты 110 м.
Эоценовый отдел состоит из нижней люлинворской и верхней чеганской свит преимущественно глинистого состава. Мощность эоценового отдела около 400м.
Олигоценовые отложения со стратиграфическим несогласием залегают на нижележащем эоцене и включают новомихайловскую, журавскую, абросимовскую свиты. Новомихайловская свита – это неравномерное чередование глин и песков с прослоями бурых углей и лигнитов. Мощность осадков свиты 100 м. Журавская свита сложена зеленоватыми алевролитами с прослоями диатомитов и глин. Мощность до 80 м. Абросимовская свита – это отложения глин, песков, алевритов с прослоями бурых углей и лигнитов. Мощность свиты 40 м.
Четвертичная система
Отложения системы представлены суглинками, супесями, глинами и торфом. Мощность четвертичных отложений не превышает 40 м.
Общая мощность отложений осадочного чехла на месторождении – 3630м.
Тектоника
Согласно тектонической карты платформенного чехла западносибирской плиты, Повховское месторождение расположено в пределах Ярсомовского мегапрогиба, разделяющего Сургутский и Нижневартовский своды.
На фоне общего регионального погружения выделяются основные тектонические элементы: Средне-Ватьеганская приподнятая зона в южном и Больше-Котухтинская структура в северной частях Повховского месторождения.
Средне –Ватьеганская приподнятая зона не имеет четкой конфигурации вследствие осложнения многочисленными понятиями различной ориентации от субширотной до субмеридиальной.
В целом приподнятая зона включает в себя южную часть Повховского месторождения, группу Средне-Ватьеганских и безымянных поднятий, а также Сердаковское поднятие.
Северный склон приподнятой зоны довольно полого погружается в сторону Больше-Котухтинского поднятия, разделяясь неглубокой (не более 10 м) седловиной.
Южный склон Средне-Ватьеганской приподнятой зоны погружается в сторону Нижневартовского свода.
При детальном рассмотрении тектонического строения Средне-Ватьеганской приподнятой зоны видно, что в южной части месторождения выделяется Средне-Ватьеганская нефтяная структура, которая имеет неправильную форму, вытянутую в северном направлении. Размеры структуры по замкнутой изогипсе-2529м составляют 9,5 * 5км. Скважиной №448 пласт БВ8 вскрыт на отметке – 2483м. Амплитуда составляет 37 метров.
К западу от вышеописанной нефтяной структуры выделяются два Средне-Ватьеганских поднятия.
В районе разведочных скважин №19, 26 по сейсморазведке и данным бурения выделяется Средне-Ватьеганское поднятие субмеридиального простирания. Размеры по замкнутой изогипсе –2530м составляют 11*4км, амплитуда – 23,3м относительно скв. №19,где кровля пласта БВ 8 вскрыта на отметке –2506, 7м, этой скважиной доказана нефтеносность поднятия.
Самая южная часть Средне-Ватьеганской приподнятой зоны представлена безымянным поднятием (район скв. №1249), где получены промышленные притоки нефти из пласта БВ8 .
В юго-восточной части Средне-Ватьеганской приподнятой зоны выделяется Сердаковское поднятие, которое по замкнутой изогипсе – 2520м включает в себя еще безымянное локальное поднятие. В целом, Сердаковское поднятие с севера еще осложняется Тяэтлыхским локальным поднятием
Собственно Сердаковское поднятие имеет северное простирание и по замкнутой изогипсе- 2510 размеры составляют 7,2*5,5км. Сводовая часть поднятия разбурена скв. №108, №10,первой вскрыт пласт БВ8¹ на отметке – 2490,2м и получен приток нефти Амплитуда- 19,8м.
Больше –Котухтинская нефтяная структура расположена в северной части Повховского месторождения и представлена двумя крупными поднятиями северо-восточного направления, собственно Больше-Котухтинским и безымянным, которые объединяются изогипсой –2550м. Амплитуда составляет 26,5м, а размеры – 25*5,5км. Промышленная нефтеносность доказана на обоих поднятиях.
Больше — Котухтинская нефтяная структура, как центральной части, так и на кроях осложнена мелкими локальными поднятиями.
Нефтегазоносность
На Повховском месторождении установлена промышленная нефтеносность неокомских и юрских отложений.
В верхней части мегионской свиты, выявлен основной продуктивный пласт БВ8. Подчиненную роль имеют залежи в пластах БВ7 (вартовской свиты), БВ9–11, БВ14 (мегионской свиты) и Ю1¹, Ю2 (васюганской и тюменской свит), они незначительны по своим размерам.
Промышленная ценность тюменской свиты (пласт Ю2) доказано в скв. №105, где в результате испытания интервала 3020-3030м получен приток нефти с дебитом 3,5м³ сут, Нд-1480м. В связи с малым объемом информации невозможно более подробно описать данный пласт.
На Больше-Котухтинской структуре пробурен ряд скв. (№2,100,1,105 и др.).
Толщина пласта Ю1 составляет от 9,2 до 14м, а эффективная нефтенасыщенная толщина в скв.№105 составила 19,0м.
Промышленная нефтеносность доказана в скв. №2, где дебит нефти составил 37м³/сут через 6 мм штуцер, плотность нефти – 0,856 г/см3.
Тип залежи — пластовая, литологически экранированная.
Скв. №417, 1213, расположенными на Средне–Ватьеганской структуре, вскрыт пласт Ю1¹ который оказался непродуктивным.
Небольшая залежь в пласте БВ14 вскрыта в районе скв №88, где получен приток нефти 2,6 м³/сут. В соседних скважинах №95, 96,93,103 пласт заглинизирован. Нефтенасыщенная толщина в скв. №88 составляет 2,6м ρн=0,826 г/см³. Тип залежи: пластовая, с литологически экранированная. Незначительный приток нефти из пласта БВ11 получен в скв. №114 (3,2м³/ сут, Нд=1065.)
При сводовых частях Средне-Ватьеганской и Больше-Котухтинской структур, скв.№2,6,112,11 и др. вскрыты коллектора пластов БВ9 –БВ10, которые, по видимому, представляют собой составные части единого природного резервуара – горизонта БВ9-10. О возможности единства пластов свидетельствует близкая литологическая характеристика коллекторов, а также физико-химические свойства нефтей.
Небольшая эффективная толщина коллекторов пласта БВ9 вскрыта скв №112 (6,4м).
Промышленная ценность пласта доказана результатом опробования эксплуатационной скв. № 1208, где получен дебит 26,7м³/сут. через 7мм штуцер, ρн =0,802 — 0,857 г/см³ (удельный вес).
Песчаники пласта БВ10 так же являются промышленно нефтеносными. Наибольшая эффективная толщина вскрыта скв. №112 (9,6м).
Промышленная нефтеносность пласта доказана скв. №6, где получено 52,8м³/сут нефти через 8мм штуцер. Плотность нефти изменяется в пределах 0,859-0,804 г/см³. Горизонт БВ9 – 10, тип залежей –пластовые, литологически экранированные.
Первый тип представлен в целом более глинистым разрезом, где нижняя пачка практически замещена глинами или представлена маломощным коллекторами, в основном алевролитами. В площадном отношении этот тип характерен для участков, граничащих с зонами замещения (скв.№8,12,9,19,20,22,18 и др.)
Второй тип – это разрез с максимальной песчанистостью всего горизонта БВ8. Толщина глинистого раздела между пачками незначительна, не более 1-2м. Второй тип разреза распространен в присводовых частях локальных поднятий (скв №10,11,21,24).
Третий тип является промежуточным между вышеперечисленными и для него в той или иной мере свойственны признаки, как первого, так и второго типов. В плане зона распространения этого типа приурочена к северной части месторождения (район скв.№4,5,90,91 и др.)
Между пластами БВ8¹ и БВ8² хорошо прослеживается глинистая перемычка толщиной 3-5м. На сводовых участках толщина этой перемычки резко сокращается до 1,5м, тем самым, указывая на возможность слияния вышеуказанных пластов.
Залежи пластов БВ8¹ и БВ8² являются пластовыми литологически экранированными.
Песчаники пласта БВ8¹ имеют широкое распространение и глинизируются на западном склоне (скв.№14,15,32), в северо-западной части месторождения (скв.№1,85,92,93,94,97,98,101,102,104,116), а также на востоке (скв.№33,43).
Области с максимальными эффективными нефтенасыщенными толщинами приурочены к присводовым участкам, иногда к восточным крыльям и зонам сочленения структур.
Пласт БВ8¹ имеет общую толщину 17,6-26,4м, эффективная изменяется от 0,8м до 19,2м. Дебиты скважин колеблются от 0,4м³/сут (скв.№9) до 179 м³/сут (скв№24).
Ниже по разрезу залегает пласт БВ8², в отличие от верхнего, глинизация имеет более широкое распространение. Зона глинизации пласта заходит в осевую часть месторождения (скв.№4,8,9,12,20,22) и на восточный склон (скв.№16,17,41-44,37).
Пласт БВ8² имеет общую толщину 18,6 –27,4м, эффективная от 0,4м (скв.№14) до 13,4м (скв №112). Плотность нефти пласта БВ8¹ –0,845 –0,886 г/см³, БВ8² –0,857 –0,869 г/см³.
Дебиты нефти колеблются от 0,6 м3/сут (скв №32) до 66,5 м3/сут (скв№30). Во многих случаях пласты БВ8¹ и БВ8² испытаны совместно.
Небольшие притоки нефти получены в пластах БВ7¹, БВ7² и БВ7³.
Залежь пласта БВ7¹ приурочена к северной переклинали Больше-Котухтинской структуры.
Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 0,6 – 3,2 м. В скв №95 получен дебит нефти Q=8м³/сут.
На западной части Больше-Котухтинской структуры скв. №102,116,118 вскрыты коллекторы пласта БВ7².
Эффективная толщина 1,4 –2,8м. Дебит нефти составил 4,73 м³/сут (скв№102).
Промышленная нефтеносность пласта БВ7³ доказана скв.№104,116.
Дебиты нефти составляют 5,4 –6,6 м³/сут, эффективные нефтенасыщенные толщины — 0,6 –3,4м.
Плотность нефти продуктивного горизонта БВ7 изменяется от 0,832 до 0,86/см³. Залежи пластов БВ7¹ БВ7² и БВ7³ являются пластовыми литологически экранированными.
Водоносность
Повховское месторождение приурочено к центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. В разрезе рассматриваемого района выделяется шесть водоносных комплексов, разделенных друг от друга регионально выдержанными глинистыми водоупорами.
Первый водоносный комплекс охватывает трещиноватые породы фундамента, его кору выветривание и отложения тюменской свиты.
Второй водоносный комплекс — верхнюю часть васюганской свиты.
Третий водоносный комплекс –нижнюю часть мегионской свиты.
Четвертый – верхнюю часть мегионской свиты, вартовской свиты и нижнюю часть алымской свиты.
Пятый водоносный комплекс –покурскую свиту.
Шестой – атлымскую, новомихайловскую свиты и отложения четвертичной системы.
Разделяющими их водоупорами служат отложения:
1.-нижней части васюганской свиты;
2.-георгиевской, баженовской и нижней части мегионской свит;
3.-средней части мегионской свиты;
4.-средней и верхней части алымской свиты;
5.-кузнецовской, белецовской, ганькинской, талицкой, люлинфорской и чеганской свит.
Выделенные гидрогеологические комплексы и водоупоры прослеживаются на весьма значительные расстояния, вдоль всего широтного Приобья.
Первый водоносный комплекс сложен преимущественно песчаниками и алевролитами с частичными прослоями аргиллитов. На Повховском месторождении максимальная скрытая толщина отложений первого водоносного комплекса 702 м.
При испытании пород данного комплекса получены слабые притоки пластовых вод.
Минерализация вод — от 37 до 13,2 г/л.
Второй водоносный комплекс представлен песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов. Пластовые воды характеризуются хлоркальциевым типом по Сулину. Минерализация от 38,9 до 55 г/л.
Третий водоносный комплекс приурочен к ачимовской толще. Представлен чередованием пластов песчаников с пластами алевролитов и аргиллитов.
Толщина комплекса в пределах площади 0-146м.
Пластовые воды данного комплекса относятся к хлоркальциевому типу с минерализацией 23,2 –30 г/л.
Четвертый минеральный комплекс так же представлен чередованием песчаников и аргиллитов –алевритистых пород. Толщина комплекса составляет 740-820м.
К отложениям этого комплекса на территории Широтного Приобья приурочены основные залежи группы пластов БВ8-БВ10. Минерализация вод данного комплекса — от 22,8 до 35г/л. Тип вод –хлоркальциевый.
Пятый водоносный комплекс сложен слабосцементированными и рыхлыми песками, песчаниками и алевролитами по курской свиты. Толщина комплекса изменяется от 740 до 800 м. Минерализация 16-20г/л, воды хлоркальциевого типа.
В последнее время пластовые воды этого комплекса стали приобретать большое значение в связи с возможностью их использования для нужд ППД.
Шестой водоносный комплекс приурочен к континентальным отложениям олигоценового и четвертичного возрастов. Общая толщина на месторождении достигает 490м. Воды четвертичного горизонта залегают на глубинах от 0 до 60-70м, гидрокарбонатные, минерализация 0,2 –0,4 г/л, пресные.
Характеристика продуктивного пласта БВ8
- Геологическая модель горизонта БВ8
Горизонт БВ8 имеет сложное геологическое строение с частым переслаиванием и взаимозамещением песчаников, алевролитов и аргиллитов, а так же прослоями и линзами карбонатных пород.
Коллекторы горизонта БВ8 представлены мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами серого и темно-серого цвета, часто с различной слоистостью: горизонтальной, мелкой и крупной косой, обусловленной сменой гранулометрического состава, намыва углистого растительного дендрита и слюд по плоскостям наслоения.
Характерной особенностью горизонта БВ8 является сложность корреляции песчаных прослоев по скважинам из-за резкого отличия формы ПС от скважины к скважине (особенно в нижней части горизонта).
Геологическое строение горизонта БВ8 отражает несколько геологических моделей. С точки зрения технологии выработки запасов принципиальное значение моделей состоит в наклонном или преимущественно горизонтальном характере связанности песчаных пропластков. Наиболее существенным подтверждением предложенных геологических моделей могли бы быть результаты промыслово-геофизического контроля за выработкой запасов.
Впервые модель клиноформенного строения горизонта БВ8 была предложена Шакировым А.Н. В дальнейшем Орлинский Б.М. для подтверждения данной модели использовал результаты геофизических исследований во вновь пробуренных скважинах. Он отмечает опережающий, преимущественно наклонный характер обводнения пропластков. Однако анализ использованных материалов не убеждает в однозначности сделанных выводов.
Геологические модели Тренина Ю.А., Ермакова Г.И. и Санина В.П. предполагают преимущественно горизонтальный характер связанности пропластков. Модель, предложенная Трениным Ю.А., делит горизонт БВ8 на три самостоятельных пласта, каждый из которых является отдельной гидродинамической системой. По геологической модели Ермакова Г.И. горизонт БВ8 представляет собой единую гидродинамическую систему и в ней выделяется также три пласта БВ8¹, БВ8² и БВ8³.
В 1993 году был произведен подсчет запасов Повховского месторождения. В основу строения горизонта БВ8 положена геологическая модель Санина В.П., который в горизонте БВ8 выделил две зоны, обусловленные гидродинамическими особенностями залежи: 1 – гидродинамически связанная и 2 – прерывистая.
Таким образом, согласно последних представлений, горизонт БВ8 представляет собой единую гидродинамическую систему со связанной и прерывистой зонами, между которыми существует невыдержанный глинистый коллектор.
Коллекторы гидродинамически связанной зоны подразделяют на три литотипа: монолиты (М), полумонолиты (ПМ) и тонкослоистые коллектора (ТС).
“Монолиты” являются наиболее однородным литотипом разреза. Коллекторами связанной зоны являются мелко- и среднезернистые песчаники, сцементированы за счет соприкосновения зерен. Монолиты этой зоны являются коллекторами 3-4 класса по А.А. Ханину, в основном, приурочены к проницаемым пропласткам, толщиной более 4 метров.
Литотип “полумонолиты” выделены только в гидродинамически связанной зоне. Представлен переслаиванием крупнозернистых алевролитов и мелкозернистых песчаников. В этом литотипе преобладают проницаемые прослои толщиной от 2 до 4 метров.
Наиболее неоднородным является литотип «тонкослоистые», который подразумевает тонкое переслаиванием крупно- среднезернистых алевролитов, мелкозернистых песчаников и, так называемых, не отсортированных разностей пород с близким содержанием песчаных и глинистых фракций. По площади гидродинамически связанной зоны преобладают крупнозернистые алевролиты, которые в зависимости от глинистости и степени отсортированности являются коллекторами 4 – 5 – 6 классов по Ханину А.А. В основном состоят из прослоев, толщина которых редко достигает двух метров.
Монолиты прерывистой зоны – это крупнозернистые алевролиты, что обуславливает худшие коллекторские свойства, чем у того же литотипа в связанной зоне. Они относятся к 4 – 5 классу коллекторов по Ханину А.А.
Тонкослоистые коллектора прерывистой зоны – это крупно- среднезернистые алевролиты и не отсортированные разности пород с примерно равным содержанием глинистого и песчаного материала. Этот литотип обыкновенно приурочен к проницаемым пропласткам, толщина которых не превышает четырех метров.
По объему геологических запасов ведущее место занимает прерывистая зона. В ней содержится 64,7% запасов нефти горизонта БВ8. В свою очередь большая часть запасов прерывистой зоны находится в тонкослоистом коллекторе – 94%.
Гидродинамически связанная зона заключает в себе 35,3% объема запасов горизонта в целом. Тонкослоистый коллектор содержит также наибольшую часть балансовых запасов гидродинамически связанной зоны – 63%, полумонолиты – 22% и меньше всего запасов нефти находится в монолитах – 15% от общего объема запасов гидродинамически связанной зоны.
Свойства пластовых жидкостей и газа
Свойства пластовой нефти залежи БВ8 являются типичными для Нижневартовского свода. Давление насыщения по залежи изменяется незначительно и в среднем составляет 10 МПа. Газосодержание высокое (90 мі/т). Компонентный состав пластовой нефти горизонта БВ8 определен по результатам исследований нефти из скважины №28. Мольная доля метана в нефти составляет 27%, пропан превалирует над этаном. Нефть характеризуется высоком соотношением нормальных бутанов и пентана к их изомерам. Молекулярная масса пластовой нефти равна 120. Количество легких углеводородов разгазированной нефти составляет 16%. Нефтяной газ имеет молекулярную массу 27,7.
Молекулярная масса пластовой нефти залежи ЮВ1 составляет 103. Нефть достаточно легка. Молярная доля метана в ней равна 31%. Пропан по количеству превосходит этан. Содержание легких углеводородов до гексана включительно в разгазированной нефти составляет 20%.
Характеристика физических свойств нефти Повховского месторождения в пластовых условиях приведена в таблице.
Таблица 1 — Характеристика физических свойств нефтей Повховского месторождения
| Наименование | БВ8 | 1-2 | 2БВ8 | 2БВ8 | БВ8-9 | БВ10 | ЮВ1 |
| БВ8 | ( низ) | ||||||
| Пластовое давление, МПа | 24,6 | 26,2 | 24,9 | 27,0 | 24,3 | 23,8 | 29,5 |
| Пластовая температура, °С | 84 | 82 | 82 | 85 | 80 | 86 | 91 |
| Давление насыщения, МПа | 10,2 | 7,6 | 11,1 | 10,3 | 12,0 | 10,3 | 13,6 |
| Газосодержание, мі/т | 83 | 62 | 92 | 81 | 110 | 77 | 146 |
| Газ. фак. при усл. Сепарации, мі/т | 75 | 50 | 81 | 74 | 85 | — | 124 |
| Объемный коэффициент | 1,240 | 1,22 | 1,248 | 1,204 | 1,363 | 1,20 | 1,43 |
| Плотность нефти, кг/мі | 756 | 747 | 756 | 772 | 710 | 782 | 700 |
| Объемный коэф. при усл. Сепар. | 1,203 | 1,18 | 1,212 | 1,180 | 1,278 | — | 1,350 |
| Вязкость нефти, мПа*с | 1,20 | 1,32 | 1,21 | — | 0,93 | 0,94 | 0,71 |
| Коэф. объемной упруг.1/мПа*10 | 15,1 | 13,0 | 16,2 | — | 15,3 | 12,3 | 19,2 |
| Плотн. нефти при усл. сепар. кг/мі | 840 | 841 | 843 | 843 | 837 | — | 828 |
Пластовые воды продуктивного горизонта БВ8 относятся к хлоркальциевому типу. Основными компонентами воды являются ионы натрия и хлора. Минерализация составляет 16,3 мг/л. При нарушении первоначальных условий в процессе эксплуатации месторождения и обводнения продуктивного горизонта поверхностными водами в системе “пласт — скважина — сборный трубопровод” возможно отложение солей. В целях ППД целесообразно использовать воды сеноманского горизонта, так как последние однотипны с пластовой водой. Основные характеристики пластовой воды представлены в таблице 2:
Таблица 2 — Основные характеристики пластовых вод горизонта БВ8