Анализ эффективности проведения ГРП на Повховском месторождении

составляют 26% объема коллекторов и на литотип «полумонолиты» с толщиной пропластков от 2 до 4 м приходится 26% от всего объема. Центральная часть связанной зоны характеризуется значительной долей низко проницаемых коллекторов. Проницаемость по ГИС до 0,05 мкм2 имеют почти 50% от объема коллекторов гидродинамически связанной зоны. В реальности же пропластки с такой проницаемостью являются либо не коллекторами, либо содержат в ограниченной степени подвижные запасы нефти. Непроницаемые коллектора (0,02 – 0,2 мкм2) занимают 15% объема зоны, высокопроницаемые коллектора – 34% объема. Причем коллектора с проницаемостью свыше 0,7 мкм2 занимают 21% объема коллекторов всей гидродинамически связанной зоны. Средняя проницаемость по гидродинамически связанной зоне равна 0,151 мкм2. Сравнивая показатели коллекторских свойств, можно отметить, что центральная часть гидродинамически связанной зоны представлена лучшими коллекторами Повховского месторождения. Песчанистость прерывистой зоны в пределах центральной части месторождения изменяется от 0,36 до 0,51, составляя в среднем 0,39. Проницаемость зоны в среднем равна 0,07 мкм2, причем проницаемость монолитов прерывистой зоны выше проницаемости тонкослоистого коллектора почти в 2 раза, что существенно влияет на выработку запасов прерывистой зоны. Низкопроницаемый коллектор занимает 52% от объема всей 2-й зоны; проницаемость от 0,02 до 0,2 мкм2 имеют 21% коллекторов и высокопроницаемые коллекторы занимают 27% объема прерывистой зоны. Расчлененность прерывистой зоны равна 6,278, расчлененность на 1 м продуктивной части разреза равна 0,676. Средняя эффективная толщина прерывистой зоны в центральной части горизонта БВ8 составляет 9,3 м. Основная доля коллектора прерывистой зоны содержится в пропластках толщиной от 0 до 3 м – 70% объема пласта БВ8. На долю тонкослоистого коллектора  (толщина пропластков не превышает 2 м) приходится 85% объема продуктивной части прерывистой зоны, а на монолиты, соответственно, только 15%, причем 8% из них приходится на пропластки толщиной более 6 м. В восточной части месторождения запасы нефти составляют:

                      - по гидродинамически связанной зоне – 16% от запасов зоны в   целом;

                      - по прерывистой зоне – 26% от запасов зоны;

  - по горизонту – 35% от запасов горизонта в целом.

Можно сказать, что средние показатели по западной части месторождения  несколько выше, чем по восточной. Эффективная толщина коллектора по всему разрезу горизонта БВ8 на западе равна 10,7 м, а на востоке – 8,3 м. Общие толщины также выше в западной части и составляют 28,3 м, против 20,7 м в восточной части. Значения песчанистости примерно равны. Так, по гидродинамически связанной зоне в восточной части коэффициент песчанистости равен 0,65 и 0,64 – в западной, и по прерывистой зоне – 0,33 против 0,32 соответственно. По проницаемости наблюдается более существенное различие. Так, по гидродинамически связанной зоне на востоке месторождения средняя проницаемость равна 0,138 мкм2, а на западе 0,323 мкм2. Особенно отличаются проницаемости монолитов и полумонолитов гидродинамически связанной зоны. В восточной части месторождения средняя проницаемость монолитов составляет 0,215 мкм2, а полумонолитов – 0,192 мкм2, тогда как в западной части 0,128 мкм2 и 0,865 мкм2 соответственно. Проницаемости же тонкослоистого коллектора примерно равны и составляют на западе 0,062 мкм2, а на востоке 0,071 мкм2.

Коллекторские свойства пласта БВ8 Повховского месторождения определяются по данным лабораторных исследований керна и  гидродинамических исследований скважин. Исследования показали, что продуктивный горизонт БВ8 неоднороден как по разрезу, так и по площади. По разрезу происходит ухудшение коллекторских свойств к подошве, а наличие глинистой перемычки толщиной 3 - 5 м привело к выделению при подсчете запасов пласта БВ2/8. Пласт БВ8-10 – основной, содержит до 80% месторождения. Залегает повсеместно, общая толщина 17,6 - 26,6 м. Верхняя часть пласта 10 - 16 м монолитна с хорошими коллекторскими свойствами, нижняя – тонкое чередование проницаемых и плотных непроницаемых пород. На территории месторождения из шести выявленных залежей продуктивного пласта ЮВ11 в стадии промышленной разработки находится залежь в районе скважины 100. Остальные залежи пласта ЮВ11 не разрабатываются. Залежь район скважины №100 расположена на северной части месторождения и является основным объектом разработки, наибольшая по площади и основная по запасам. Морфология залежи определяется структурной картой поверхности кровли,поверхностью подошвы пласта и поверхностью ВНК на абсолютной отметке минус 2875 м. Размеры залежи в плане составляют 17,0 х 10,5 км, высота 40 м. Длинная ось залежи ориентирована с юго-запада на северо-восток. Дебиты нефти при испытании скважин составили от 0,7 до 130,0 м3/сут по раз­ведочным скважинам и от 1,8 до 11,0 м3/сут по эксплуатационным. Эффективная толщина пласта в скважинах меняется от 0,8 до 21,6 м, или в среднем – 9,3 м.

2.3. Свойства пластовых жидкостей и газов

Как следует из представленных данных в таблице 2, пластовые нефти Повховского место­рождения являются типичными для рассматриваемого района, что естественно объ­ясняется    стратиграфической    общностью   и    генетическим   единством    залежей. В условиях пласта нефти легкие, маловязкие, с давлением насыщения нефти газом значительно ниже пластового давления. В пределах продуктивного комплекса ББ8-10 максимальное газосодержание (до 103 - 127 м3/с) обнаруживается у пластовых нефтей верхних частей геологических тел. Вниз по разрезу комплекса отмечается отчетливая тенденция к снижению давления насыщения и газонасыщенности. Низкогазонасыщенные нефти распространены в непосредственной близости от ВНК, что, по-видимому, связано с эффектом гравитационных, диффузионных и окисли­тельных процессов.

Таблица 2 – Свойства пластовой нефти Повховского месторождения,      пласт БВ8-10 и ЮВ1

Характер изменения вязкости газонасыщенной пластовой нефти в зависимости от давления и температуры пласта иллюстрируется данными, представленны­ми в таблице 3 (для средневзвешенного по запасам значения вязкости пластовой нефти). Несмотря на относительно низкие значения плотности и вязкости дегазированной нефти, в системе внутрипромыслового сбора продукции скважин могут образовываться стойкие и вязкие водонефтяные эмульсии (таблица 4).

Таблица 3 – Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и  пластовой нефти Повховского месторождения

Таблица 4–Физико-химическая характеристика проб   разгазированной нефти Повховского месторождения пласта БВ8-10 и ЮВ1

Как следует из результатов исследований продуктивного комплекса БВ8-10, химический тип пластовых вод по В.А. Сулину - хлоркальциевый. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, калия, хлора, кальция, магния. В качестве микрокомпонентов присутствует калий, магний, йод, бром, бор. По содержанию полезных компонентов пластовые воды, как и нефти, не представляют промышленного интереса в качестве источника минерального сырья. Минерализация пластовых вод, заключенных в неокомских отложениях, не­значительна и по результатам анализов колеблется в диапазоне от 16,256 до 24,034 мг/м3, в среднем составляя 20,317 мг/м3 (таблица 5). Основными солеобразующими компонентами являются хлор и натрий. Подземные воды пласта ЮВ11 соленые, хлоркальциевого типа, имеют аномально повышенную минерализацию от 18,238 до 51,709 мг/м3, что характерно для юрских отложений рассматриваемого района (Мегионское, Вынга-Пуровское, Варьеганское месторождения).

Газосодержание пластовых вод по комплексу БВ8-10 и пласту ЮВ1 составляет соответственно 3,0 и 3,4 м3/т, объемный коэффициент 1,02 и 1,03, вязкость 0,38 и 0,28 мПа·с.

Таблица  5 – Свойства и ионный состав пластовой воды