Исследование глубинно-насосных скважин

    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 БВ1/8 и БВ2/8 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 БВ1/8 и БВ2/8 являются пластовыми литологически экранироваными.

    Песчаники пласта БВ1/8 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 нефтенасышенными толщинами приурочены к присводовым  участкам, иногда к восточным крыльям  и зонам сочленения структур.

    Пласт БВ1/8 имеет общую толщину 17,6-26,4м,эффективная  изменяется от 0,8м до 19,2м. Дебиты скважин  колеблются от 0,4м2/сут (скв.№9 ) до 179 м3/сут (скв№24).

    Ниже  по разрезу залегает пласт БВ2/8, в  отличии 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 БВ2/8 имеет общую толщину 18,6 –27,4м, эффективная от 0,4м (скв.№14) до 13,4м (скв  №112). Плотность  нефти пласта БВ1/8 –0,845 –0,886 г./см3, БВ2/8 –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 БВ1/8 и БВ2/8 испытаны совместно.

    Небольшие притоки нефти получены в пластах  БВ1/7, БВ2/7 и БВ3/7.

    Залежь  пласта БВ1/7 приурочена к северной переклинами  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 БВ2/7.

    Эффективная толщина 1,4 –2,8м. Дебит нефти составил 4,73 м3/сут (скв№102).

    Промышленная  нефтеностность пласта БВ3/7 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 БВ2/7 и БВ3/7 являются пластовыми литологически экранироваными.

    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 3-5м привело к выделению при подсчете запасов пласта БВ2/8.

    Пласт БВ1/8 – основной, содержит до 80% месторождения. Залегает повсеместно, общая толщина 17,6-26,6м. Верхняя часть пласта 10-16м  монолитна с хорошими коллекторскими свойствами, нижняя- тонкое чередование проницаемых и плотных непроницаемых пород.

    ПластБВ2/8 содержит лдо14% запасов месторождения. Залегает в нижней части горизонта  БВ8, развит не повсеместно. Общая толщина  от 18,6 до 27,4м. Пласт еще более неоднороден  и более заглинизирован по сравнению с БВ1/8.

    Среднее значение гидродинамических параметров пластов БВ1/8 и БВ2/8 приведены  к таблице№2.1 .

    Таблица.№2.1–Значения  гидродинамических параметров пластов  БВ

    2.3. Физико –химические свойства  нефти, газа и воды 

    Свойства  пластовой нефти залежи являются основными для  Нижневартовского свода. При погружении залежей давление и температура повышаются.

    Нефть не донасыщена газом, давление насыщения  значительно ниже пластового и изменяется в диапазоне 10-14 МПа. Давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонам ВНК уменьшаются, соответственно увеличиваются плотность и вязкость нефти.

    Свойства  нефти прилагается в таблице  №2.

    Таблица №2–Свойства нефти Повховского  месторождения

    Из  этого видно, что нефти Повховского  месторождения легкие, малосмолистые, маловязкие, сернистые, парафинистые.

    Пластовые воды относятся к хлоркальциевому  типу. Минерализация – от 14 до 20,5г/л. Характеризуются значительным содержанием  брома и ионов кальция. Содержание йода –2,1 –2,34 ш г/л, аммония –от 24,3 до 34,5мг/л. Величина РН- 0,8 –7,2. Удельный вес –1,016 г/см3. Воды повсеместно насыщены углеводородным газом. Содержание метана –58,5%; азота – 1,128%; углекислого газа –0,609%; гелия –0,005%; тяжелых углеводородов 39,758%.

 

    

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1Основные  проектные решения

    По Повховскому  месторождению имеется шесть  проектных документов. В настоящее  время разработка ведется на основании  проектных решений технологической схемы разработки (протокол ЦКР №613 от 18.05.1978 г.), дополнительной записки (протокол ЦКР №974 от 21.04.82 г.), дополнительной записки (протокол ЦКР Главтюменнефтегаза  №47 от 21.03.88 г.), авторского надзора (БашНИПИнефть, протокол ЦКР №1176 от 25.12.1985 г.), авторского надзора (СибНИИНП, протокол №1954 от 01.12.1995 г.).

    Протоколом  ЦКР МНП №1432 от 05.06.1991 г. по дополнению к авторскому надзору утвержден проектный фонд 3876 скважин, в т. ч. 411 резервных.

    В южной части месторождения для  организации опытного участка по уплотнению сетки скважин горизонта БВ8 рекомендовано бурение 308 скважин. При положительном результате опытные работы рекомендовано перенести на другие участки залежи, используя резервный фонд скважин.

    Для ускорения ввода в разработку месторождения в июле 1978 года было создано НГДУ “Повхнефть”, ныне НГДУ “Ватьеганнефть”. Бурение эксплуатационных скважин производилось Мирненским УБР и Повховским УБР.

    Поисковое бурение на нефть и газ в  пределах Средне-Варьеганской и Больше-Котухтинской площадей началось в 1972 году. Первые поисковые скважины №№ 1 и 7 были заложены в присводовых частях локальных структур с целью изучения нефтегазоностности меловых и юрских отложений и уточнения тектонического строения, стратиграфии, литологии и коллекторских свойств мезозойских образований.

    В 1972 году на Средне-Варьеганской структуре  скважиной № 7 была выявлена залежь нефти пласта БВ8. При испытании интервала 2594 – 2604 м в этой скважине был получен фонтан нефти дебитом 82,5 м3/сут. через 8 мм штуцер. Пласт Ю1 васюганской свиты не был опробован, хотя по керну отмечался нефтенасыщенный песчаник, приуроченный к верхней заглинизированной части пласта.

    Открытое  месторождение названо Повховским в честь одного из первооткрывателей месторождения нефти Широтного Приобья.

    В конце 1972 года был создан проект поисково-разведочного бурения,  которым предусматривалось бурение четырех первоочередных и четырех зависимых скважин в пределах Больше-Котухтинской площади.

    В соответствии с этим проектом скважина 1 была пробурена в сводной части  южного купола Больше-Котухтинсой структуры. По результатам промысловой геофизики  и испытаний было установлено, что пласт БВ8 в скважине 1 заглинизирован, а пласт  БВ6 водоносен. Из отложений васюганской свиты (пласт Ю1) был получен приток бурового раствора с нефтью. В дальнейшем осуществление проекта было продолжено на Средне-Ватьеганской площади. В качестве базисного был принят горизонт БВ8.

    Первые  разведочные скважины №№ 8, 9, 10, 11, 12, 13 пробуренные в 1973-1974 гг. размещались  профилем по длинной оси структуры  и позволили установить, что залежь распространяется на всю группу локальных куполов, которые образуют Средне-Ватьеганскую структуру. Было выявлено значительное увеличение эффективной толщины пласта в южном направлении и некоторое в северном.   

    В разрезах скважин, пробуренных на западном погружении поднятия, горизонт БВ8 оказался практически заглинизированным. Таким образом, уже на начальной стадии разведки в западной части площади была выявлена зона замещения песчаников горизонта глинами.

    В связи с необходимостью ускоренного  ввода месторождения, в разработку 1976 году был составлен проект доразведки Повховского месторождения, где по Повховско – Больше-Котухтинской площади для оценки запасов нефти по промышленным категориям предусматривалось бурение 61 скважины, включая 26 пробуренных на дату составления проекта.

    Скважины  предлагалось бурить по сетке 3х4 км в предполагаемой продуктивной зоне развития коллекторов пласта БВ8. Кроме того, в присводовых частях Больше-Котухтинской структуры проектировались две поисковые скважины на юрские отложения и одна в зоне сочетания с Вынгапурским месторождением со вскрытием нижнесреднеюрских пород.

    Согласно  проекта разработки, в районе проектной  скважины 42, предусмотренной на юрском отложении, вскрыты верхнеюрские, продуктивные породы васюганской свиты (Ю1), где при испытании интервала 2960 - 2963 м был получен фонтан нефти дебитом 30,7 м3/сут. через 6 мм штуцер.