Повховское месторождение

    Проницаемость монолитов довольно высока и равна 214,8*10 мкм, полумонолитов – 191,6*10 мкм, а тонкослоистого коллектора 76,8*10 мкм. Низкопроницаемые коллекторы занимают 51% объема продуктивной части гидродинамически связанной зоны, из них 98% приходится на долю коллекторов проницаемостью до 5*10 мкм.  Наличие подвижных запасов нефти в таких коллекторах достаточно спорно. Среднепроницаемые коллекторы составляют 14% объема связанной зоны и 35% приходится на долю высокопроницаемых коллекторов, причем 22% от общего объема коллекторов 1-й зоны – пропластки с проницаемостью свыше 700*10 мкм. Средняя проницаемость гидродинамически связанной зоны равна 140*10 мкм.

    Доля  монолитов в продуктивной части разреза связанной зоны равна 24%, причем половина из них это пропластки, толщина которых превышает 6 метров. Полумонолиты составляют 34% и на долю тонкослоистого коллектора приходится 42% объема 1-й зоны. Пропластки толщиной до 1 метра составляют 11% объема продуктивной части гидродинамически связанной зоны.

    Общая песчанистость прерывистой зоны 0,40. Она изменяется от 0,32 до 0,81. Средняя  общая толщина 2-й зоны равна 18,6 м; пределы изменения от 1,5 до 30 м. Средние  эффективные толщины варьируют от 1,4 до 10,9 м, составляя в среднем 6,2 метра.

    Средняя расчлененность зоны равна 4,128; расчлененность на 1 метр эффективной толщины – 0,671. Максимальная величина – 0,952, минимальная  – 0,346.

    Прерывистая зона в восточной части месторождения повсеместно представлена тонкослоистыми коллекторами и монолитами.

    Тонкослоистые коллекторы составляют 85% объема продуктивной части разреза, в том числе  коллекторы толщиной до 2-х метров – 52%. На долю монолитов приходится всего 15% объема коллектора прерывистой зоны. Пропластки толщиной более 6 метров составляют лишь 7% объема коллекторов прерывистой зоны горизонта БВ8.

    Средняя проницаемость монолитов прерывистой  зоны равна 129,6*10 мкм, что в 2 раза выше проницаемости тонкослоистого коллектора. Его проницаемость равна 61,8*10мкм. Средняя проницаемость по зоне – 75,2х10 мкм.

    Низкопроницаемые  коллекторы занимают 53% объема продуктивной части разреза. 20% составляют коллекторы с проницаемостью от 20х10 мкм до 200х10 мкм и 28% объема приходится на долю высокопроницаемых коллекторов. Причем, 18% объема продуктивной части прерывистой зоны занимают пропластки с проницаемостью выше 700х10 мкм.

    Толщина глинистого раздела между гидродинамически связанной и прерывистой зонами в восточной части Повховского  месторождения варьируется в широких пределах, а именно от 1 м до 8-9 метров. Средняя толщина глинистой перемычки равна 4 метрам. Причем в северной части месторождения перемычка тоньше, чем в южной части и ее средняя толщина равна 3,4 м, тогда как на юге средняя толщина составляет 4,7метра.

    В восточной части месторождения  прерывистая зона по площади имеет  большее распространение, чем гидродинамически связанная. Площадь прерывистой  зоны в этой части месторождения  примерно в 2,2 раза больше площади связанной  зоны. Проницаемые пропластки в районе выхода прерывистой зоны на контур пласта 1БВ8 представлены, в основном, тонкослоистыми коллекторами, в которых находится 2/3 запасов нефти прерывистой зоны в восточной ее части.

    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.

    Сравнивая между собой характеристики коллекторских  свойств восточной и западной частей месторождения, можно сказать, что средние показатели по западной части 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 138,2*10 мкм, а на западе 322,9*10 мкм. Особенно отличаются проницаемости монолитов  и полумонолитов гидродинамически связанной зоны. В восточной части месторождения средняя проницаемость монолитов составляет 214,8*10 мкм, а полумонолитов – 191,6*10 мкм, тогда как в западной части 122,7*10 мкм и 864,8*10 мкм соответственно. Проницаемости же тонкослоистого коллектора примерно равны и составляют на западе 59,5*10 мкм, а на востоке 76,8*10 мкм.

    По  прерывистой зоне существенных различий не наблюдается. В западной части  средняя проницаемость равна 62,9*10 мкм, а в восточной части – 72,5*10 мкм.

    В целом, можно сделать вывод, что коллекторские свойства восточной части Повховского месторождения несколько ниже коллекторских свойств в его западной части. 
 

2.2 Свойства пластовых  жидкостей и газов.

    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 м³/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 . 
 

    Характеристика  физических свойств нефтей Повховского  месторождения 

    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 5:

                                                                                                                 .

    Основные  характеристики пластовых вод горизонта  БВ8 

2.3 Характеристика геологического  строения зоны  проведения работ  по ГРП.

    Для проведения работ по гидравлическому разрыву пласта выбирались скважины, расположенные в краевых частях гидродинамически связанной и прерывистой зон. В этих зонах содержится 138600 тыс. тонн балансовых запасов, что составляет примерно 29% от объема запасов в целом по пласту БВ8.

    Скважины, в которых производили гидроразрыв  пласта, вскрыли все выделенные литотипы в обеих зонах.

    В зоне проведения работ монолиты гидродинамически связанной зоны относятся к III классу коллекторов по А.А. Ханину. В основном, они представлены одним пропластком (средняя расчлененность равна 1,000), со средней эффективной толщиной 4,9 м. Проницаемость равна 141,8*10 мкм. Всего монолиты занимают 30% продуктивного объема гидродинамически связанной зоны, причем 67% от объема монолитов занимают пропластки с эффективной толщиной более 6 метров.

    Средняя эффективная толщина полумонолитов 1-й зоны равна 3,2 метра. Проницаемость  равна 119,3*10 мкм. Полумонолиты практически  представлены одним пропластком, средняя  расчлененность равна 1,163, расчлененность на 1 м эффективной толщины – 0,365. Они занимают также 30% объема коллекторов гидродинамически связанной зоны.

    Средняя суммарная эффективная толщина  тонкослоистого коллектора равна 3,3 метра.

    Проницаемость равна 40,2*10 мкм. Это позволяет отнести  тонкослоистый коллектор гидродинамически связанной зоны к IV классу по А.А. Ханину. Средняя расчлененность равна 3,141, а расчлененность на 1 метр эффективной толщины составляет 0,951. Тонкослоистый коллектор занимает 40% всего объема продуктивной части 1-й зоны, причем основную его часть составляют пропластки толщиной от1 до 2 метров. Они занимают 80% от объема тонкослоистого коллектора и 35% от продуктивного объема всей 1-й зоны.

    Средняя общая толщина гидродинамически связанной зоны в краевых частях составляет 7,4 метра, эффективная – 4,5 метра. Песчанистость по первой зоне равна 0,61. Проницаемость – 66,9х10 мкм. На долю низкопроницаемого коллектора приходится 52% объема 1-й зоны, пропластки с проницаемостью до 5*10 мкм составляют 50% объема продуктивной части гидродинамически связанной зоны. Коллекторы с проницаемостью от 20*10 мкм до 200*10 мкм занимают незначительный объем – 10%. Коллекторы с проницаемостью свыше 200*10 мкм составляют 38% объема 1-й зоны, причем 53% из них приходится на пропластки с проницаемостью свыше 700*10 мкм.

    Средняя общая толщина прерывистой зоны составляет 19,9 метра, эффективная – 5,6 метра. Песчанистость по 2-й зоне равна 0,29. Проницаемость, в среднем, по прерывистой зоне равна 44,2*10 мкм. На долю низкопроницаемого коллектора приходится – 54% объема продуктивной части прерывистой зоны. Пропластки с проницаемостью до 5*10 мкм составляют 52% от продуктивного объема 2-й зоны. Среднепроницаемые коллекторы занимают 20% продуктивной части, а на долю высокопроницаемого коллектора приходится 26% объема продуктивной части прерывистой зоны.