Верхний мел представлен осадками верхов покурской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит.
Покурская свита в значительной степени сложена довольно однообразной толщей песчаников и алевролитов общей толщиной до 800 м. Перекрывающая ее кузнецовская свита представлена аргиллитоподобными глинами, обогащенными фауной. Толщина свиты составляет порядка 30 м.
Состав березовской свиты опоки и глины (нижняя часть) и глины с редкими прослоями опок и опоковидных глин (верхняя часть). Толщина ее составляет 150ч175 м.
В разрезе ганькинской свиты преобладают глины с большим содержанием известковистого материала, некоторые разности которых преобразованы в мергели. Без видимых следов меловая система перекрывается осадками палеогена в составе талицкой, люлинворской, тавдинской, атлымской, новомихайловской и туртасской свит. Повховского месторождения представлен на рисунке 2.1.
Рисунок 2.1 Сводный литолого-стратиграфический разрез продуктивных отложений Повховского месторождения
2.2 Продуктивные пласты
Промышленная нефтеносность в пределах Повховского месторождения установлена в отложениях мегионской свиты (продуктивный комплекс БВ8 и пласты ачимовской толщи: Ач2, Ач3, Ач4, Ач7, Ач8), баженовской (пласт ЮВ01), васюганской (пласт ЮВ11) и тюменской свит (пласт ЮВ2). На Госбалансе РФ по состоянию на 1.01.2013 г. по Повховскому месторождению числится 31 залежь нефти: четыре залежи выявлены в отложениях комплекса БВ8, 10 залежей в пластах ачимовской толщи, одна в пласте ЮВ01, 15 залежей в пласте ЮВ11 и одна в пласте ЮВ2. Характеристику залежей приводит в таблице 2.1.
Таблица 2.1
Геолого-промысловая характеристика залежей нефти
|
Пласт, горизонт |
Залежь |
Абсолютная отметка ВНК, м |
Глубина залегания пласта в своде в а.о., м |
Размеры залежи |
Средневзве-шенная нефте- насы- щенная толщина, м |
Тип залежи |
|||
|
длина, км |
ширина, км |
высота, м |
|||||||
|
БВ8 |
основная |
- |
-2482 |
66,1 |
8,4-19,6 |
189 |
7,5 |
пластовая, литолог. экран. |
|
|
БВ88 (Сардаковская площадь) |
1 |
-2504 |
-2485 |
6,0 |
4,6 |
19 |
3,1 |
пластовая сводовая |
|
|
2 |
-2505 |
-2485 |
1,9 |
3,0 |
18 |
3,5 |
пластовая сводовая |
||
|
3 |
-2501 |
-2495 |
3,6 |
1,3 |
6,0 |
2,2 |
пластовая сводовая |
||
|
Ач2 |
1, участок 1 |
-2694 |
-2631 |
2,9 |
1,1-2,3 |
63 |
2,7 |
пластовая сводовая, литолог. экран. |
|
|
1, участок 2 |
-2657,5 |
-2595 |
1,1-1,8 |
0,4-2,9 |
59 |
2,2 |
пластовая сводовая, литолог. экран. |
||
|
1, участок 3 |
-2595 |
-2589 |
1,1 |
0,2-0,6 |
6 |
1,5 |
пластовая сводовая, литолог. экран. |
||
|
1, участок 4 |
- |
-2622 |
0,6 |
0,9 |
21 |
0,9 |
литологически экранированная |
||
|
1, участок 5 |
-2653-2659 |
-2598 |
0,7-3,8 |
0,9-2,6 |
60 |
5,4 |
пластовая сводовая, литолог. экран. |
||
|
1, участок 6 |
- |
-2632 |
0,2 |
1,1 |
15 |
1,9 |
литологически экранированная |
||
|
2+3 |
-2678 -2698 |
-2661- -2667 |
12 |
2,1-4,0 |
17-31 |
7,6 |
пластовая сводовая, водонефтяная |
||
|
Ач3 |
4 |
-2825 |
-2800 |
3,8 |
1,5-2,3 |
19 |
1,5 |
пластовая, литолог. экран. |
|
|
5 |
-2812 |
-2805 |
1,9 |
1,5 |
6 |
1,7 |
пластовая сводовая, водонефтяная |
||
|
6 |
-2780 |
-2750 |
0,9 |
1,3 |
19 |
1,5 |
пластовая сводовая, водонефтяная |
||
|
Ач4 |
7 |
-2821 |
-2790 |
0,7 |
1,6 |
7 |
1,9 |
пластовая сводовая, водонефтяная |
|
|
8 |
-2788-2790 |
-2783 |
1,3 |
0,7 |
7 |
2,4 |
пластовая сводовая, водонефтяная |
||
|
Ач7 |
9 |
-2794 |
-2747 |
7,5 |
3,5 |
46 |
5,0 |
пластовая, литолог. экран. |
|
|
Ач8 |
10 |
-2754 |
-2728 |
6,0 |
3,2 |
26 |
5,8 |
пластовая сводовая, водонефтяная |
|
|
11 |
-2796 |
-2784 |
2,0 |
1,2-2,1 |
12 |
1,7 |
пластовая сводовая, водонефтяная |
||
|
ЮВ01 |
1 |
-2847 |
-2836 |
4,7 |
2,3 |
11 |
1,9 |
пластовая сводовая, литологически ограниченная |
|
|
ЮВ11 |
1 |
-2947 |
-2940 |
2,1 |
2,8 |
7 |
1,5 |
литологически экранированная |
|
|
2 |
-2876-2884 |
-2850 |
10,3 |
5,4 |
30 |
6,1 |
пластовая, литолог. экран. |
||
|
2а (скв. 2073) |
-2874 |
-2865 |
2,0 |
4,0 |
9 |
1,2 |
литологически экранированная |
||
|
3 |
-2842 |
-2824 |
5,8 |
4,0 |
18 |
4,3 |
пластовая сводовая |
||
|
3а (скв. 964) |
-2842 |
-2845 |
1,2 |
0,9 |
3 |
1,0 |
пластовая сводовая |
||
|
4 |
-2842 |
-2830 |
6,6 |
4,1 |
18 |
2,4 |
пластовая сводовая |
||
|
5 |
-2848 |
-2837 |
3,5 |
3,5 |
11 |
2,4 |
тектонически экранированная |
||
|
5а (скв. 53Р) |
-2855 |
-2845 |
4,0 |
1,0 |
7 |
1,8 |
тектонически экранированная |
||
|
6 (Сардак.) |
-2855 -2870 |
-2830 |
7,4 |
3,9 |
40 |
3,4 |
пластовая сводовая |
||
|
6а (Сардак.) |
-2862 |
-2850 |
3,9 |
1,7 |
12 |
2,5 |
пластовая сводовая |
||
|
7 |
-2822-2833 |
-2790 |
18 |
2,4 -6,8 |
35 |
5,3 |
пластовая сводовая |
||
|
7а (скв. 87Р) |
-2818 |
-2830 |
2,0 |
1,2 |
12 |
2,7 |
пластовая сводовая |
||
|
8 |
-2887 |
-2872 |
2,8 |
1,7 |
15 |
3,1 |
пластовая сводовая |
||
|
9 |
-2959 |
-2910 |
10,0 |
1,2- 3,7 |
49 |
4,9 |
литологически экранированная |
||
|
10 |
-2838 |
-2830 |
3,8 |
1,3 |
8 |
2,3 |
пластовая сводовая |
||
|
ЮВ2 |
1 |
-2939 |
-2933 |
0,9-1,3 |
0,4-2,0 |
6 |
2,0 |
пластовая сводовая |
2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов
Как следует из представленных данных (таблица 2.2), 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 2.2
Свойства пластовой нефти Повховского месторождения, пласт БВ8-10 и ЮВ1
|
Наименование параметров |
Пласт БВ8-10 |
Пласт ЮВ1 |
|||
|
Диапазон значений |
Среднее значение |
Диапазон значений |
Среднее значение |
||
|
Пластовое давление, МПа |
20,0 - 27,5 |
23,8 |
27,7 - 31,7 |
29,5 |
|
|
Пластовая температура,°С |
70 - 89 |
80 |
87 - 93 |
91 |
|
|
Давление насыщения, МПа |
6,2 - 14,8 |
10,5 |
7,4 - 16,0 |
13,6 |
|
|
Газосодержание, м3/т |
52 - 127 |
90 |
87 - 177 |
146 |
|
|
Суммарный газовый фактор, м3/с |
45 - 112 |
78,5 |
72 - 150 |
124 |
|
|
Плотность в условиях пласта, кг/ м3 |
684 - 795 |
740 |
681 - 744 |
700 |
|
|
Вязкость в условиях пласта, мПа·с |
0,65 - 1,84 |
1,25 |
0,60 - 0,94 |
0,71 |
|
|
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4 |
11,0 - 20,0 |
15,5 |
14,6 - 21,8 |
19,2 |
Характер изменения вязкости газонасыщенной пластовой нефти в зависимости от давления и температуры пласта иллюстрируется данными, представленными в таблице 2.3 (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 2.4).
Таблица 2.3
Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти Повховского месторождения
|
Наименование |
Пласт БВ8-10 |
Пласт ЮВ1 |
|||||
|
При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
Пластовая нефть |
При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
Пластовая нефть |
||||
|
выделившийся газ |
нефть |
выделившийся газ |
нефть |
||||
|
Сероводород |
отсутствует |
отсутствует |
|||||
|
Двуокись углерода |
0,07 |
0 |
0 |
0,27 |
0 |
0,23 |
|
|
Азот + редкие |
0,89 |
0 |
0 |
1,17 |
0 |
0,48 |
|
|
в т. ч. гелий |
0,005 |
0 |
0 |
0,004 |
0 |
- |
|
|
Метан |
60,97 |
0,25 |
0,04 |
57,73 |
0,22 |
28,05 |
|
|
Этан |
6,24 |
0,18 |
0,25 |
8,62 |
0,30 |
5,30 |
|
|
Пропан |
13,59 |
1,6 |
3,24 |
15,79 |
2,04 |
9,79 |
|
|
Изобутан |
4,27 |
1,42 |
2,41 |
3,07 |
0,97 |
1,94 |
|
|
Изопентан |
1,88 |
2,43 |
2,96 |
1,58 |
2,05 |
1,81 |
|
|
Остаток С6 + выше |
1,8 |
86,38 |
80,68 |
2,21 |
87,04 |
43,71 |
|
|
Молекулярная масса |
26,97 |
202 |
191 |
30,02 |
174,5 |
100,8 |
Таблица 2.4
Физико-химическая характеристика проб разгазированной нефти Повховского месторождения пласта БВ8-10 и ЮВ1
|
Наименование параметров |
Пласт БВ8-10 |
Пласт ЮВ1 |
|||
|
Диапазон значений |
Среднее значение |
Диапазон значений |
Среднее значение |
||
|
Плотность при 200С, кг/ м3 |
835 - 875 |
855 |
826 - 858 |
849 |
|
|
Вязкость при 200С, мПа·с |
6,5 - 20,7 |
13,6 |
6,0 - 10,9 |
7,6 |
|
|
Молярная масса, г/моль |
184 - 225 |
205 |
178 - 211 |
200 |
|
|
Температура застывания, °С |
От - 20 до +10 |
-8 |
От - 9 до +35 |
13 |
|
|
Температура начала кипения, 0С |
45-131 |
88 |
56 - 86 |
73 |
|
|
Массовое содержание, %: |
|||||
|
Серы |
0,35 - 0,78 |
0,56 |
0,40 - 0,69 |
0,56 |
|
|
Асфальтенов |
3,1 - 10,7 |
6,9 |
0,32 - 1,75 |
1,24 |
|
|
Смол силикагелевых |
0,49 - 4,28 |
2,39 |
3,03 - 9,78 |
4,44 |
|
|
Парафинов |
1,35 - 3,69 |
2,52 |
1,90 - 6,18 |
2,49 |
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 2.5). 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 2.5
Свойства и ионный состав пластовой воды
|
Наименование |
Пласт БВ8-10 |
Пласт ЮВ1 |
|
|
Среднее значение |
|||
|
Газосодержание, мі/т |
3,0 |
3,4 |
|
|
Содержание сероводорода, мі/т |
- |
- |
|
|
Объемный коэффициент, Vпл/Vст |
1,02 |
1,03 |
|
|
Вязкость, мПа·с |
0,38 |
0,28 |
|
|
Общая минерализация, мг/м3 |
20,317 |
33,995 |
|
|
Плотность, кг/мі |
1,014 |
1,028 |
|
|
Содержание ионов, мг/м3: |
|||
|
Cl- |
0,3448 |
0,746 |
|
|
SO4- |
0,00062 |
- |
|
|
HCO3- |
0,00633 |
0,009 |
|
|
Ca++ |
0,0432 |
0,0356 |
|
|
Mg++ |
0,0304 |
0,0115 |
|
|
Na+ + K+ |
0,2976 |
0,5446 |
|
|
pH |
6,3 |
4,9 |
3. Технико-технологическая часть
месторождение нефть добыча пласт
3.1 Основные проектные решения по разработке Повховского месторождения
Из всех открытых нефтяных залежей Повховского месторождения проектирование разработки велось только на залежи продуктивного комплекса БВ8-10 (90% начальных балансовых запасов месторождения), ЮВ11 (3,3%) и БВ7. Реализация проектных решений ведется только на объекты БВ8-10 и ЮВ1.
Разработка Повховского месторождения ведется с поддержанием пластового давления. Проектной, на объекты БВ8-10, является трехрядная, блоковая, усиленная по основной площади залежи очагами нагнетания, система заводнения с расстоянием между скважинами 600 м. По пласту ЮВ1 - площадная семиточечная система заводнения с расстоянием между скважинами 400 м. Расстановка скважин по всем объектам по треугольной сетке. По Повховскому месторождению имеется 12 основных проектных и научно-исследовательских документов (таблица 6). Проектирование разработки начато с 1976 г., когда институтом ВНИИнефть составлена первая технологическая схема разработки (протокол № 430 от 25.02.76 г.).
Технологическая схема утверждена со следующими основными показателями:
-выделение одного объекта разработки - БВ8;
-максимальный уровень отбора нефти - 5 млн. т;
-разбуривание залежи по равномерной сетке 600 x 600 м с площадным заводнением;
-количество скважин: эксплуатационных - 823, нагнетательных - 414.
Дальнейшее изучение месторождения значительно изменило представление о его геологическом строении. В частности, на южной периклинали структуры выявилась крупная зона отсутствия коллекторов, также расширились границы замещения коллекторов глинами на восточном и западном крыльях структуры. Одновременно с этим новые разведочные скважины показали развитие залежи в северном направлении и значительное увеличение запасов нефти. В соответствии с изменением границ залежи изменилось местоположение около половины проектных скважин, т.е. половина проектного фонда в южной части месторождения оказалась в зоне отсутствия пласта. В то же время, появилась возможность разместить почти столько же скважин в северной части площади.
И в 1978 году была составлена новая технологическая схема, утвержденная протоколом ЦКР № 613 от 18.05.1978 г., которой предусматривалось:
-максимальный проектный уровень добычи нефти - 6,3 млн. т/год;
-бурение скважин - 889 добывающих, 414 нагнетательных, 120 резервных;
-применение площадной системы заводнения с размещением скважин по семиточечной схеме с расстоянием между ними 600 м (с последующим переходом на избирательное заводнение). В 2008 году было выполнено Дополнение к Проекту разработки Повховского месторождения, которое было принято ЦКР Роснедра в апреле 2009 года (протокол №4565 от 29.04.09 г.) со следующими основными положениями и технологическими показателями представлены в таблице 3.1.