Введение
Методы повышения
нефтеотдачи пластов считают
основным резервом для добычи нефти.
За счет проведения
геолого-технических мероприятий, в
том числе с использованием различных
технологий физико-химического и
гидродинамического воздействия на
пласты с целью повышения их нефтеотдачи
добыто около 2954576 тыс.тонн нефти.
Для различных геолого-физических
условий и стадии разработки месторождения
однозначно доказана целесообразность
применения как гидродинамических
, так и физико-химических увеличений
нефтеотдачи.
Объектом воздействия на этом
месторождении является пласт
БВ8 По своему строению они
характеризуются высокой зональной
и слоистой неоднородностью коллекторских
свойств. Поэтому используемыми
технологиями на этих объектах
являются методы, повышающие приемистость
низкопродуктивных участков пластов
и изоляцию высокопродуктивных,
по которым происходит прорыв
воды.
Таким
образом, можно сделать вывод,
что объектами для применения
методов повышения нефтеотдачи
пластов являются пласты с
высокой неоднородностью коллектора
по площади и сечению, а также
пласты с низкими фильтрационно-емкостными
свойствами.
Быстрая окупаемость
кап.вложений и высокая эффективность
метода позволила добиться высоких
экономических показателей и
создать базу для проведения ГТМ
.
1 Разработка месторождений
НГДУ, результаты проектирования
систем разработки и их осуществление
1.1 Тектоника
Согласно тектонической карты
платформенного чехла западно-
сибирской плиты, Повховское месторождение
расположено в пределах Ярославского
мегапрогиба, разделяющего Сургутский
и Нижневартовский своды.
На фоне общего регионального
погружения выделяются основные
тектонические элементы: Средне-Ватьеганская
приподнятая зона в южном и Больше-Катухтинская
структура в северной частях Повховского
месторождения.
Средне –Ватьеганская приподнятая
зона не имеет четкой конфигурации
в следствии 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 х 5км.
Скважиной №448 пласт БВ`8 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 11х4км, амплитуда
– 23,3м относительно скв. №19,где
кровля пласта БВ` 8 вскрыта на
отметке –2506, 7м, этой скважиной
доказана нефтеностность поднятия.
Самая южная часть Средне-Ватьеганской
приподнятой зоны представлена
безымянным поднятием (район скв.
№12,49), где получены промышленные
притоки нефти из пласта БВ`8
.
В юго-восточной части Средне-
Ватьеганской приподнятой зоны
выделяется Сердаковское поднятие,
которое по замкнутой изогибсе
– 2520м включает в себя еще
безымянное локальное поднятие.
В целом, Сердаковское поднятие
с севера еще осложняется Тяэтлыхским
локальным поднятием.
Собственно Сердоковское поднятие
имеет северное простирание и
по замкнутой изогибсе- 2510 размеры
составляют 7,2х5,5км. Сводовая часть
поднятия разбурена скв. №108, №10,первой
вскрыт пласт БВ1/8 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
изогибсой –2550м. Амплитуда составляет
26,5м, а размеры – 25х5,5км. Промышленная
нефтеностность доказана на обоих
поднятиях.
Больше- Котохтинская нефтяная структура
как центральной части, так
и на кроях осложнена мелкими
локальными поднятиями.
1.2 Нефтегазоносность
На Повховском месторождении
установлена промышленная нефтеносность
неокомских и корских 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 Ю1/1, 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 дебит
нефти 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.).
Томуина Ю` составляет от 9,2 до
14м, а эффективная нефтенасыщенная
толщина пласта в скв.№105 составила
19,0м.
Промышленная нефтеностность доказана
в свк. №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 Ю1/1 который оказался
непродуктивным.
Небольшая залежь зафиксирована
в пласте БВ 14 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
Рн=0,826 /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 коллекторы
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,
Рн =0,802 =0,857 г/см3 (удельный вес).
Песчаники пласта БВ10 так же
являются промышленно нефтеностными.
Наибольшая эффективная толщина
вскрыта скв№112 (9,6м).
Промышленная нефтеностность 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 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 нефтеносность 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.
1.3 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 –
покурсукую свиту.
Шестой – елымскую, новомихайловскую
свиты и отложения четвертичной
системы.
Разделяющими их водоупорами
служат отложения :
1.-нижней
части васюганской свиты;
2.-георгиевской,
баженовсой и нижней части
мегионской свит;
3.-средней
части мегионской свиты;
4.-средней
и верхней части алымской свиты;
5.-кузнецовской,
белецовской, ганькинской, талицкой,
люликфорской 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 702м.
При испытании пород данного
комплекса получены слабые притоки
пластовых вод. Минерализация
вод- от 37г/л до 13,2г/л.
Второй водоносный комплекс представлен
песчаниками и алевролитами с
прослоями аргиллитов. Пластовые
воды характеризуются хлоркальциевым
типом по Сулину. Минерализация
от 38,9 до 55г/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 –30г/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.