Анализ эффективности применения ППД на Повховском месторождении

     Таблица 1 – Геолого-физическая характеристика пластов БВ_8-10 и Ю В₁

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 БВ_2/8. Пласт БВ_8-10 – 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 ББ_8-10 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 БВ_8-10 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