Повховское месторождение

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о районе и месторождении

Повховское месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской равнины и тяготеет к северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района.

В конце декабря 1975 года был утверждён геологический проект глубокого бурения на Повховской площади. Для решения поставленных задач проектом предусматривалось заложение 3-х глубоких поисковых скважин №83, №84, №85, расположенных профилем меридионального, секущим предполагаемую золивообразную зону распространения коллекторов пласта БС10.

Разведочное бурение на месторождении было начато в мае 1979 года. Бурение было сосредоточено в центральной и южной части Повховской структуры. Скважины располагались по двум профилям:

-    сумберидионального простирания (скв.№64, №35, №91) - проходит параллельно оси Повховского поднятия;

-    субширотное направление. Ориентируется по оси структурного выступа, осложняющего западное крыло Ягунской структуры. Расстояние между скважинами на профилях 2,5-9км.

Скважины меридиального профиля бурились последовательно с юга на север. В скважине №55, №84 при испытании пласта БВ8 получены притоки пластовой нефти. Это дало основание предположить в сводах локальных структур наличие небольших залежей нефти. Стало ясно, что пласт ЮС1 не может являться базисным горизонтом разведки. Имеющийся материал дал основание базисным считать группу горизонтов БС10-11.

Результаты бурения скважин показали, что горизонт БС11 делится на два пласта: 1БС11, 2БС11, и горизонт БС10 делится на два пласта: 1БС10 и 2БС10.

1.2 Стратиграфия и тектоника

В пределах Повховского месторождения разведочной скв. 27, пробуренной на Сарымско-Иминской площади, вскрыта максимальная толщина осадочного чехла, составляющая 3016м. породы палеозойского фундамента разведочными скважинами не вскрыты.

Геологический разрез сложен мощной толщей осадочных терригенных пород юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возраста.

Юрская система. В составе юрских отложений выделены осадки всех трёх отделов. Континентальные осадки нижнего, среднего и нижней части верхнего отделов объединяются в тюменскую свиту, а прибрежноморские и более глубоководные морские отложения верхней части верхнего отдела - в васюганскую, георгиевскую и баженовскую свиты.

Отложения неогена развиты не повсеместно и представлены чередованием песков и алевролитов буровато-серых и желтовато-серых. Толщина осадков неогена достигает местами 80-100м.

Четвертичные отложения представлены аллювиальными и озёрно-аллювиальными образованиями: песками, супесями, суглинками и глинами общей толщиной порядка 15-30м.

В тектоническом отношении Повховское месторождение приурочено к нескольким локальным поднятиям 3-го и 4-го порядка, которые являются составной частью более крупных структур 2-го порядка - Савуйского структурного носа и Повховского куполовидного поднятия. Последнии осложняют северо-восточное погружение Сургутского свода.

1.4 Характеристика нефтегазоносных пластов

Характеристика изменения общих, нефтенасыщенных и эффективных толщин продуктивных пластов месторождения получены в результате обработки разрезов разведочных и эксплуатационных скважин.

Открытая пористость (Кп) определялась методом насыщения, проницаемость (Кпр) фильтрацией газа на установке ГК-5. Данные о водонасыщенности получены косвенным методом ценрифугирования на определённом режиме, применяемом при изучении коллекторов. Западной Сибири. Полученные при этом значения связанной воды, или водоудерживающей способности пород (Квс), является комплексной характеристикой свойств пород как возможных коллекторов.

Породы-коллекторы Повховского месторождения представлены мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами аркозового состава; в пластах 1БС10 и 1БС11 доминируют крупнозернистые алевролиты, а в пластах 2БС10, 2БС11 и ЮС1 мелкозернистые песчаники.

Коллекторские свойства по месторождению ухудшены за счёт повсеместно распространённого плёночно-порового лейкоксена.

В пластах неокома фиксируется тенденция влияния зернистости и отсортированного пород на их фильтрационно-емкостные характеристики (ФЕС). Юрские и ачимовские отложения имеют низкие ФЕС даже при высокой зернистости из-за вторичных преобразований.

Пористость пород равна 15,9 и 14,7%, проницаемость 16 и 5,2х 10мкм соответственно.

Продуктивный пласт БС11-пласты 1БС11 и 2БС11 представляют содой толщу песчано-глинистых пород. Проницаемые разности представлены мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами, серыми, буровато-серыми, однородными с горизонтальной, наклонной линзовидно-волнистой слоистостью, обусловленной намывами углисто-растительного и слюидистого материала по плоскостям наслоения. Состав породообразующей части ар-козовый, с преобладанием полевых шпатов (50-55%) над кварцем (35-40%) и невысоким содержанием обломков пород (10-13%).

Пласт 2БС11 сложен мелкозернистыми песчаниками (Мd=0,12), хорошо отсортированными (Ѕ0=1,46), умеренно глинистыми и малокарбонатными.

Коллекторские свойства пород пласта 2БС11 изучены по 50 скважинам с высокой плотностью - 5,6 образцов на 1 метр изученной площади. Средняя пористость коллекторов равна 19,8%, проницаемость 109х10мкм.

Коллекторские свойства пласта 2БС10 исследованы керном по разрезу 26 скважин. Плотность анализов высокая и составляет по пористости – 5,8, проницаемости – 3,6, водоудерживающей способности – 2,6 определений на 1 метр толщины, пористость варьирует в широком диапазоне от 20 до 24%. Проницаемость изменяется в диапазоне от 0,5 до 682><10мкм, при этом средний 161х10мкм.

1.5              Характеристика пластовых флюидов

Нефти Повховского месторождения в среднем имеют плотность 875кг/ м3, вязкость при температуре 200 - 18,90 С. Нефть вниз по разрезу становиться менее плотной и менее вязкой. Газ на Повховском месторождении растворённый, свободного газа на месторождении нет. Пластовые воды относятся к хлоридно-кальциевому типу, основным компонентом являются ионы натрия и хлора. Пластовые воды продуктивного горизонта ЮС1 относятся к хлоркальциевому типу. Основным компонентом йоды являются ионы натрия и хлора. Минерализация составляет 16,3мг.л. При нарушении первоначальных условий в результате эксплуатации месторождения и обводнения продуктивного горизонта поверхностными водами в системе «пласт-скважина-сборный трубопровод» возможно отложение солей. Основные характеристики пластовой воды представлены в таблице 3.

Таблица 1. Свойства нефти

Таблица 2. Свойства газа

  Тблица 3. Свойства воды