Основанием для поисково-разведочного бурения послужило наличие положительной структуры промышленной нефтеносности Покачевского, Варьеганского и других соседних поднятий. Поисковое бурение на нефть и газ в пределах Средне-Варьеганской и Больше-Котухтинской площадей началось в 1972 году. Поисковые скважины № 1 и 7 были заложены в присводовых частях локальных структур с целью изучения меловых и юрских отложений, уточнения тектонического строения, стратиграфии, литологии и коллекторских свойств мезозойских образований. В 1972 году на Средне-Варьеганской структуре скважиной № 7 была выявлена залежь нефти пласта БВ8. При испытании интервала 2594 - 2604 м в этой скважине был получен фонтан нефти дебитом 82,5м³/сут. через штуцер. Пласт Ю₁ васюганской свиты не был опробован, но по керну отмечался нефтенасыщенный песчаник, приуроченный к заглинизированной части пласта. Открытое месторождение названо Повховским в честь одного из первооткрывателей месторождения нефти Широтного Приобья. В конце 1972 года был создан проект поисково-разведочного бурения, которым предусматривалось бурение четырех первоочередных и четырех зависимых скважин в пределах Больше-Котухтинской площади. В соответствии с этим проектом скважина 1 была пробурена в сводной части южного купола Больше-Котухтинсой структуры. По результатам промысловой геофизики и испытаний было установлено, что пласт БВ8 в скважине 1 заглинизирован, а пласт БВ6 водоносен. Из отложений васюганской свиты (пласт Ю1) был получен приток бурового раствора. Первые разведочные скважины №№ 8-13 пробуренные в 1973-1974 гг. позволили установить, что залежь распространяется на всю группу локальных куполов, которые образуют Средне-Ватьеганскую структуру. В разрезах скважин, пробуренных на западном погружении поднятия, горизонт БВ8 оказался практически заглинизированным. Таким образом, уже на начальной стадии разведки в западной части площади была выявлена зона замещения песчаников горизонта глинами. В связи с необходимостью ускоренного ввода месторождения, в разработку 1976 году был составлен проект доразведки Повховского месторождения, где по Повховско - Больше - Котухтинской площади для бурение 61 скважины, включая 26 пробуренных на дату составления проекта. Скважины предлагалось бурить по сетке 3х4 км в предполагаемой продуктивной зоне развития коллекторов пласта БВ8. Кроме того, в присводовых частях Больше-Котухтинской структуры проектировались две поисковые скважины на юрские отложения и одна в зоне сочетания с Вынгапурским месторождением со вскрытием нижнесреднеюрских пород. С целью разведки юрской залежи в пределах Больше-Котухтинской структуры в 1979 году были пробурены скважины, которые позволили установить некоторые закономерности в строении продуктивного пласта. Было установлено, что юрская залежь имеет подчиненное значение и основным объектом разведки и эксплуатации является горизонт БВ8. Дальнейшая доразведка месторождения производилась в основном с целью детализации основного объекта горизонта БВ8. За период с 1981 по 1982 гг. было пробурено 8 разведочных скважин. Выполненный дополнительный объем геологоразведочных работ не внес существенных изменений в представление о геологическом строении. По пластам БВ8 была уточнена граница залежи. С июня 1978 года Повховское месторождение введено в разработку согласно технологической схеме, утвержденной в 1976 году, в опытно-промышленной эксплуатации - находятся пласты ачимовской толщи.

2. Геологическая часть

2.1 Геологическая характеристика месторождения

Отложения меловой системы представлены непрерывным разрезом нижнего и верхнего отделов. Отложения нижнего отдела на рассматриваемой территории развиты повсеместно и представлены осадками мегионской, вартовской, алымской и низов покурской свит.

Мегионская свита представлена толщей, залегающей согласно на битуминозных глинах баженовской свиты. В большинстве разрезов мегионская свита имеет двучленное строение. Нижняя часть в основном глинистая, верхняя содержит прослои песчаников. В составе нижней подсвиты мегионской свиты выделяются ачимовская толща, сложенная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Характерно, что даже в пределах относительно небольшой площади ачимоская толща имеет резкую изменчивость за счет выклинивания пластов песчаников. Толщина ачимовской пачки достигает 146м (скв№1). Верхняя часть мегионской свиты сложена преимущественно песчано-алевролитовой толщей с прослоями аргиллитов. К песчаникам верхней части мегионской свиты приурочен основной продуктивный горизонт БВ8. Схематический геологический разрез представлен в приложении 1. Здесь же выделяются пласты БВ9, БВ10 и БВ11. Завершается разрез мегионской свиты регионально выдержанной глинистой пачкой (чеускинской), сложенной аргиллитами почти черными с редкими включениями органических остатков и тонких прослоев алевролитов и песчаников. Возраст мегионской свиты определяется как берриасваланжинский. Толщина осадков составляет 280-330м.

Вартовская свита сложена чередованием пачек песчано-алевролитовых и преимущественно глинистых пород.

Условно разрез свиты делится на три части. Нижняя преимущественно алеврито-песчаная, средняя - с преобладанием глинистых разностей и верхняя - песчано-глинистая. В основании свиты выделяется пачка песчано-алевролитовых пород толщиной до 80-100м, в составе которой выделяются нефтенасыщенные пласты БВ6 и БВ7. Средняя наиболее мощная (до360м) толщина сложена в основном глинистыми породами, иногда алевритистыми. В середине этой толщи выделяются пласты песчаников, относимых к пластам БВ1 - БВ5. В этой части разреза встречается фауна фораминифер, редких аммонитов, палеципод и пресноводных остракод. Верхняя часть представляет собой чередование песчаных и глинистых пачек. Для этой части разреза характерны прибрежно-морские и мелководные осадки, где выделяется до семи пластов песчаников группы АВ. Возраст осадков вартовской свиты от верхнего валенжина до баррема включительно. Условная граница между валанжинским и готтеривским ярусами проводится по подошве пласта БВ6, а между готтеривским и барремским ярусами - по кровле средней глинистой толщи (по кровле пимской пачки). Верхняя часть относится к барремскому ярусу. Толшина осадков вартовской свиты - 620-700м.

Алымская свита залегает на породах вартовской свиты, сложена она, в основном, аргилитами с незначительнм содержанием алевритовых пород и только в основании свиты залегает пласт глинистых песчаников (АВ1). Аргиллиты или уплотненные глины алымской свиты переходят в глинистый известняк. В верхней части глины часто алевритистые, переходят в глинистый алеврит, реже песчаник. Для алымской свиты большинства районов западной и центральной части Западно-Сибирской плиты характерно присутствие пачки черных, плотных тонкочешуйчатых, с прослоями битуминозных аргиллитов кошайской пачки, в которой встречается фауна фораминер нижнего апта. Толщина алымской свиты - до 60-80м.

Покурская свита завершает разрез нижнего мела. Свита расчленяется на две части: нижнюю, в которой преобладают глинистые породы и верхнюю - с преобладанием песчанников и алевритов. Нижняя подсвита покурской свиты сложена глинами аргиллитоподобными, прослоями алевритистыми и песчанистыми. Прослои песчаников и алевритов имеют подчиненное значение, кроме этого встречаются прослои мергелей и доломитов. В породах подсвиты присутствует обильный растительный детрит. В глинах встречаются альбские фораминиферы. Нижнюю подсвиту можно, с некоторой долей условности, сопоставить с викуловской и хантымансийской свитами Сургутского свода, что позволяет датировать ее возраст аптальбским. Толщина ее 420-450м. В состав верхнемеловых отложений входят прибрежно-морские и мелководные осадки верхов покурской свиты и глубоководные фации кузнецовской, березовской и ганькинской свит. Верхняя часть покурской свиты является аналогом уветской свиты, получившей развитие западнее Повховского месторождения и сложена преимущественно песчаниками и алевролитами с подчиненными прослоями уплотненных глин. Песчаники и алевриты содержат обильный растительный детрит, обломки бурой обугленной древесины, ожелезненных растительных остатков. В отдельных районах встречаются включения янтаря. Глины в основном алевритистые и песчанистые, слюдистые. По всему разрезу встречаются прослои мергелей, глинистых известняков. По споро-пыльцевым комплексам и положению в разрезе возраст осадков верхней подсвиты считается сеноманским. Толщина ее порядка 320-350м. Толщина всей свиты составляет 740-800м. Кузнецовская свита имеет распространение практически по всей территории Западно-Сибирской плиты и является стратиграфическим и литологическим репером. Сложена кузнецовская свита глинами темно-серыми, почти черными однородными, иногда слабо-битуминозными или слабоизвестковыми сильно уплотненными аргиллитоподобными массивными, содержащими фауну иноцералов, фораминифер и радиолярий туронского яруса. Встречаются редкие зерна глауконита и пиритизированных растительных осадков. Толщина свиты составляет 18-22м.

Березовская свита, перекрывающая осадки кузнецовской, условно разделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена глинами опоковидными, переходящими в опоки с включением глауконита и редкими конкрециями сидерита. Встречена фауна морских пелеципод, фораминифер и радиолярий коньяк - сантонского ярусов. Толщина подсвиты - 80-90м. Верхняя представляет собой толщу кремнистых, реже песчанистых глин, иногда слабо сидеритизированных. В глинах встречается фауна фораминифер кампанского яруса. Толщина всей свиты составляет 180-200м. Ганькинская свита завершает разрез отложений меловой системы. Сложена свита глинами серыми, зеленовато-серыми, известковистыми, переходящими в мергели и глинистые доломиты. В глинах встречаются растительные остатки и фауна форминифер маахстритского яруса. Датский ярус выделяется условно, по аналогии с другими разрезами. Толщина осадков достигает 160-200м.

Палеогеновая система

Комплекс БВ_8-10 в пределах контура нефтеносности вскрыт 92-я разведочными и поисковыми скважинами и 3207 эксплутационными, пробуренными на этот и нижележащие пласты. Залежь ограничена с запада, юга и частично с востока линией глинизации коллекторов. В структурном плане горизонт приурочен к наклонной поверхности и погружается в восточном и северо-восточном направлении. С севера и востока она контролируется линией ВНК, который установлен на абсолютной отметке - 2657 - 2666 м. Вся площадь водонефтяного контакта находится на северном склоне Большекотухтинского поднятия между границами замещения продуктивного комплекса непроницаемыми породами. Ширина межконтурной зоны составляет 4,0 - 7,5 км, а доля ее по отношению к площади всей залежи - 7,5%. Эффективная нефтенасыщенная толщина по площади составляет в среднем - 8,0 метров. Большая часть площади нефтеносности (95%) является чисто нефтяной зоной. Водонефтяная зона залежи имеет небольшие размеры - 15% от площади залежи, приурочена к северной части месторождения. Пласт БВ_8-10 освоен и находится в разработке. При испытании разведочных скважин были получены притоки нефти дебитами от 0,3 м³/сут (скважина №2П, динамический уровень 1115 м) до 179 м³/сут (скважина №24П, штуцер 8 мм). Притоки были получены с глубин, соответственно, 2635,6 - 2743,2 м (абсолютная отметка минус 2538,1 - 2645,7 м) и 2620,6 - 2663,2 м (абсолютная отметка минус 2535,6 - 2578,1 м). В целом, горизонт БВ₈ характеризуется очень высокими показателями неоднородности по разрезу. Показатели коэффициента вариации проницаемости 242,35%, проводимости 238,8%, что в 2 - 3 раза превышает аналогичные показатели по одновозрастным отложениям месторождений Нижневартовского и Сургутского сводов. Крайне высок показатель прерывистости пласта. В целом разрез относится к регрессионному типу. Песчанистость и проницаемость уменьшаются от кровли к подошве. В связи со значительными размерами простирания нефтеносного коллектора горизонта БВ₈ и изменчивостью его свойств по площади, характеристика толщин, коллекторских свойств, неоднородности дается по восточной, центральной и западной частям месторождения. Песчанистость гидродинамически связанной зоны в пределах центральной части изменяется от 0,57 до 0,82, в среднем составляя 0,71. Толщина колеблется от 6,3 м до 16,6 м, составляя в среднем 11,0 м, средняя эффективная толщина равна 7,9 м. Расчлененность связанной зоны равна 3,903, причем минимальная равна 1,0, а максимальная - 4,6.

Характерной особенностью центральной части гидродинамически связанной зоны является то, что в разрезе пласта значительную долю составляют пропластки толщиной более 6 метров. Они занимают 25% объема коллекторов пласта БВ₈. В целом литотип "монолиты" составляет 48% от объема коллекторов гидродинамически связанной зоны. Тонкие пропластки (литотип "тонкослоистые"), толщиной до 2 м, составляют 26% объема коллекторов и на литотип "полумонолиты" с толщиной пропластков от 2 до 4 м приходится 26% от всего объема.

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

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