Повховское месторождение - Реферат

Первое утверждение запасов нефти в ГКЗ СССР состоялось в 1982 году (протокол № 9155). Впоследствии начальные балансовые запасы нефти месторождения были несколько увеличены за счет ежегодных приростов в ЦКЗ и ТКЗ. По состоянию на 1.01.2001 г. на балансе ВГФ по месторождению числится начальных балансовых категории В С1 549520 тыс.т, категории С2 - 88737 тыс.т, всего по трем категориям - 638257 тыс.т. Начальные извлекаемые запасы нефти на эту же дату по категории В С1 составили 170120 тыс.т, С2 - 9530 тыс.т, всего-179632 тыс.т. Из всех открытых нефтяных залежей Повховского месторождения проектирование разработки велось только на залежи продуктивного комплекса БВ8-10 (90% начальных балансовых запасов месторождения), ЮВ1 (3,3%) и БВ7.Повховское месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской плиты. В административном отношении расположено в северной части Сургутского района Ханты-Мансийского национального округа Тюменской области. Через станцию Когалым проходит железнодорожная ветвь Тюмень-Сургут-Новый Уренгой. Географически район месторождения приурочен к верховьям и средней части рек Котухта и Ватьеган, впадающих в реку Аган. Реки характеризуются спокойным течением 0,3-0,8 м/сек на плесах и 0,8-1,2 м/сек на перекатах.В основу строения горизонта БВ8 положена геологическая модель Санина В.П., который в горизонте БВ8 выделил две зоны, обусловленные гидродинамическими особенностями залежи: 1 - гидродинамически связанная и 2 - прерывистая. Коллекторы гидродинамически связанной зоны подразделяют на три литотипа: монолиты (М), полумонолиты (ПМ) и тонкослоистые коллектора (ТС). Тонкослоистый коллектор содержит также наибольшую часть балансовых запасов гидродинамически связанной зоны - 63%, полумонолиты - 22% и меньше всего запасов нефти находится в монолитах - 15% от общего объема запасов гидродинамически связанной зоны. На корреляционных схемах довольно уверенно выделяются две зоны: гидродинамически связанная (1 зона) и прерывистая (2 зона). Сравнивая коллекторы связанной и прерывистой зон в центральной части месторождения, можно отметить, что вариация пропластков по проницаемости и толщине очень высока в обеих зонах.Давление насыщения по залежи изменяется незначительно и в среднем составляет 10 МПА. Компонентный состав пластовой нефти горизонта БВ8 определен по результатам исследований нефти из скважины №28. Мольная доля метана в нефти составляет 27%, пропан превалирует над этаном. Нефть характеризуется высоком соотношением нормальных бутанов и пентана к их изомерам. Молекулярная масса пластовой нефти залежи ЮВ1 составляет 103.В этих зонах содержится 138600 тыс. тонн балансовых запасов, что составляет примерно 29% от объема запасов в целом по пласту БВ8. Всего монолиты занимают 30% продуктивного объема гидродинамически связанной зоны, причем 67% от объема монолитов занимают пропластки с эффективной толщиной более 6 метров. Тонкослоистый коллектор занимает 40% всего объема продуктивной части 1-й зоны, причем основную его часть составляют пропластки толщиной от1 до 2 метров. На долю низкопроницаемого коллектора приходится 52% объема 1-й зоны, пропластки с проницаемостью до 5*10 мкм составляют 50% объема продуктивной части гидродинамически связанной зоны. Коллекторы с проницаемостью свыше 200*10 мкм составляют 38% объема 1-й зоны, причем 53% из них приходится на пропластки с проницаемостью свыше 700*10 мкм.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика района работ

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Характеристика продуктивного пласта БВ8

2.1.1 Геологическая модель горизонта БВ8

2.1.2 Характер распространения коллекторов по площади. Разрез горизонта БВ8

2.1.3 Характеристика толщин коллекторских свойств, неоднородности горизонта БВ8

2.2 Свойства пластовых жидкостей и газов

2.3 Характеристика геологического строения зоны проведения работ по ГРП