История освоения

Общая часть

Краткая характеристика района работ

Повховское многопластовое месторождение нефти было открыто в 1972 году поисковой скважиной №7, пробуренной на Средне-Ватьеганской сейсмической структуре.

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

В административном отношении месторождение расположено в северной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 90 км к северо-востоку от города Когалым и 102 км на северо-восток от г.Сургута.

В пределах площади в 31 км. расположен пос.Новоаганск – Сургут-Омск. В непосредственной близости от месторождения находится газопровод Уренгой- Вынгапур-Челябинск-Новополоцк.

Ближайшие месторождения:

Ватьеганское – в25км к юго-западу; Южно-Ягунское – в90км к юго-западу; Северо-Ватьеганское – в54 км к востоку.

Географически район месторождения приурочен к верховьям и средней части рек Котухта и Ватьеган, впадающих в реку Аган.

Район месторождения представляет собой слаборасчлененную, заболоченную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +75 до + 110 м. Сильная заболоченность района, как и остальных районов севера Тюменской области связана с наличием мощного слоя вечномерзлых пород, играющих роль водоупора, слабой испаряемостью влаги и затрудненным стоком.

Вследствие большой глубины болот и их позднего промерзания движения сухопутным транспортом затруднено.

Климат района резко-континентальный с продолжительной холодной зимой и коротким жарким летом. Среднегодовая температура –3 С. Самый холодным месяц – месяц – январь (до –50 –58С), самый теплый – июль (до +30С). Общее количество осадков в год достигает 400-500мм. Наибольшее количество осадков на начало и конец летаРастительность представлена сосной, кедром, на заболоченных участках, в поймах рек встречается береза и тальник.

 

 

История освоения

Промышленная разработка горизонта БВ₈ началась в 1978году. Интенсивное разбуривание залежи привело к быстрому и резкому наращиванию объемов добычи нефти. До 1989 года бурение шло в основном на горизонт БВ₈, запасы которого составляют 95% всех балансовых запасов Повховского месторождения. С 1979 года начинает осваиваться система внутриконтурного заводнения. Для системы ППД используются подземные воды апт-альб-сенаманского водоносного комплекса.

1986-87 годы характеризуются максимально достигнутыми уровнями добычи нефти (11232,8 и 11283,6 тыс.тонн),что соответствовало 5,0-5,02% отбора в год от начальных извлекаемых запасов нефти.

С 1988 по 1994 годы отметилось неуклонное снижение добычи нефти, и нарастанием текущей обводнённости. Принятие кардинальных мер по увеличению текущих отборов жидкости в 1995-97 годах обеспечило стабилизацию добычи нефти и даже ее рост в 1997 году. Темп разработки горизонта БВ₈ в 1997 году составил 2,28% от начальных извлекаемых запасов нефти, а по состоянию на 1.01.98 года из скважин с начала разработки было добыто 120242,3 тыс.тонн нефти или 23,7% от начальных балансовых запасов. Среднегодовая обводнённость добываемой продукции в 1997 году составила 55,9% (весовых).

На динамику отборов нефти и жидкости значительное влияние оказали следующие факторы:

· Во-первых, снижение дебитов скважин при переводе их с фонтанного способа на механизированную добычу в связи с ростом обводненности продукции. По скважинам пласта БВ_1/8 осредненный потенциальный дебит в период их фонтанирования после перевода скважин на механизированный способ добычи составил половину от максимально достигнутого при фонтанном способе. С ростом обводненности продукции и снижением проводимости пласта почти в 4 раза сократился текущий дебит жидкости по скважинам после их перевода на мех.добычу. При этом рабочие депрессии на пласт выросли.

Аналогичные показатели по скважинам, эксплуатирующим менее продуктивный пласт БВ_2/8: падение потенциальных дебитов в 1,5 раза при переводе на мех.добычу при одновременном росте обводнения в 4,2 раза.

· Вторым существенным фактором является качественное и количественное изменение структуры ввода новых запасов. К 1987 году основная продуктивная часть запасов нефти была уже введена в разработку и весь объем эксплуатационного бурения был перенесен в краевые области залежи, характеризующиеся низкими добывными возможностями, низкой степенью подключения запасов в разработку.

Проведенный анализ показал, что возможности по существенному приросту запасов отсутствуют, а, следовательно, тенденция к падению добычи нефти сохранится и будет определяться темпом обводнения вовлеченных запасов.

Некоторым фактором стабилизации добычи нефти может являться бурение уплотняющей сетки скважин на менее продуктивную часть горизонта БВ₈. Поэтому центральная часть пластов БВ_1/8 и БВ_2/8 была разбурена по прямоугольной сетке плотностью 8 га/скв. Дальнейшее исследование и экономические расчеты показали, что бурение уплотняющей сетки скважин на краевых зонах невыгодно, т.к. большинство новых скважин будет иметь дебит не более 7 м³/сут, что автоматически переводит их в бездействующий или малодебитный фонд.

Поэтому было решено провести ряд геолого-технических мероприятий с целью повышения степени пласта воздействием. Так, для вовлечения балансовых запасов, отличающихся худшими продуктивными свойствами, в активную разработку с 1992 года по краевой части горизонта в добывающих скважинах начал успешно применяться метод гидравлического разрыва пласта. Это позволило повысить дебит нефти обработанных скважин в 6.5 раза, сократить величину пассивных запасов, увеличить величину коэффициента эксплуатации скважин от 0,5 до 0,95.

Быстрая окупаемость капитальных вложений позволила добиться высоких экономических показателей при продолжительности эффекта 2-3года и создать базу для проведения ГРП в АО «Лукойл-Когалымнефтегаз» и других районах.