Продуктивные пласты. 
Анализ эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на Повховском месторождении

Комплекс БВ₈₋₁₀ 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 БВ₈₋₁₀ 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 БВ₈₋₁₀ 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 17,0×10,5 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.