2.3 .Нефтегазоносность.

На Повховском месторождении установлена промышленная нефтеносность неокомских и юрских отложений.

В верхней части мегионской свиты, выявлен основной продуктивный пласт БВ8. Подчиненную роль имеют залежи в пластах БВ7 (вартовской свиты), БВ9–11, БВ14 (мегионской свиты) и Ю1¹, Ю2 (васюганской и тюменской свит), они незначительны по своим размерам.

Промышленная ценность тюменской свиты (пласт Ю2) доказано в скв. №105, где в результате испытания интервала 3020-3030м получен приток нефти с дебитом 3,5м³ сут, Нд-1480м. В связи с малым объемом информации невозможно более подробно описать данный пласт.

На Больше-Котухтинской структуре пробурен ряд скв. (№2,100,1,105 и др.).

Толщина пласта Ю1 составляет от 9,2 до 14м, а эффективная нефтенасыщенная толщина в скв.№105 составила 19,0м.

Промышленная нефтеносность доказана в скв. №2, где дебит нефти составил 37м³/сут через 6 мм штуцер, плотность нефти – 0,856 г/см3.

Тип залежи - пластовая, литологически экранированная.

Скв. №417, 1213, расположенными на Средне–Ватьеганской структуре, вскрыт пласт Ю1¹ который оказался непродуктивным.

Небольшая залежь в пласте БВ14 вскрыта в районе скв №88, где получен приток нефти 2,6 м³/сут. В соседних скважинах №95, 96,93,103 пласт заглинизирован. Нефтенасыщенная толщина в скв. №88 составляет 2,6м ρн=0,826 г/см³. Тип залежи: пластовая, с литологически экранированная. Незначительный приток нефти из пласта БВ11 получен в скв. №114 (3,2м³/ сут, Нд=1065.)

При сводовых частях Средне-Ватьеганской и Больше-Котухтинской структур, скв.№2,6,112,11 и др. вскрыты коллектора пластов БВ9 –БВ10, которые, по видимому, представляют собой составные части единого природного резервуара – горизонта БВ9-10. О возможности единства пластов свидетельствует близкая литологическая характеристика коллекторов, а также физико-химические свойства нефтей.

Небольшая эффективная толщина коллекторов пласта БВ9 вскрыта скв №112 (6,4м).

Промышленная ценность пласта доказана результатом опробования эксплуатационной скв. № 1208, где получен дебит 26,7м³/сут. через 7мм штуцер, ρн =0,802 - 0,857 г/см³ (удельный вес).

Песчаники пласта БВ10 так же являются промышленно нефтеносными. Наибольшая эффективная толщина вскрыта скв. №112 (9,6м).

Промышленная нефтеносность пласта доказана скв. №6, где получено 52,8м³/сут нефти через 8мм штуцер. Плотность нефти изменяется в пределах 0,859-0,804 г/см³. Горизонт БВ9 – 10, тип залежей –пластовые, литологически экранированные.

Первый тип представлен в целом более глинистым разрезом, где нижняя пачка практически замещена глинами или представлена маломощным коллекторами, в основном алевролитами. В площадном отношении этот тип характерен для участков, граничащих с зонами замещения (скв.№8,12,9,19,20,22,18 и др.)

Второй тип – это разрез с максимальной песчанистостью всего горизонта БВ8. Толщина глинистого раздела между пачками незначительна, не более 1-2м. Второй тип разреза распространен в присводовых частях локальных поднятий (скв №10,11,21,24).

Третий тип является промежуточным между вышеперечисленными и для него в той или иной мере свойственны признаки, как первого, так и второго типов. В плане зона распространения этого типа приурочена к северной части месторождения (район скв.№4,5,90,91 и др.)

Между пластами БВ8¹ и БВ8² хорошо прослеживается глинистая перемычка толщиной 3-5м. На сводовых участках толщина этой перемычки резко сокращается до 1,5м, тем самым, указывая на возможность слияния вышеуказанных пластов.

Залежи пластов БВ8¹ и БВ8² являются пластовыми литологически экранированными.

Песчаники пласта БВ8¹ имеют широкое распространение и глинизируются на западном склоне (скв.№14,15,32), в северо-западной части месторождения (скв.№1,85,92,93,94,97,98,101,102,104,116), а также на востоке (скв.№33,43).

Области с максимальными эффективными нефтенасыщенными толщинами приурочены к присводовым участкам, иногда к восточным крыльям и зонам сочленения структур.

Пласт БВ8¹ имеет общую толщину 17,6-26,4м, эффективная изменяется от 0,8м до 19,2м. Дебиты скважин колеблются от 0,4м³/сут (скв.№9) до 179 м³/сут (скв№24).

Ниже по разрезу залегает пласт БВ8², в отличие от верхнего, глинизация имеет более широкое распространение. Зона глинизации пласта заходит в осевую часть месторождения (скв.№4,8,9,12,20,22) и на восточный склон (скв.№16,17,41-44,37).

Пласт БВ8² имеет общую толщину 18,6 –27,4м, эффективная от 0,4м (скв.№14) до 13,4м (скв №112). Плотность нефти пласта БВ8¹ –0,845 –0,886 г/см³, БВ8² –0,857 –0,869 г/см³.

Дебиты нефти колеблются от 0,6 м3/сут (скв №32) до 66,5 м3/сут (скв№30). Во многих случаях пласты БВ8¹ и БВ8² испытаны совместно.

Небольшие притоки нефти получены в пластах БВ7¹, БВ7² и БВ7³.

Залежь пласта БВ7¹ приурочена к северной переклинали Больше-Котухтинской структуры.

Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 0,6 – 3,2 м. В скв №95 получен дебит нефти Q=8м³/сут.

На западной части Больше-Котухтинской структуры скв. №102,116,118 вскрыты коллекторы пласта БВ7².

Эффективная толщина 1,4 –2,8м. Дебит нефти составил 4,73 м³/сут (скв№102).

Промышленная нефтеносность пласта БВ7³ доказана скв.№104,116.

Дебиты нефти составляют 5,4 –6,6 м³/сут, эффективные нефтенасыщенные толщины - 0,6 –3,4м.

Плотность нефти продуктивного горизонта БВ7 изменяется от 0,832 до 0,86/см³. Залежи пластов БВ7¹ БВ7² и БВ7³ являются пластовыми литологически экранированными.