1 Характеристика месторождения

1.1 Географическое расположение

В административном отношении месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа. Ближайший крупный населенный пункт – г. Когалым - находится на расстоянии около 55 км к юго-западу от границы Западно-Повховского лицензионного участка. Здесь же расположена железнодорожная станция Когалым Свердловской железной дороги.

Месторождение расположено на лицензионных участках Повховский и Западно-Повховский. Повховский лицензионный участок с юга граничит с Усть-Котухтинским, с севера – Южно-Выинтойским, с северо-запада – Западно-Котухтинским лицензионными участками. Западно-Повховский лицензионный участок граничит с севера с Западно-Котухтинским, с востока – с Повховским ЛУ. Ближайшими месторождениями, запасы которых утверждены в ГКЗ, являются Ватьеганское и Южно-Выинтойское.

Рисунок 1.1.1. Обзорная схема района работ

Месторождение расположено на двух лицензионных участках: Повховском и Западно-Повховском.

Лицензия № ХМН 00497 НЭ от 22.04.1997 г. на добычу нефти и газа в пределах Повховского лицензионного участка выдана ООО “ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь” на срок до 03.06.2013 года. Лицензия № ХМН 14467 НЭ от 13.05.2008 г. на разведку и добычу углеводородного сырья в пределах Западно-Повховского лицензионного участка выдана ООО “ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь” на срок до 14.04.2028 г.

1.2 История освоения месторождения

Год открытия месторождения	1972
Скважина - первооткрывательница	7-П
Год ввода месторождения в эксплуатацию	1978
Площадь лицензионного участка, км.2	1365,75
Суммарное количество поисково-разведочных скважин в пределах границ ЛУ	82
Количество поисковых скважин	12
Количество разведочных скважин	71
Количество оценочных скважин	80
Количество углубленных скважин	138
Количество эксплуатационных скважин	3236
Суммарный метраж поисково-разведочного бурения, м.	262589
Самая глубокая поисково-разведочная скважина	скв.№ 105П (забой - 3278 м.)
Самая мелкая поисково-разведочная скважина	скв.№14-Р (забой - 2670 м.)
Плотность поисково-разведочного бурения, скв. км.2	0,068
Отношение числа непродуктивных поисково-разведочных скважин к продуктивным	0,37
Дебиты нефти (безводной) при опробовании (max/min), м.3/сут.	179 (скв..№24-П, пласт БВ8-1+БВ8-2)/ 0.3 (скв..№2П, пласт БВ8-4+БВ8-5)
Продуктивные горизонты	БВ81, БВ82, БВ83, БВ84, БВ85, БВ86, БВ87, БВ88, БВ8-С1, Ач2, Ач3, Ач4, Ач7, Ач8, Ю01, Ю11, Ю2, Ю3
Объекты разработки	БВ81, БВ82, БВ83, БВ84, БВ85, БВ86, БВ87, БВ88, БВ8-С1, Ач2, Ач3, Ач4, Ач7, Ач8, Ю11
Основной объект добычи	пласт БВ8
Количество цехов добычи	5
Суммарное количество "кустов" в пределах Повховского ЛУ	232
Объем накопленной добычи нефти на 01.01.2006 г., тыс.т.	159971
Объем извлекаемых запасов категории А+В+С1 на 01.01.2006 г.	35586
Объем извлекаемых запасов категории С2 на 01.01.2006 г.	14181
Объем извлекаемых ресурсов С3 на 01.01.2006 г.
Горизонт с наибольшими/наименьшими извлекаемыми запасами А+В+С1	БВ8 (32325 тыс.т.)/ БВ9 (6 тыс.т.)
Горизонт с наибольшими/наименьшими извлекаемыми запасами С2	БВ8 (7669 тыс.т.)/ БВ10 (60 тыс.т.)
Горизонт с наибольшими/наименьшими извлекаемыми ресурсами С3
Суммарный объем проведенных сейсморазведочных работ 2Д	1574.40 пог.км
Суммарный объем проведенных сейсморазведочных работ 3Д	295 км2
Обеспеченность месторождения добычей на 01.01.2006 г. (т.о. 8058 тыс.т./год), лет.	6,33

Месторождение названо в честь бурового мастера Повха Степана Ананьевича. По состоянию на 1.01.2013 добыча нефти осуществляется из трех эксплуатационных объектов: БВ₈, Ач и ЮВ₁.

Основанием для поисково-разведочного бурения послужило наличие положительной структуры промышленной нефтеносности Покачевского, Варьеганского и других соседних поднятий.

Первая технологическая схема разработки Повховского месторождения была составлена институтом ВНИИнефть в феврале 1976 года и утверждена бюро ЦКР МНП (протокол №430 от 25.02.1976 года). На тот период на месторождении было пробурено 17 разведочных скважин.

Повховское месторождение введено в разработку в июне 1978 года согласно технологической схеме, составленной институтом СибНИИНП и утвержденной Центральной Комиссией по разработке МНП СССР (протокол №613 от 18.05.1978 года). Технологическая схема разработки была составлена для Центральной и Южной, наиболее разведанных, частей месторождения на основании оперативно подсчитанных балансовых запасов нефти. Уточненная схема не внесла принципиальных изменений в проектные технологические решения.

Согласно технологической схеме, залежь продуктивного горизонта БВ8 рассматривалась как единый эксплуатационный объект. По основному варианту разработки предусматривалось применение площадной системы заводнения с размещением скважин по семиточечной схеме с сеткой скважин 600х600 м с последующим переходом на избирательное заводнение. Всего технологической схемой разработки предусматривалось бурение 1423 скважин, в том числе 936 добывающих и 414 нагнетательных. Резерв был предусмотрен в количестве 60 скважин для уплотнения сетки в зонах интенсификации отборов.

В процессе разбуривания юго-западной части месторождения и бурения разведочных скважин получены новые геолого-промысловые данные, свидетельствующие о более сложном геологическом строении объекта разработки. В результате была составлена дополнительная записка /39/ о разделении основного объекта разработки БВ8 в юго-западной части месторождения на два самостоятельных объекта - БВ8-1 и БВ8-2. Записка была утверждена на бюро Центральной комиссии протоколом №918 от 09.07.1981 года. В дополнительной записке предусматривалось перейти от площадной семиточечной системы заводнения к блоковой трехрядной, разбуривание каждого объекта вести по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 600 м. Планировалось дополнительно пробурить на второй объект (БВ8-2) 229 скважин, в том числе 173 добывающих и 56 нагнетательных

В 1981 году институтом СибНИИНП планировалось составление технологической схемы разработки по всему Повховскому месторождению на базе утвержденных ГКЗ СССР запасов нефти. Однако отчет по подсчету запасов нефти был отправлен ГКЗ СССР на доработку. В 1982 году институтом СибНИИНП составлена «Дополнительная записка к технологической схеме разработки Повховского месторождения». Цель записки - не дожидаясь утверждения запасов в ГКЗ СССР, предусмотреть ввод в разработку северной части месторождения, не освещенной проектными документами.

Запиской было рекомендовано распространить на оба объекта разработки северной части месторождения принятую в 1981 году трехрядную систему размещения скважин по сетке 600х600 м. В пределах северной части месторождения пробурить 814 скважин, в т.ч. 552 добывающих, 126 нагнетательных и 136 резервных.

Бюро ЦКР утвердило дополнительную записку к технологической схеме разработки Повховского месторождения с основными положениями и технологическими показателями протоколом №974 от 21.04.1982 года.

Несмотря на выделение на месторождении двух самостоятельных объектов разработки БВ8-1 и БВ8-2, в дополнительной записке проектные показатели добычи нефти приведены в целом по продуктивному горизонту БВ8 в целом.

После утверждения запасов нефти (1982 год) ГКЗ СССР институтами СибНИИНП и БашНИПИнефть в 1984 году были составлены технологические схемы разработки Повховского месторождения, которые в декабре 1985 года были рассмотрены, но не утверждены ЦКР и отклонены протоколом №.1176 от 25.12.1985 года. Было принято решение об организации опытного участка в целях усиления воздействия на пласт БВ8-2 путем бурения 300 дополнительных скважин из резервного фонда.

В 1987 году институтом СибНИИНП была составлена дополнительная записка к технологической схеме разработке пластов БВ7 и ЮВ1 Повховского месторождения, утвержденная протоколом ЦКР ГТНГ №47 от 21.03.1988 года.

В 1988 году институтом БашНИПИнефть был проведен авторский надзор за реализацией проектных решений (протокол ЦКР МНП №1353 от 27.09.1989 года). Были уточнены технико-экономические показатели разработки пластов горизонта БВ8 на основе запасов нефти, утвержденных ГКЗ СССР. В 1991 году институтом СибНИИНП была выполнена работа «Обоснование бурения дополнительных скважин по пласту БВ8-2 Повховского месторождения», в которой предусматривалось размещение 236, ранее утвержденных проектных скважин, на слабодренируемую нижнюю часть горизонта БВ8-2.

В марте 1994 года ГКЗ РФ утвердила уточненные запасы нефти Повховского месторождения. В результате пересчета в целом по месторождению балансовые запасы нефти промышленных категорий сократились на 152.9 млн. тонн, извлекаемые на 102.4 млн. тонн. Основной объем сокращения запасов пришелся на горизонт БВ8. По пластам БВ9 и БВ10 балансовые запасы промышленных категорий сократились на 7.8 млн.тонн, извлекаемые на 3.4 млн.тонн.

В 1994 году, после пересчета запасов нефти и утверждения их ГКЗ РФ, руководством НГДУ «Повхнефть» было принято решение объединить объекты БВ8-1 и БВ8-2, так как разделение добычи нефти по объектам разработки БВ8-1 и БВ8-2 было достаточно условным, так как более половины фонда скважин БВ8-1 и треть скважин БВ8-2, совместно эксплуатируют два объекта. Как отдельный объект разработки пласт БВ8-2 был ликвидирован, а добыча и закачка перенесена в целом на пласт БВ8. Были ликвидированы, как отдельные объекты разработки, пласты БВ9 и БВ10, представленные отдельными линзами и разрабатываемые в основном совместно с БВ8, а добыча и закачка по ним была также перенесена на плат БВ8.

Характерно, что за всю историю разработки среди проектных документов по номенклатуре регламента не выполнено ни одного анализа разработки Повховского месторождения.

Основные проектные решения по системе разработки формировались не сразу и были подвержены существенной трансформации во времени. От документа к документу происходило постепенное накопление неприемлемых к реализации решений, которые оказывались практически или экономически непригодными. К такой «отбраковке» можно отнести: отказ от внедрения обращенной семиточечной системы воздействия на пласт БВ8; от дальнейшего повсеместного уплотнения сетки скважин продуктивного пласта БВ8, от ввода в промышленную разработку пласта БВ7 и так далее.

Продуктивный комплекс БВ8 включает основную часть запасов месторождения.

В 1998 году институтом СибНИИНП был составлен и утвержден «Проект разработки Повховского месторождения». В 1999 году ОАО «СибНИИНП»составлено дополнение к проекту разработки Повховского месторождения.

В 2005 году ООО «КогалымНИПИнефть» составлен проект «Анализ разработки Повховского месторождения».

Месторождение разрабатывается на основании утвержденных проектных документов с соблюдением основных положений, технологических и технических решений. По состоянию изученности на 01.01.2004 года на Повховском месторождении добыто 154352 тыс.тонн нефти и 79787 тыс.тонн воды. К наиболее эффективным мероприятиям по увеличению добычи нефти, проводимым на месторождении, относятся гидроразрывы пластов. За период 1994-2003 годы проведено 675 операций, в том числе на горизонт БВ8 - 646 операций, на пласт ЮВ1-1 – 28 операций и на Ач-1 операция. Дополнительно получено нефти из пластов горизонта БВ8- 24182 тыс.тонн нефти, из пласта ЮВ1-1 (залежь 2) - 91 тыс.тонн. Всего пробурено 17 горизонтальных скважин.

С момента предыдущего подсчета запасов (1992 год) было дополнительно пробурено 154 эксплуатационных и 17 поисково-разведочных скважин. При рассмотрении процентного соотношения бурения месторождения по годам, можно сделать вывод, о том, что месторождение эксплуатационными скважинами разбурено на 77%.

По состоянию изученности на 01.01.2004 года на балансе ТПП «Когалымнефтегаз» по Повховскому ЛУ состоит 3145 эксплуатационных скважин и 91 поисково-разведочных.

Из 91 единицы поисково-разведочных скважин – 9 единиц дают нефть (10Р, 13Р, 20Р, 22Р, 24Р, 27Р, 30Р, 50П, 75Р), 1 единица находится в бездействии текущего года (73Р), 7 единиц в бездействии прошлых лет (5Р, 7Р, 28Р, 35Р, 99Р, 105Р, 114Р), 2 единицы в консервации после эксплуатации (11Р, 44Р), 1 единица пьезометрическая (85Р), 1 единица ликвидирована после эксплуатации (51Р) и 1 единица нагнетательная пьезометрическая (21Р). Итого 22 поисково-разведочных скважины относятся к эксплуатационному фонду, остальные 69 относятся к разведочному фонду. Из 3145 единиц эксплуатационного фонда – 2439 скважины нефтяные и 706 скважин нагнетательные. Из 2439 нефтяных скважин – 1311 дают нефть, 45 единиц остановлены в отчетном месяце, 63 единицы находятся в бездействии текущего года, 465 единиц в бездействии прошлых лет, в консервации после бурения 4 единицы, в консервации после эксплуатации - 360 единиц, пьезометрические - 74 единицы, наблюдательных - 8 единиц, ликвидированы после бурения - 44 единицы, ликвидированы после эксплуатации - 15 единиц, в ожидании ликвидации находятся - 50 скважин. Итого действующий фонд нефтяных скважин – 1365 скважин (учтены разведочные скважины), эксплуатационных фонд – 1901 скважина (учтены разведочные скважины). Из 706 нагнетательных скважин эксплуатационного фонда под закачкой находится 538 скважин, остановлены в отчетном месяце 7 скважин, в бездействии текущего года 11 скважин, в бездействии прошлых лет 82 скважины, в освоении и ожидании освоения находятся 3 скважины, в консервации после эксплуатации 25 скважин, пьезометрические 8 скважин, ликвидированы после эксплуатации 13 скважин, в ожидании ликвидации находятся 19 скважин. Итого действующий фонд нагнетательных скважин – 545, эксплуатационный фонд – 641 скважина.

Основной способ эксплуатации нефтяных скважин ЭЦН. Из 1311 скважин дающих нефть – 1290 скважин работают на БВ8, из них 2 скважины фонтанирующим способом, 810 скважин оборудованы ЭЦН, 478 скважин оборудованы ШГН; по пласту ЮВ1-1 дают нефть всего 21 скважина, из них 12 оборудованы ЭЦН и 9 скважин оборудованы ШГН.

Владельцами лицензии на недропользование Повховского месторождения является ООО «ЛУКОЙЛ –Западная Сибирь», лицензия № ХМН 00497 НЭ от 22.04.97г, выдана Ханты – Мансийским комитетом по геологии и использованию недр до 03.03.2013 года.

Таблица 1.2.1. Общий фонд нефтяных скважин Повховского месторождения

Таблица 1.2.2. Общий фонд нагнетательных скважин Повховского месторождения в процентном соотношении

Таблица 1.2.3. Распределение начальных извлекаемых запасов нефти по пластам Повховского месторождения

Таблица 1.2.4. Распределение запасов нефти по цехам добычи нефти и газа Повховского месторождения

Таблица 1.2.5. Состояние запасов и ресурсов Повховского месторождения

Таблица 1.2.6. Обоснование прогноза добычи нефти, объема буровых работ. Повховское месторождение. Повховский ЛУ. Рекомендуемый вариант. Категория запасов: AВС1+С2

ПОКАЗАТЕЛИ	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Добыча нефти, всего, тыс.т	5938,9	5537,7	5322,8	5168,0	5014,1	4863,6	4741,7	4677,8	4551,7
В том числе из: переходящих скважин	5808,4	5461,5	5193,6	5027,6	4866,0	4687,3	4541,6	4467,5	4406,6
новых скважин	130,4	76,1	129,2	140,4	148,1	176,3	200,1	210,3	145,2
механизированным способом	5938,9	5537,7	5322,8	5168,0	5014,1	4863,6	4741,7	4677,8	4551,7
Ввод новых добывающих скважин, всего, шт.	26	25	33	41	53	78	91	97	70
В том числе из: эксплуатационного бурения	25	17	31	40	46	54	72	79	63
из разведочного бурения	0	0	0	1	0	0	0	0	0
переводом с других объектов	1	8	2	0	7	24	19	18	7
Среднесуточный дебит нефти новой скважины, т/сут.	28,9	20,0	24,5	21,4	17,5	14,1	13,7	13,6	13,0
Среднее число дней работы новой скважины, дни	174	152	160	160	160	160	160	160	160
Средняя глубина новой скважины, м	3035	3004	3027	3015	3020	3042	3036	3025	3010
Эксплуатационное бурение всего, тыс. м	112,2	123,1	153,3	208,9	224,3	265,5	304	326,8	269,2
В том числе - добывающие скважины	78,27	89,78	123,9	151,9	148,7	184,3	214,2	209,7	178,9
- вспомогательные и специальные	33,97	33,35	38,68	56,98	75,56	81,19	89,76	117,1	90,23
Расчетное время работы новой скважины предыдущего года в данном году, скв.дни	0	347	347	347	347	347	347	347	347
Расчетная добыча нефти из новых скважин предыдущего года, тыс.т	783,3	277,7	174,9	280,2	304,5	321,3	382,4	412,7	448,8
Добыча нефти из переходящих скважин предыдущего года, тыс.т	271,3	5808,4	5461,5	5193,6	5027,6	4866,0	4689,3	4541,6	4450,7
Расчетная добыча нефти из переходящих скважин данного года, тыс.т	1054,6	6086,2	5636,4	5473,8	5332,1	5187,3	5071,7	4954,4	4899,5
Ожидаемая добыча нефти из переходящих скважин данного года, тыс.т	5808,4	5461,5	5193,6	5027,6	4866,0	4687,3	4541,6	4467,5	4406,6
Изменение добычи нефти из переходящих скважин, тыс.т	4753,8	-624,6	-442,8	-446,2	-466,2	-500,0	-530,1	-486,9	-492,9
Процент изменения добычи нефти из переходящих скважин, %	450,8	-10,3	-7,9	-8,2	-8,7	-9,6	-10,5	-9,8	-10,1
Мощность новых скважин, тыс.т	208,9	174,9	280,2	304,6	321,3	382,4	434,0	456,2	314,8
Выбытие добывающих скважин, шт.	75	86	53	61	45	56	31	25	44
В том числе под закачку	11	17	17	16	15	10	6	0	10
Фонд добывающих скважин на конец года, шт	1847	1877	1949	2017	2102	2199	2270	2342	2368
В том числе нагнетательных в отработке	2	0	0	0	0	0	0	9	6
Действующий фонд добывающих скважин на конец года, шт	1580	1647	1741	1822	1904	1996	2062	2130	2154
Перевод скважин на механизированную добычу, шт	26	25	33	40	53	78	91	97	70
Фонд механизированных скважин, шт.	1590	1659	1754	1837	1922	2019	2089	2161	2186
Ввод нагнетательных скважин, шт.	23	25	26	35	42	45	48	39	37
Выбытие нагнетательных скважин, шт.	0	2	4	3	4	3	8	2	2
Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт.	738	785	833	892	956	1014	1061	1098	1133
Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года, шт.	608	655	702	760	822	878	922	958	992
Фонд введенных резервных скважин на конец года, шт.	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Средний дебит действующих скважин по жидкости, т/сут.	35,2	36,0	36,6	36,9	36,4	35,6	34,8	33,9	33,4
Средний дебит переходящих скважин по жидкости, т/сут.	35,2	36,1	36,7	37,1	36,6	36,0	35,3	34,3	33,6
Средний дебит новых скважин по жидкости, т/сут.	35,0	27,2	33,5	29,1	27,4	22,4	21,3	19,8	19,6
Средняя обводненность продукции действующего фонда скважин, %	73,5	76,2	78,3	79,8	80,9	81,8	82,4	82,7	83,2
Средняя обводненность продукции переходящих скважин, %	73,9	76,5	78,7	80,2	81,3	82,3	83,0	83,3	83,6
Средняя обводненность продукции новых скважин, %	17,4	26,4	26,9	26,6	36,2	36,9	35,3	31,5	33,9
Средний дебит действующих скважин по нефти, т/сут.	9,4	8,6	8,0	7,5	7,0	6,5	6,2	5,9	5,7
Средний дебит переходящих скважин по нефти, т/сут.	9,2	8,5	7,8	7,3	6,8	6,4	6,0	5,7	5,5
Средняя приемистость нагнетательных скважин, м3/сут.	113,3	107,1	102,7	96,6	91,9	88,0	84,4	81,3	78,9
Коэффициент нефтеизвлечения, дол.ед.	0,236	0,243	0,250	0,256	0,263	0,269	0,275	0,281	0,287
Отбор от утвержденных извлекаемых запасов, %	65,5	67,4	69,3	71,2	72,9	74,7	76,4	78,0	79,6
Темп отбора от начальных утвержденных извлекаемых запасов, %	2,11	1,97	1,89	1,84	1,78	1,73	1,69	1,66	1,62
Темп отбора от текущих утвержденных извлекаемых запасов, %	5,8	5,7	5,8	6,0	6,2	6,4	6,7	7,0	7,4
Компенсация отбора: текущая, %	117,2	114,5	111,5	108,3	108,0	108,0	107,7	107,4	107,7
С начала разработки, %	117,0	116,9	116,5	116,1	115,6	115,2	114,8	114,5	114,2