Анализ эффективности проведения ГРП на Повховском месторождении

                 Федеральное агентство по образованию

государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных И ГАЗОВЫХ месторождений»

Курсовой проект

По дисциплине: РЭНМ

Тема: Анализ эффективности проведения ГРП на Повховском месторождении

              Выполнил: студент гр. НРЗс-08.

              Гололобов А.А

Проверил Сафаров И.А доцент, ктн.

Тюмень-2011 г.

  Содержание

Введение…………………………………………………………………………………………………2

1. Общая часть             

1.1 Характеристика района работ…………………………………………………………………..3-4

1.2 История освоения района…………………………………………………………………….4-6

2. Геологическая часть

2.1. Геологическая характеристика месторождения……………………………………………….6-13

2.2. Продуктивные пласты…………………………………………………………………………….1318

2.3. Свойства пластовых жидкостей и газов………………………………………………………..18-21

3 Технологическая часть

3.1 Основные проектные решения по разработке Повховского месторождения…………………….21-25

3.2 Состояние разработки Повховского месторождения и фонда скважин………………………….25-30

3.3 Контроль за  разработкой Повховского месторождения………………………………….30-33

4.  Общие сведения об использовании ГРП

4.1 Приминение ГРП в отечественной и зарубежной практике……………………………….33-36

4.2 Оборудование, применяемое при ГРП на Повховском месторождении……………… 36-41

4.3Материалы, применяемые при ГРП…………………………………………………………..41-42

5. Специальная часть

5.1 Выбор скважины для ГРП………………………………………………………………………42-44

5.2. Описание технологии ГРП…………………………………………………………………44-47

5.3 Расчет параметров гидравлического разрыва пласта………………………………………47-53

5.4Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта………………………………… 53-55

6 Организационно-экономическая часть……………………………………………………56-61

Заключение……………………………………………………………………………………61-62

Литература…………………………………………………………………………………63-64

                     Введение

Методы увеличения добычи нефти пластов считают основным резервом для добычи нефти. За счет проведения геолого-технических мероприятий, в том числе с использованием различных технологий физико-химического и гидродинамического воздействия на пласты. Для различных геолого-физических условий и стадий разработки месторождения однозначно доказана целесообразность применения как гидродинамических, так и физико-химических методов увеличения добычи нефти. Объектом воздействия на этом месторождении является пласт БВ8. По своему строению он характеризуется высокой зональной и слоистой неоднородностью коллекторских свойств, поэтому используемыми технологиями на этих объектах являются методы, повышающие приемистость низкопродуктивных участков пластов и изоляцию высокопродуктивных, по которым происходит прорыв воды. Таким образом, можно сделать вывод, что объектами для применения методов увеличения добычи нефти являются пласты с высокой неоднородностью коллектора по площади и сечению, а также пласты с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из эффективнейших способов воздействия на призабойную зону пласта с целью увеличения ее проницаемости. Гидравлический разрыв пласта основан на способности нефтяного пласта расщепляться (растрескиваться) под воздействием давления, превышающего горное. Освоение метода потребовало создания специальной технологии и техники не только для получения высокого давления, но и специального оборудования для проведения технологических операций. Метод освоен промышленностью и в настоящее время применяется и постоянно совершенствуется.

1. Общая часть             

       1.1 Характеристика района работ

Повховское месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской плиты. В административном отношении расположено в северной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Производственную деятельность на месторождении ведет ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», базирующееся в городе Когалыме (80 км). Ближайшими крупными населенными пунктами являются районные центры город Нижневартовск (150 км), Сургут (160 км) и Ноябрьск (34 км). Ближайшие разрабатываемые месторождения – Ватьеганское (30 км),  Покачевское (60 км) и Южно-Выинтойское. Основными видами транспорта рассматриваемого района являются железнодорожный и автомобильный. Через станцию Когалым проходит железнодорожная ветвь Тюмень – Сургут – Новый Уренгой. Самолетом можно долететь до города Уфы, Самары, Москвы и других городов России. Город Когалым с Повховским месторождением соединяет бетонная дорога, поэтому перевозки груза, а также людей осуществляются автомобильным транспортом. Ближайшим магистральным нефтепроводом является Нижневартовск – Сургут – Омск. По территории месторождения проходит нефтепровод Повховское месторождение – Лангепас, а также многочисленные внутрипромысловые нефтепроводы. Энергоснабжение района осуществляет Сургутская ГРЭС. По территории месторождения проходит ЛЭП-500 и ЛЭП-200. Географически район месторождения приурочен к верховьям и средней части рек Котухта и Вать-Еган, 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. Русла рек извилистые, с большим числом притоков, рукавов и песчаных кос. Реки мелководные, глубина их в наиболее сухое летнее время не превышает 0,5 м. Уровень воды во время паводка достигает 2,5 - 5,0 м. Река Аган судоходна в первой половине лета до поселка Варьеган, остальные реки для транспортировки грузов по воде не представляют интереса. Район месторождения представляет собой слаборасчлененную заболоченную равнину. Климат резко континентальный, характеризующийся продолжительной холодной зимой (температура в январе достигает минус 58°С) и коротким сравнительно жарким летом (температура июля до плюс 36°С). В формировании температурного режима важное значение имеет открытость территории с севера и юга, способствующая свободному проникновению холодного арктического воздуха с севера на юг, а также свободному выносу прогретого континентального воздуха с юга на север. Все это приводит к резким изменениям давления и температуры в течение года и даже суток. Общее количество осадков в год достигает 400 - 500 мм. Преобладающее направление ветров зимой – южное, юго-западное; летом – северное, северо-восточное. Коренное население района, состоящее в основном из хантов и манси, занимается охотой, рыбной ловлей, звероводством и животноводством. Район месторождения характеризуется практически неограниченными запасами пресных подземных вод. Для технических нужд используются грунтовые безнапорные воды четвертичных аллювиальных отложений, на прямую связанные с озерами и речными системами. В качестве питьевых они могут употребляться лишь при условии строгого соблюдения норм санитарной охраны и очистки. При эксплуатации месторождения для поддержания пластового давления используются подземные воды апт - альб - сеноманского  водоносного комплекса, источником питьевой воды является алтымо - новомихайловский водоносный горизонт.

1.2 История освоения района

Основанием для поисково-разведочного бурения послужило наличие положительной структуры промышленной нефтеносности Покачевского, Варьеганского и других соседних поднятий. Поисковое бурение на нефть и газ в пределах Средне-Варьеганской и Больше-Котухтинской площадей началось в 1972 году. Поисковые скважины № 1 и 7 были заложены в присводовых частях локальных структур с целью изучения меловых и юрских отложений, уточнения тектонического строения, стратиграфии, литологии и коллекторских свойств мезозойских образований. В 1972 году на Средне-Варьеганской структуре скважиной № 7 была выявлена залежь нефти пласта БВ8. При испытании интервала 2594 – 2604 м в этой скважине был получен фонтан нефти дебитом 82,5м3/сут. через штуцер. Пласт Ю1 васюганской свиты не был опробован, но по керну отмечался нефтенасыщеный песчаник, приуроченный к заглинизированной части пласта. Открытое месторождение названо Повховским в честь одного из первооткрывателей месторождения нефти Широтного Приобья. В конце 1972 года был создан проект поисково-разведочного бурения,  которым предусматривалось бурение четырех первоочередных и четырех зависимых скважин в пределах Больше-Котухтинской площади. В соответствии с этим проектом скважина 1 была пробурена в сводной части южного купола Больше-Котухтинсой структуры. По результатам промысловой геофизики и испытаний было установлено, что пласт БВ8 в скважине 1 заглинизирован, а пласт  БВ6 водоносен. Из отложений васюганской свиты (пласт Ю1) был получен приток бурового раствора.  Первые разведочные скважины №№ 8-13 пробуренные в 1973-1974 гг. позволили установить, что залежь распространяется на всю группу локальных куполов, которые образуют Средне-Ватьеганскую структуру. В разрезах скважин, пробуренных на западном погружении поднятия, горизонт БВ8 оказался практически заглинизированным. Таким образом, уже на начальной стадии разведки в западной части площади была выявлена зона замещения песчаников горизонта глинами. В связи с необходимостью ускоренного ввода месторождения, в разработку 1976 году был составлен проект доразведки Повховского месторождения, где по Повховско - Больше - Котухтинской площади для бурение 61 скважины, включая 26 пробуренных на дату составления проекта.  Скважины предлагалось бурить по сетке 3х4 км в предполагаемой продуктивной зоне развития коллекторов пласта БВ8. Кроме того, в присводовых частях Больше-Котухтинской структуры проектировались две поисковые скважины на юрские отложения и одна в зоне сочетания с Вынгапурским месторождением со вскрытием нижнесреднеюрских пород. С целью разведки юрской залежи в пределах Больше-Котухтинской структуры в 1979 году были пробурены скважины, которые позволили установить некоторые закономерности в строении продуктивного пласта. Было установлено, что юрская залежь имеет подчиненное значение и основным объектом разведки и эксплуатации является горизонт БВ8. Дальнейшая доразведка месторождения производилась в основном с целью детализации основного объекта горизонта БВ8. За период с 1981 по 1982 гг. было пробурено 8 разведочных скважин. Выполненный дополнительный объем геологоразведочных работ не внес существенных изменений в представление о геологическом строении. По пластам БВ8 была уточнена граница залежи. С июня 1978 года Повховское месторождение введено в разработку согласно технологической схеме, утвержденной в 1976 году, в опытно-промышленной эксплуатации – находятся пласты ачимовской толщи.

2. Геологическая часть

2.1. Геологическая характеристика месторождения

Геологический разрез Повховского месторождения сложен мощной (более 3000м) толщей осадочных  терригенных пород мезо-кайнозойской и четвертичной групп, подстилаемых метаморфическими и изверженными породами палеозойского возраста. Осадочные мезозойские отложения являются объектом детального изучения, поскольку с ними связана промышленная нефтегазоносность Западно-Сибирской плиты.

Доюрские образовния. Породы доюрских образований на Повховском месторождении ориентировочно вскрыты скважиной №105 при забое 3728м, где были подняты черные глинистые сланцы предположительно палеозойского возраста.

Юрская система. Отложения юрской системы в пределах Западно-Сибирской плиты пользуются повсеместным распространением и на значительной части имеют выраженное двучленное строение. Осадки нижнего и среднего отделов юры, почти повсюду представлены континентальной толщей тюменской свиты, а верхнего породами преимущественно морского происхождения.

Нижний +средний отделы (тюменская свита).

На месторождении отложения вскрыты тринадцатью поисково-разведочными скважинами. Разрез тюменской свиты сложен частым и неравномерным переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Для пород тюменской свиты характерно присутствие обильного углистого детрита, тонких прослоев бурых углей, конкреций и желваков сидерита. В составе свиты выделяется до 11 пластов песчаников (скв№105). В осадках тюменской свиты встречены отпечатки листовой флоры и споро-пыльцевые комплексы нижней и средней юры. Полная толщина осадков тюменской свиты достигает 700м.

   Верхний отдел.

Морские верхнеюрские отложения расчленяются на три свиты – васюганскую, георгиевскую и баженовскую.

Васюганская свита имеет двучленное строение. Нижняя подсвита преимущественно глинистая, сложена аргиллитами, реже встречаются прослои глинистых алевролитов и песчаников. В аргиллитах наблюдаются включения глауконитов, битумных глин. Верхняя часть характеризуется преобладанием песчаных разностей. К песчаникам верхней части васюганской свиты приурочен промышленно нефтеносный пласт Ю` . В породах васюганской свиты содержится фауна аммонитов и фораминифер коловейского и оксфордского ярусов. Толщина васюганской свиты 65-81м.

Георгиевская свита представлена в центральной части Западно –Сибирской плиты почти  черными аргиллитами, которые имеют повсеместное развитие и характеризуются выдержанным литологическим составом. Для них характерно высокое содержание глауконита, присутствие тонких прослоев битуминозных глин. В аргиллитах георгиевской свиты встречена фауна нормального морского бассейна, возраст которой определяется как кимериджский. Толщина глин: 2 – 4 м.

Баженовская свита литологически сложена черными, иногда бурыми битуминозными глинами. Породы содержат обильный рыбий детрит, остатки фауны амманитов, пелиципод, фораминифер и радиолярий. Часто встречаются включения известников, конкреций фосфоритов и обильный пирит. Последний нередко образует псевдоморфозы по органическим остаткам. Возраст остатков баженовской свиты –волжский. Толщина –18 –22м.

                         Меловая система

Отложения меловой системы представлены непрерывным разрезом нижнего и верхнего отделов. Отложения нижнего отдела на рассматриваемой территории развиты повсеместно и представлены осадками мегионской, вартовской, алымской и низов покурской свит.

Мегионская свита представлена толщей, залегающей согласно на битуминозных глинах баженовской свиты. В большинстве разрезов мегионская свита имеет двучленное строение. Нижняя часть в основном глинистая, верхняя содержит прослои песчаников. В составе нижней подсвиты мегионской свиты выделяются ачимовская толща, сложенная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Характерно, что даже в пределах относительно небольшой площади ачимоская толща имеет резкую изменчивость за счет выклинивания пластов песчаников. Толщина ачимовской пачки достигает 146м (скв№1). Верхняя часть мегионской свиты сложена преимущественно песчано-алевролитовой толщей с прослоями аргиллитов. К песчаникам верхней части мегионской свиты приурочен основной продуктивный горизонт БВ8. Схематический геологический разрез представлен в приложении 1. Здесь же выделяются пласты БВ9, БВ10 и БВ11. Завершается разрез мегионской свиты регионально выдержанной глинистой пачкой (чеускинской), сложенной аргиллитами почти черными с редкими включениями органических остатков и тонких прослоев алевролитов и песчаников. Возраст мегионской свиты определяется как берриасваланжинский. Толщина осадков составляет 280-330м.

Вартовская свита сложена чередованием пачек песчано-алевролитовых и преимущественно глинистых пород.

Условно разрез свиты делится на три части. Нижняя преимущественно алеврито-песчаная, средняя – с преобладанием глинистых разностей и верхняя – песчано-глинистая. В основании свиты выделяется пачка песчано-алевролитовых пород толщиной до 80-100м, в составе которой выделяются нефтенасыщенные пласты БВ6 и БВ7. Средняя наиболее мощная (до360м) толщина сложена в основном глинистыми породами, иногда алевритистыми. В середине этой толщи выделяются пласты песчаников, относимых к пластам БВ1 –БВ5. В этой части разреза встречается фауна фораминифер, редких аммонитов, палеципод и пресноводных остракод. Верхняя часть представляет собой чередование песчаных и глинистых пачек. Для этой части разреза характерны прибрежно-морские и мелководные осадки, где выделяется до семи пластов песчаников группы АВ. Возраст осадков вартовской свиты от верхнего валенжина до баррема включительно. Условная граница между валанжинским и готтеривским ярусами проводится  по подошве пласта БВ6, а между готтеривским и барремским ярусами – по кровле средней глинистой толщи ( по кровле пимской пачки). Верхняя часть относится к барремскому ярусу. Толшина осадков вартовской свиты –620-700м.

Алымская свита залегает на породах вартовской свиты, сложена она, в основном,аргилитами с незначительнм содержанием алевритовых пород и только в основании свиты залегает пласт глинистых песчаников (АВ1). Аргиллиты или уплотненные глины алымской свиты переходят в глинистый известняк. В верхней части глины часто алевритистые, переходят в глинистый алеврит, реже песчаник. Для алымской свиты большинства районов западной и центральной части Западно-Сибирской плиты характерно присутствие пачки черных, плотных тонкочешуйчатых, с прослоями битуминозных аргиллитов кошайской пачки, в которой встречается фауна фораминер нижнего апта. Толщина алымской свиты – до 60-80м.

Покурская свита завершает разрез нижнего мела. Свита расчленяется на две части: нижнюю, в которой преобладают глинистые породы и верхнюю – с преобладанием песчанников и алевритов. Нижняя подсвита  покурской  свиты сложена глинами аргиллитоподобными, прослоями алевритистыми и песчанистыми. Прослои песчаников и алевритов имеют подчиненное значение, кроме этого встречаются прослои мергелей и доломитов. В породах подсвиты присутствует обильный растительный детрит. В глинах встречаются альбские фораминиферы. Нижнюю подсвиту можно, с некоторой долей условности, сопоставить с викуловской и хантымансийской свитами Сургутского свода, что позволяет датировать ее возраст аптальбским. Толщина ее 420-450м. В состав верхнемеловых отложений входят прибрежно-морские и мелководные осадки верхов покурской свиты и глубоководные фации кузнецовской, березовской и ганькинской свит. Верхняя часть покурской свиты является аналогом уветской свиты, получившей  развитие западнее Повховского месторождения и сложена  преимущественно песчаниками и алевролитами с подчиненными прослоями уплотненных глин. Песчаники и алевриты содержат обильный  растительный детрит, обломки бурой обугленной древесины, ожелезненных растительных остатков. В отдельных районах встречаются включения янтаря. Глины в основном алевритистые и песчанистые, слюдистые. По всему разрезу встречаются прослои мергелей, глинистых известняков. По споро-пыльцевым комплексам и положению в разрезе возраст осадков верхней подсвиты считается сеноманским. Толщина ее порядка 320-350м. Толщина всей свиты составляет 740-800м. Кузнецовская свита имеет распространение практически по всей территории Западно-Сибирской плиты и является стратиграфическим и литологическим репером. Сложена кузнецовская свита глинами темно-серыми, почти черными однородными, иногда слабо-битуминозными или слабоизвестковыми сильно уплотненными аргиллитоподобными массивными, содержащими фауну иноцералов, фораминифер и радиолярий туронского яруса. Встречаются редкие зерна глауконита и пиритизированных растительных осадков. Толщина свиты составляет 18-22м.

Березовская свита, перекрывающая осадки кузнецовской, условно разделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена глинами опоковидными, переходящими в опоки с включением глауконита и редкими конкрециями сидерита. Встречена фауна морских пелеципод, фораминифер и радиолярий коньяк – сантонского ярусов. Толщина подсвиты –80-90м. Верхняя представляет собой толщу кремнистых, реже песчанистых глин, иногда слабо сидеритизированных. В глинах встречается фауна фораминифер кампанского яруса. Толщина всей свиты составляет 180-200м. Ганькинская свита завершает разрез отложений меловой системы. Сложена свита глинами серыми, зеленовато-серыми, известковистыми, переходящими в мергели и глинистые  доломиты. В глинах встречаются растительные остатки и фауна форминифер маахстритского яруса. Датский ярус выделяется условно, по аналогии с другими разрезами. Толщина осадков достигает 160-200м.

                        Палеогеновая система

В описываемом районе палеогеновые отложения представлены морскими палеоцена и эоцена, а так же континентальными отложениями олигоцена.

Талицкая свита сложена глинами темно-серыми до черных, иногда зеленоватыми, жирными, с зеркалами скольжения, иногда иногда алевритистыми, кремнистыми, переходящими в редкие прослои глинистых алевролитов. Встречаются прослойки глауконитового песка. В глинах талицкой свиты встречаются фауна фораминифер, радиолярий, обломки ихтиофауны. Толщина свиты 100-125м.

Лютинворская свита распространяется  практически по всей территории Западно-Сибирской плиты за исключением ее крайних северо-восточных и восточных районов. Сложена она в нижней части глинами серыми, иногда почти белыми, голубовато-серыми опоковидными, часто переходящими в опоки.

Верхняя часть свиты представлена глинами светлыми зеленовато- или желтовато-серыми, изредка олевритистыми, с многочисленными прослоями диатомитовых глин, переходящих в диатолиты.

Породы лютинворской свиты содержат богатый комплекс фораминифер, радиолярий и диатамовых водорослей эоцена. Толщина отложений свиты –195-220м.

Чеганская свита сложена глинами серыми с различными оттенками, жирными, алевритистыми, переслаивающимися с алевролитами и песками. В породах отмечаются включения сидеритов, пирита и марказита. В глинах встречается фауна пелеципод и лингул, а так же ихтиофпуна. Возраст осадков определяется  как верхнеэоценовый- нижнеолигоценовый. Толщина отложений свиты –180-200м.

Атлымская свита согласно залегает на чеганской. В нижней части ее залегают глины, аналогичные чеганским, основная же толща представлена песками светло-серыми, почти белыми сахаровидными с редкими прослоями светлых каолинитизированных глин. Встречаются лигнитизированные обломки древисины. Споро-пыльцевые комплексы среднего алигоцена. Толщина осадков свиты 75-80м.

Новомихайловская свита представляет собой неравномерное переслаивание серых и буровато-серых глин со светло –серыми песками, с прослоями бурых углей и лигнитов. В породах много включений углистого детрита и лигнитизированной древесины. В верхей части преобладают глины, в нижней- пески и алевриты.

На основании споро-пыльцевого анализа свита отнесена к среднему алигоцену. Толщина осадков свиты – до100м.

Журавская свита сложена алевритами зеленовато-серыми с прослоями диатомитов и глин. Встречаются остатки древесины, фауна пресноводных малюсков, диатоминтовых водорослей и споро-пыльцевых комплексов верхнего олигоцена. Толщина свиты до 70-90м.

Абросимовская свита завершает разрез полеогена. Сложена глинами  серыми и светло-серыми, бураватыми, алевритами и песками полимиктовыми с прослоями бурых углей и магнитов. Много включений углистой древесины. По отпечаткам листьев  и споро-пыльцевым комплексам. Осадки отнесены к самым верхам олигоцена. Толщина свиты. На размытой поверхности абросимовской свиты залегают четвертичные породы, представленные супесями, суглинками, песками, торфом. Толщина их до 30м.

                                   Тектоника

Согласно тектонической карты платформенного чехла западно- сибирской плиты, Повховское месторождение расположено в пределах Ярсомовского мегапрогиба, разделяющего Сургутский и Нижневартовский своды. На фоне общего регионального погружения выделяются основные тектонические элементы: Средне-Ватьеканская приподнятая зона в южном и Больше-Котухтинская структура в северной частях Повховского месторождения. Средне–Ватьеганская приподнятая зона не имеет четкой конфигурации в следствии осложнения многочисленными понятиями различной ориентации от субширотной до субмеридиальной. В целом приподнятая зона включает в себя южную часть Повховского месторождения, группу Средне-Ватьеганских и безымянных поднятий, а также Сердаковское поднятие. Северный склон приподнятой зоны довольно полого погружается в сторону Больше-Котухтинского поднятия, разделяясь неглубокой (не более 10 м) седловиной. Южный склон Средне-Ватьеганской приподнятой зоны погружается в сторону Нижневартовского свода. При детальном рассмотрении тектонического строения Средне-Ватьеганской приподнятой зоны видно , что в южной части месторождения выделяется Средне-Ватьеганская нефтяная структура, которая имеет неправильную форму, вытянутую в северном направлении. Размеры структуры по замкнутой изогипсе-2529м составляют 9,5 х 5км. Скважиной №448 пласт БВ 8 вскрыт на отметке – 2483м. Амплитуда составляет 37 метров. К западу от вышеописанной нефтяной структуры выделяются два Средне-Ватьеганских поднятия. В районе разведочных скважин №19, 26 по сейсморазведке и данным бурения выделяется Средне-Ватьеганское поднятие субмеридиального простирания. Размеры по замкнутой изогипсе –2530м составляют  11х4км, амплитуда – 23,3м относительно скв. №19,где кровля пласта БВ8 вскрыта на отметке –2506, 7м, этой скважиной доказана невтеностность поднятия. Самая южная часть Средне-Ватьеганской приподнятой зоны представлена безымянным поднятием (район скв. №12,49), где получены промышленные притоки нефти из пласта БВ 8 . В юго-восточной части Средне-Ватьеганской приподнятой зоны выделяется Сердаковское поднятие, которое по замкнутой изогибсе – 2520м включает в себя еще безымянное локальное поднятие. В целом, Сердаковское поднятие с севера еще осложняется Тяэтлыхским локальным поднятием. Собственно Сердоковское поднятие имеет северное простирание и по замкнутой изогибсе- 2510 размеры составляют 7,2х5,5км. Сводовая часть поднятия разбурена скв. №108, №10,первой вскрыт пласт БВ1/8 на отметке – 2490,2м и получен приток нефти Амплитуда- 19,8м. Больше –Котухтинская нефтяная структура расположена в северной части Повховского месторождения и представлена двумя крупными поднятиями северо-восточного направления, собственно Больше-Котухтинским и безымянным , которые объединяются изогибсой –2550м. Амплитуда составляет 26,5м, а размеры – 25х5,5км. Промышленная нефтеностность доказана на обоих поднятиях. Больше - Котухтинская нефтяная структура, как центральной части, так и на кроях осложнена мелкими локальными поднятиями.

2.2. Продуктивные пласты

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,

Таблица 1 – Геолого-физическая характеристика пластов БВ8-10 и Ю В1