I.ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1.1 Геолого-физическая характеристика пласта Повховского месторождения.
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 нефтенасыщенный песчаник, приуроченный к заглинизированной части пласта. Открытое месторождение названо Повховским в честь одного из первооткрывателей месторождения нефти Широтного Приобья.
Горизонт БВ8 является основным продуктивным горизонтом Повховского месторождения. Отложения горизонта представлены прибрежно-морскими осадками, хорошо выдержанными по площади и толщине.По характеру строения, литологическому составу пород и распространению их по площади в разрезе горизонта БВ8 выделяют сверху вниз три пласта: БВ80, БВ81-2, БВ83.К выделенным пластам приурочены две нефтяные залежи горизонта: залежь пласта БВ81-3 и залежь пласта БВ80.Залежь пласта БВ81-3 - это основная интенсивно разрабатываемая залежь горизонта пластово-сводового типа. Содержит 24% геологических запасов нефти месторождения. Размеры ее 2737.5 км, высота 138 м. ВНК в монолитных песчаных телах практически горизонтален с незначительным наклоном на северо-восток. Находится на отметках минус 2072 - 2085 м. Водонефтяная зона занимает около 23% площади залежи. Залежь приурочена к пластам БВ81-2 и БВ83.
Пласт БВ81+2 развит повсеместно и включает почти 70% объема нефтенасыщенных пород продуктивного горизонта. В целом пласт отличается незначительной глинистостью. Прослои глин имеют малую толщину и сравнительно редки. Средняя мощность песчаников на участках самостоятельного развития пласта 16 метров.
Залежь пласта БВ80 относится к структурно-литологическому типу. Размеры залежи 28.541 км, высота 151 метр. От нижележащего пласта залежь повсеместно отделяется глинистым разделом толщиной 8 - 12 метров, однако, ВНК отбивается на тех же отметках, что и в пласте БВ81-3. Площадь водонефтяной зоны занимает 87% площади залежи.
Пласт БВ80 имеет неповсеместное распространение. Отделен от нижележащего пласта БВ81-2 глинистым разделом толщиной 8 - 12 метров. Наиболее продуктивная часть пласта расположена в присводовой и юго-восточной части структуры. Характеризуется присутствием хотя бы одного не глинистого песчаного слоя толщиной два и более метров. Эффективная толщина пласта в отдельных скважинах здесь достигает 14.6 метров. Средняя эффективная толщина пласта БВ80 равна 4,8 метров.
1.2Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов.
Горизонт БВ8 представляет собой единую гидродинамическую систему со связанной и прерывистой зонами, между которыми существует невыдержанный глинистый коллектор.
Коллекторы гидродинамически связанной зоны подразделяют на три литотипа: монолиты (М), полумонолиты (ПМ) и тонкослоистые коллектора (ТС).
“Монолиты” являются наиболее однородным литотипом разреза. Коллекторами связанной зоны являются мелко- и среднезернистые песчаники, сцементированы за счет соприкосновения зерен. Монолиты этой зоны являются коллекторами 3-4 класса по А.А. Ханину, в основном, приурочены к проницаемым пропласткам, толщиной более 4 метров.
Литотип “полумонолиты” выделены только в гидродинамически связанной зоне. Представлен переслаиванием крупнозернистых алевролитов и мелкозернистых песчаников. В этом литотипе преобладают проницаемые прослои толщиной от 2 до 4 метров.
Наиболее неоднородным является литотип «тонкослоистые», который подразумевает тонкое переслаиванием крупно- среднезернистых алевролитов, мелкозернистых песчаников и, так называемых, не отсортированных разностей пород с близким содержанием песчаных и глинистых фракций. По площади гидродинамически связанной зоны преобладают крупнозернистые алевролиты, которые в зависимости от глинистости и степени отсортированности являются коллекторами 4 – 5 – 6 классов по Ханину А.А. В основном состоят из прослоев, толщина которых редко достигает двух метров.
Монолиты прерывистой зоны – это крупнозернистые алевролиты, что обуславливает худшие коллекторские свойства, чем у того же литотипа в связанной зоне. Они относятся к 4 – 5 классу коллекторов по Ханину А.А.
Тонкослоистые коллектора прерывистой зоны – это крупно- среднезернистые алевролиты и не отсортированные разности пород с примерно равным содержанием глинистого и песчаного материала. Этот литотип обыкновенно приурочен к проницаемым пропласткам, толщина которых не превышает четырех метров.
По объему геологических запасов ведущее место занимает прерывистая зона. В ней содержится 64,7% запасов нефти горизонта БВ8. В свою очередь большая часть запасов прерывистой зоны находится в тонкослоистом коллекторе – 94%.
Гидродинамически связанная зона заключает в себе 35,3% объема запасов горизонта в целом. Тонкослоистый коллектор содержит также наибольшую часть балансовых запасов гидродинамически связанной зоны – 63%, полумонолиты – 22% и меньше всего запасов нефти находится в монолитах – 15% от общего объема запасов гидродинамически связанной зоны.
Характер распространения коллекторов по площади. Разрез горизонта БВ8.
Коллекторы горизонта БВ8 на Повховском месторождении имеют субмеридиональное распространение. Оно обусловлено генезисом пород горизонта. По этому признаку они могут быть отнесены к авандельтовым осадкам с присутствием в центральной части площади месторождения русловых фаций в меридиональном направлении. Здесь толща песчаных тел достигает 10 м и более. К востоку и западу отмечается резкое замещение песчаников. В начале происходит их расслоение на тонкие пропластки, затем полное замещение глинистыми осадками.
Для определения характера распределения коллектора по разрезу были составлены детальные корреляционные схемы и построены геологические разрезы горизонта БВ8. На корреляционных схемах довольно уверенно выделяются две зоны: гидродинамически связанная (1 зона) и прерывистая (2 зона). На геологических разрезах также выделены эти две зоны. Преимущественно, верхняя (гидродинамически связанная) в пределах 20 метров и нижняя (прерывистая). Между зонами прослеживаются глинистые прослои от 1 до 7 метров, в некоторых участках до 20 метров. В центральной части эти зоны практически, сливаются и граница между ними проводится условно.
Практически все эффективные толщины гидродинамически связанной зоны – нефтенасыщены. ВНК 1-й зоны ни в одной скважине не вскрыт и принят условно на отметке 2666 м. Максимально глубокая отметка залегания нефтенасыщенных коллекторов связанной зоны находится на севере месторождения и равна 2656 м (скв. 2675); минимальная – 2488 м (скв. 1172) на юге. Области с максимально большими и средними нефтенасыщенными толщинами прослеживаются от юго-восточной части через центральную часть к северу.
Гидродинамически связанная зона контролируется зонами глинизации коллектора на 85-90 % всего периметра ловушки.
Ниже по разрезу залегает прерывистая зона, которая представляет собой, преимущественно, переслаивание прослоев коллекторов с аргиллитами. Толщина глинистых разделов между гидродинамически связанной и прерывистой зонами колеблется от 1 до 7 метров, на сводовых участках глинистые перемычки сокращаются до 0,8 м.
По площади коллекторы прерывистой зоны имеют большее развитие, чем по вышележащей связанной зоне.
Водонефтяной контакт отбивается только в северной и северо-восточной частях 2-й зоны. Испытанием скважин ВНК нигде не подсечен. Среднестатистические отметки ВНК по ГИС: на севере – 2666 м; в восточной части прерывистой зоны среднестатистическая отметка ВНК принята – 2658 м. Залежи нефти гидродинамически связанной и прерывистой зон пластовые, литологически экранированные.
1.3 Характеристика толщин коллекторских свойств, неоднородности горизонта БВ8
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 – 10,24.
Средняя толщина горизонта составляет 29,3 метра, средняя эффективная толщина 13,2 метра, средняя песчанистость равна 0,45. Средняя толщина глинистого раздела, между гидродинамически связанной и прерывистой зонами, в западной части равна 5,4 м, в восточной части несколько меньше – 4,7 м, а в центральной части редко превышает 1,5 метра. Средняя проницаемость коллектора гидродинамически связанной зоны достаточно высока и равна 174,2 мД, проницаемость коллектора прерывистой зоны равна 67,9 мД.
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 7,9м.
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 метров, составляют 26% объема коллекторов и на литотип “полумонолиты” с толщиной пропластков от 2 до 4 метров приходится 26% от всего объема.
Центральная часть связанной зоны характеризуется значительной долей низкопроницаемых коллекторов. Проницаемость по ГИС до 5мД 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. Среднепроницаемые коллектора (200мД) занимают 15% объема зоны, высокопроницаемые коллектора – 34% объема. Причем коллектора с проницаемостью свыше 700мД занимают 21% объема коллекторов всей гидродинамически связанной зоны.
Средняя проницаемость по гидродинамически связанной зоне равна 151,0мД. 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 68,9мД, 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 20 до 200мД имеют 21% коллекторов и высокопроницаемые коллекторы занимают 27% объема прерывистой зоны.
Расчлененность прерывистой зоны равна 6,278, расчлененность на 1 метр 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 БВ8І. 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 метров.
Сравнивая коллекторы связанной и прерывистой зон в центральной части месторождения, можно отметить, что вариация пропластков по проницаемости и толщине очень высока в обеих зонах. Учитывая, отсутствие или малую мощность глинистого раздела в центральной части месторождения между связанной и прерывистой зонами, имеют место перетоки флюидов между ними.
Средняя песчанистость горизонта БВ8 в пределах западной части месторождения составляет 0,38. Песчанистость по гидродинамически связанной зоне равна 0,64, изменяясь в пределах от 0,46 до 0,79. Общая толщина гидродинамически связанной зоны изменяется от 2,6 до 15,5 м, составляя в среднем 8,2 м. Эффективная толщина изменяется от 1,2 до 9,6 м; средняя эффективная толщина равна 5,3 м. Средняя толщина монолитов гидродинамически связанной зоны на западе месторождения равна 5,8 м. Монолиты составляют 26% от объема 1-й зоны. Полумонолиты занимают 34% объема пласта. Их средняя эффективная толщина равна 3,8 м. Тонкослоистые коллектора занимают 40% объема коллектора пласта БВ8, их средняя суммарная толщина в разрезе пласта составляет 2,9м.
Высокопроницаемые коллекторы занимают 30% от объема продуктивной части гидродинамически связанной зоны, причем половину из них составляют коллекторы с проницаемостью свыше 700мД. Коллекторы со средней проницаемостью занимают 18% объема всего коллектора, а на долю низкопроницаемых коллекторов приходится 52%. На коллектора с проницаемостью до 5 мД приходится 50% от общего объема продуктивной части гидродинамически связанной зоны.
Средняя проницаемость западной части гидродинамически связанной зоны равна 80,7мД. Проницаемость монолитов невысока и равна 122,7 мД; полумонолитов – 864,8мД. Проницаемость же тонкослоистого коллектора ниже и равна 59,5мД.
Расчлененность по гидродинамически связанной зоне равна 3,092, она колеблется от 2,801 до 4,357. Расчлененность на 1 метр эффективной толщины изменяется от 1,667 до 0,255 и средняя величина равна 0,586.
Средняя песчанистость прерывистой зоны в западной части месторождения равна 0,32. Коэффициент песчанистости изменяется от 0,25 до 0,42. Общая толщина зоны изменяется от 8,1 м до 32,2 м, составляя в среднем 23,7 м. Средняя эффективная толщина равна 7,5 м.
Средняя расчлененность на метр эффективной толщины равна 0,704.
Чуть более половины продуктивной части прерывистой зоны, а точнее 52%, занимают пропластки толщиной до 2-х метров. На литотип “полумонолиты» приходится 86% объема коллекторов прерывистой зоны. Следовательно, монолиты занимают лишь 14% объема коллектора, из них 7% составляют пропластки толщиной более 6 метров.
Таким образом, основную долю объема коллектора прерывистой зоны в западной части составляют преимущественно тонкие, имеющие незначительную протяженность по площади пропластки.
Средняя проницаемость по зоне составляет 62,№мД. Доля низкопроницаемых коллекторов (до 20мД) – 53%, причем 50% приходится на коллекторы с проницаемостью до 5мД. Коллекторы со средней проницаемостью составляют 17% объема продуктивной части прерывистой зоны. Высокопроницаемые коллекторы занимают 30% объема.
Проницаемость монолитов прерывистой зоны 132,6мД, что в два раза превышает проницаемость тонкослоистого коллектора (53,8мД) и оказывает большое влияние на степень выработки запасов прерывистой зоны.
Толщина глинистой перемычки между гидродинамически связанной и прерывистой зонами в западной части месторождения изменяется от 1 до 9 метров. Средняя толщина раздела 5,4 м, причем в южной части месторождения толщина глин 3,5 м, а в северной средняя толщина равна 5,2м.
Что касается восточной части месторождения, то здесь общая песчанистость гидродинамически связанной зоны составляет 0,65. Она колеблется от 0,52 в южной части до 0,82 в северной.
Средняя общая толщина равна 7,1 м. Средняя эффективная толщина изменяется от 3,2 м до 11,7 м, составляя в среднем 4,6 метра. Средняя расчлененность равна 2,759, а расчлененность на 1 метр эффективной толщины – 0,597.
Гидродинамически связанная зона представлена всеми тремя литотипами – монолитами, полумонолитами и тонкослоистыми коллекторами.
Проницаемость монолитов довольно высока и равна 214,8мД, полумонолитов – 191,6мД, а тонкослоистого коллектора 76,8мД. Низкопроницаемые коллекторы занимают 51% объема продуктивной части гидродинамически связанной зоны, из них 98% приходится на долю коллекторов проницаемостью до 5мД. Наличие подвижных запасов нефти в таких коллекторах достаточно спорно. Среднепроницаемые коллекторы составляют 14% объема связанной зоны и 35% приходится на долю высокопроницаемых коллекторов, причем 22% от общего объема коллекторов 1-й зоны – пропластки с проницаемостью свыше 700мД. Средняя проницаемость гидродинамически связанной зоны равна 140мД.
Доля монолитов в продуктивной части разреза связанной зоны равна 24%, причем половина из них это пропластки, толщина которых превышает 6 метров. Полумонолиты составляют 34% и на долю тонкослоистого коллектора приходится 42% объема 1-й зоны. Пропластки толщиной до 1 метра составляют 11% объема продуктивной части гидродинамически связанной зоны.
Общая песчанистость прерывистой зоны 0,40. Она изменяется от 0,32 до 0,81. Средняя общая толщина 2-й зоны равна 18,6 м; пределы изменения от 1,5 до 30 м. Средние эффективные толщины варьируют от 1,4 до 10,9 м, составляя в среднем 6,2 метра.
Средняя расчлененность зоны равна 4,128; расчлененность на 1 метр эффективной толщины – 0,671. Максимальная величина – 0,952, минимальная – 0,346.
Прерывистая зона в восточной части месторождения повсеместно представлена тонкослоистыми коллекторами и монолитами.
Тонкослоистые коллекторы составляют 85% объема продуктивной части разреза, в том числе коллекторы толщиной до 2-х метров – 52%. На долю монолитов приходится всего 15% объема коллектора прерывистой зоны. Пропластки толщиной более 6 метров составляют лишь 7% объема коллекторов прерывистой зоны горизонта БВ8.
Средняя проницаемость монолитов прерывистой зоны равна 129,6мД, что в 2 раза выше проницаемости тонкослоистого коллектора. Его проницаемость равна 61,8 мД. Средняя проницаемость по зоне – 75,2 мД.
Низкопроницаемые коллекторы занимают 53% объема продуктивной части разреза. 20% составляют коллекторы с проницаемостью от 20 мД до 200 мД и 28% объема приходится на долю высокопроницаемых коллекторов. Причем, 18% объема продуктивной части прерывистой зоны занимают пропластки с проницаемостью выше 700 мД.
Толщина глинистого раздела между гидродинамически связанной и прерывистой зонами в восточной части Повховского месторождения варьируется в широких пределах, а именно от 1 м до 8-9 метров. Средняя толщина глинистой перемычки равна 4 метрам. Причем в северной части месторождения перемычка тоньше, чем в южной части и ее средняя толщина равна 3,4 м, тогда как на юге средняя толщина составляет 4,7метра.
В восточной части месторождения прерывистая зона по площади имеет большее распространение, чем гидродинамически связанная. Площадь прерывистой зоны в этой части месторождения примерно в 2,2 раза больше площади связанной зоны. Проницаемые пропластки в районе выхода прерывистой зоны на контур пласта 1БВ8 представлены, в основном, тонкослоистыми коллекторами, в которых находится 2/3 запасов нефти прерывистой зоны в восточной ее части.
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.
Сравнивая между собой характеристики коллекторских свойств восточной и западной частей месторождения, можно сказать, что средние показатели по западной части 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 138,2мД, а на западе 322,9мД. Особенно отличаются проницаемости монолитов и полумонолитов гидродинамически связанной зоны. В восточной части месторождения средняя проницаемость монолитов составляет 214,8мД, а полумонолитов – 191,6мД, тогда как в западной части 122,7мД и 864,8мД соответственно. Проницаемости же тонкослоистого коллектора примерно равны и составляют на западе 59,5мД, а на востоке 76,8мД.
По прерывистой зоне существенных различий не наблюдается. В западной части средняя проницаемость равна 62,9мД, а в восточной части – 72,5мД.
В целом, можно сделать вывод, что коллекторские свойства восточной части Повховского месторождения несколько ниже коллекторских свойств в его западной части.
1.4Физико-химические свойства нефти, газа, воды.
Свойства пластовой нефти залежи БВ8 являются типичными для Нижневартовского свода. Давление насыщения по залежи изменяется незначительно и в среднем составляет 10 МПа. Газосодержание высокое (90 м3/т). Компонентный состав пластовой нефти горизонта БВ8 определен по результатам исследований нефти из скважины №28. Мольная доля метана в нефти составляет 27%, пропан превалирует над этаном. Нефть характеризуется высоком соотношением нормальных бутанов и пентана к их изомерам. Молекулярная масса пластовой нефти равна 120. Количество легких углеводородов разгазированной нефти составляет 16%. Нефтяной газ имеет молекулярную массу 27,7.
Молекулярная масса пластовой нефти залежи ЮВ1 составляет 103. Нефть достаточно легка. Молярная доля метана в ней равна 31%. Пропан по количеству превосходит этан. Содержание легких углеводородов до гексана включительно в разгазированной нефти составляет 20%.
Характеристика физических свойств нефти Повховского месторождения в пластовых условиях приведена в таблице 1.
Таблица 1
Характеристика физических свойств нефти Повховского месторождения в пластовых условиях
Наименование БВ8 1-2 БВ8 2БВ8 2БВ8 (низ) БВ8-9 БВ10 ЮВ1
Пластовое давление, МПа 24,6 26,2 24,9 27,0 24,3 23,8 29,5
Пластовая температура, °С 84 82 82 85 80 86 91
Давление насыщения, МПа 10,2 7,6 11,1 10,3 12,0 10,3 13,6
Газосодержание, м3/т 83 62 92 81 110 77 146
Газ. фак. при усл. Сепарации, м3/т 75 50 81 74 85 - 124
Объемный коэффициент 1,240 1,22 1,248 1,204 1,363 1,20 1,43
Плотность нефти, кг/м3 756 747 756 772 710 782 700
Объемный коэф. при усл. Сепар. 1,203 1,18 1,212 1,180 1,278 - 1,350
Вязкость нефти, мПа*с 1,20 1,32 1,21 - 0,93 0,94 0,71
Коэф. объемной упруг. 15,1 13,0 16,2 - 15,3 12,3 19,2
Плотн. нефти при усл. сепар. кг/м3 840 841 843 843 837 - 828
Пластовые воды продуктивного горизонта БВ8 относятся к хлоркальциевому типу. Основными компонентами воды являются ионы натрия и хлора. Минерализация составляет 16,3 мг/л. При нарушении первоначальных условий в процессе эксплуатации месторождения и обводнения продуктивного горизонта поверхностными водами в системе “пласт – скважина – сборный трубопровод” возможно отложение солей. В целях ППД целесообразно использовать воды сеноманского горизонта, так как последние однотипны с пластовой водой. Основные характеристики пластовой воды представлены в таблице 2
Таблица 2
Основные характеристики пластовых вод горизонта БВ8
Наименование Среднее значение
Газосодержание, м3/т 2.87
Объемный коэффициент 1.02
Вязкость, сПз 0.38
Общая минерализация, мг/л 16.3
Плотность, г/см3 1.008
Содержание ионов, (мг/л) / (мг. Экв./л):
- CL 9656/272
- SO4 Отс.
- HCO3 353,8/5,8
- Ca 818,6/40,8
- Mg Отс.
- Na + K 5451/237
1.5 Осложняющие факторы геологического строения Повховского месторождения.
Основной объем коллектора в краевых областях представлен прерывистой зоной, наибольшая толщина которой отмечается на западе и юго-западе месторождения. Коллектор пласта сильно глинизированный, представлен тонкими, имеющими незначительное распространение по площади пропластками. Основная доля запасов краевой зоны находится в линзах коллекторов, слабо вовлеченных в разработку.
Выводы по геологическому разделу.
Горизонт БВ8 является основным по запасам в пределах Повховского месторождения и состоит из нескольких пластов, которые взаимно перекрываются. Пласты имеют косослоистое строение, границы выклинивания и фациального замещения пластов-коллекторов ориентированы в северо-восточном направление. Регрессивные шельфовые песчаноалевритовые пласты БВ8, отличаются в большей или меньшей степени черепицеобразным строением, которое находит отражение в изменение толщин с востока на запад. Если на востоке происходит выклинивание продуктивных пластов, то на западе наблюдается увеличение стратиграфической толщины пласта с его последующей глинизацией. Границы выклинивания и замещения всех пластов ориентированы в северо-восточном направлении. Отмечается высокая обводненность пласта БВ8. Пластовые воды продуктивного горизонта БВ8 относятся к хлоркальциевому типу. Основными компонентами воды являются ионы натрия и хлора. Это приводит к солеотложениям и коррозии скважинного оборудования.
