В Тюменской области к настоящему времени открыто большое число залежей нефти. Это позволяет установить не только черты их сходства, в частности приуроченность к терригенным коллекторам близкого минералогического состава, но и различия, выражающиеся в степени песчанистости, литологической неоднородности и фазовом состоянии содержащихся в них УВ, которые отражаются на способах разведки и разработки залежей.

Наиболее простым является первый тип, к которому относятся залежи пласта БB₈ Самотлорского, Аганского, Baтинского, БC₁ Усть-Балыкского, Западно-Сургутского и других месторождений. Разведка таких залежей обычно осуществляется с высокой эффективностью при минимальном объеме специальных исследований. Главная трудность их разведки состоит в надежном определении границ (объема) залежи в то время как остальные параметры, необходимые для подсчета запасов и проектирования разработки, не требуют бурения дополнительных скважин.

Иная ситуация складывается при освоении залежей второго типа, приуроченных к пластам, резко неоднородным по коллекторской характеристике, прежде всего по проницаемости. Ярким примером их являются пласты ЮК₁₀ и ЮK₁₁ Талинского месторождения. К сожалению, при их разведке и проектировании разработки в должной мере не была оценена роль маломощных высокопроницаемых (до 4–5 мкм²) пропластков, встречающихся в толще пласта, сложенного грубозернистыми песчаниками со средней проницаемостью до 0,2 мкм², хотя отдельные образцы керна с кавернозной породой были исследованы. Этим обстоятельством можно оправдать стандартный подход к освоению, начавшийся с разбуривания северной части залежи. Разработка ее дала полную информацию об особенностях строения коллектора пластов ЮК₁₀, ЮК₁₁. Однако продолжающаяся до сих пор реализация первоначального проекта разработки без учета резкой неоднородности коллекторов по проницаемости не может быть оправдана. В результате такого подхода значительная часть залежей этого типа (до 32 %) уже разбурена, повсеместно допущен “кинжальный” прорыв воды от нагнетательных скважин к добывающим. При отборе по ним 4–5 % извлекаемых запасов средняя обводненность продукции превысила 20 % и продолжает прогрессировать.

Анализ профилей отдачи и приемистости более 200 скважин показал, что в основном работает нижняя часть пласта ЮК₁₀, доля которой в общем дебите превышает 80 %. Происходит быстрое ее обводнение, тогда как верхняя пачка пласта вырабатывается очень слабо.

Необходимы серьезные научные исследования и опытные работы для исправления допущенных ошибок и спасения еще не разбуренной части залежи. Временная задержка разбуривания Taлинского месторождения оправдывается тем, что в аналогичных отложениях ожидается открытие залежей в пределах Фроловской и Среднеобской НГО и приобретенный опыт окажется полезным при их освоении.

Большие запасы нефти и газа сосредоточены в пределах Западной Сибири в нефтегазовых залежах с двухфазовым состоянием УВ. К таким относятся залежи пластов AB₁, АВ_2-3 Самотлорского, AC_9-11 Лянторского, АС_4-8 Федоровского, БB₄, БB₅, БВ₆, БB₈² Варьеганского, АС_7-9 Яунлорского, БУ₈, БУ_10-11 Уренгойского месторождений и др. К настоящему времени накоплен достаточно большой опыт разработки залежей этого типа.

Успешно ведется разработка залежей Самотлорского, Лянторского месторождений. По пласту AB₁ первого из них по состоянию на 1/1 1989 г. отобран 41 % начальных извлекаемых запасов, при этом темп годового отбора от текущих запасов 8,8 и практически не отличается от такого же показателя для чисто нефтяных залежей. Компенсация отбора закачкой достигает 200 %.

Примерно такие же результаты получены по пласту АВ_2-3: суммарная добыча 46 %, темп годового отбора 6,5 при накопленной компенсации отбора жидкости закачкой 180.

По указанным объектам результативность мероприятий по освоению нефтегазовых залежей можно отнести на счет большой высоты нефтяной части (более 70 м) и эффективного экранирования нефтенасыщенной части пласта от газонасыщенной барьерным заводнением. Относительно хорошие результаты получены и по Лянторскому месторождению. Хотя высота нефтяной части по пласту AC_9-11 не превышает 15– 25 м, благоприятно сказывается наличие глинистых пропластков, отделяющих газовую шапку. Месторождение разрабатывается с 1978 г., пробурено свыше 2000 скважин, в том числе эксплуатационных > 1500, нагнетательных >500. Компенсация отбора закачкой превысила 230 %. На начало 1988 г. из пласта АС_9-11 отобрано 10 % запасов, темп годового отбора составляет 2,4 и имеет тенденцию к росту. Необходимо отметить, что разработка Лянторского месторождения также сопровождается определенными трудностями как геологического, так и технологического характера. Они состоят в наличии больших по площади (до 90 %) подгазовых водоплавающих зон, небольшой нефтенасыщенной толщины пластов, в допущенном в течение ряда лет снижении пластового давления (до 16– 17 МПа) в зонах с недостаточным объемом заводнения из-за неравномерного ввода нагнетательных скважин, а также позднего внедрения компрессорного газлифта. Однако целенаправленная работа с фондом скважин позволила в настоящее время перекрыть многие проектные показатели (на 1/1 1985 г.– 7,3 % бездействущих скважин, на 1/I 1989 г.–3,5).

Несмотря на такие же геологические условия, по ряду залежей выработка запасов идет неудовлетворительно. Залежи пластов AC_7-8 Яунлорского месторождения имеют много общего с аналогичными залежами Лянторского, но есть и отличия. Результаты семи лет разработки залежей Яунлорского месторождения показывают, что по пласту AC_7-8 к 1988 г. отобрано 5,4 % начальных извлекаемых запасов, при этом годовой отбор нефти упал до 1,3, а обводненность продукции достигла 39.

По Варьеганскому месторождению наиболее крупные нефтегазовые залежи приурочены к пластам БB₄, БB₅, БB₆ и БВ₈². В двух первых высота нефтяной части составляет 20–25 м, в двух последних – 60–70 м, т. е. близка к высоте нефтяной части пласта AB₁³ Самотлорского месторождения. Разработка залежей Варьеганского месторождения ведется не вполне благополучно, что послужило одной из причин невыполнения планов добычи по объединению Варьеганнефтегаз. Неудовлетворительное состояние разработки этих залежей объясняется отступлением от проекта в части выбора основного способа эксплуатации скважин (насосный вместо газлифтного) и продолжающейся некомпенсированностью отбора закачкой.

Заводнение месторождения начато с трехлетним разрывом от начала эксплуатации и проводилось замедленными темпами. Только в 1985 г. достигнута компенсация накопленного отбора жидкости закачкой во все категории нагнетательных скважин, в том числе законтурные. Однако если учесть, что давление в пласте падало не только за счет отбора жидкости, но и газа и закачка в скважины барьерных и законтурных рядов недостаточно эффективно влияла на давление в залежи, то накопленная компенсация не превысит 85 %, а по отдельным участкам еще ниже. Особо следует отметить крайнюю неравномерность отбора нефти и закачки воды. Это связано с тем, что проектные показатели по уровню добычи и закачки достигались при фактическом фонде скважин, вдвое и более меньшем проектного. Так, по пласту БB₆ в 1982 г. по проекту намечалось 183 добывающие скважины, фактически пробурено 90. При этом средний дебит скважин соответственно 67 и 148 т/сут. Аналогичное положение с нагнетательными скважинами: проектная приемистость 310, а фактическая 792 м³ /сут. Такая же ситуация и за 1983 г.: дебит нефти соответственно 53 и 138,3 т/сут, приемистость нагнетательной скважины 230 и 852 м³/сут. Сходная картина по пластам БB₇, БB₈² и др. (таблица). Отставание компенсации отбора закачкой, с одной стороны, и резкая неравномерность отбора и закачки, с другой, привели к тому, что практически по всем пластам допущено существенное снижение пластового давления, вследствие чего на отдельных участках оно намного ниже давления насыщения.

В связи с тем что по большинству залежей Варьеганского месторождения давление насыщения близко к пластовому (р_н= 17 мПа, p_пл = 20-22 мПа), а вблизи ГНК практически равно пластовому, отсутствие своевременной и равномерной компенсации послужило причиной выделения газа из нефти в самом пласте и опережающего поступления его в скважины, т. е. повышенных газовых факторов или перехода скважин на газ. Все это привело к росту простаивающего и бездействующего фонда скважин, который в целом по объединению Варьеганнефтегаз в 1985–1986 гг. составил 45 % общего фонда, причем на Варьеганском месторождении простаивало более трети скважин, на Тагринском – около половины. Все это стало возможным из-за того, что нефтегазовые залежи и залежи с высоким давлением насыщения по существу разрабатываются так же, как и чисто нефтяные с низкими давлениями насыщения. Единственно, что предпринимается, так это попытка экранирования газа от нефти путем барьерного заводнения, что также выполняется недостаточно эффективно. Во всем остальном (отставание компенсации отбора закачкой, форсированные отбор и закачка, допущение снижения пластового давления ниже давления насыщения и т. д.) нефтегазовые залежи разрабатываются точно так же, как и чисто нефтяные. Если для последних снижение пластового давления на 5–6 и даже 10 МПа не приведет к отрицательным последствиям, то для залежей с высоким давлением насыщения и нефтегазовых такие действия влекут за собой серьезные последствия, исправить которые очень трудно, а иногда и невозможно. Именно это и наблюдается на Варьеганском, Тагринском, Яунлорском месторождениях.

По мере накопления дополнительных фактов выясняется, что в залежах с высоким давлением насыщения, близким к пластовому, контактный слой нефти, примыкающий к ГНК, имеет намного большую толщину (до нескольких десятков метров), чем известная переходная зона на обычных нефтегазовых месторождениях. Толщина последней не превышает 0,2–0,3 м. При небольшой депрессии приток из контактного слоя характеризуется высокими и устойчивыми газовыми факторами, в то время как измерения многозондовым нейтронным методом (в том числе и временные замеры), высокочастотной акустикой не отмечают наличие газа в прискважинной зоне. Воздействие таким сильным физическим полем, как низкочастотная акустика, в ряде случаев приводит к разделению жидкой и газовой фаз, что по эффекту сопоставимо с расформированием зоны проникновения фильтрата бурового раствора. По мнению некоторых исследователей, контактный слой представляет собой гетерогенную систему, в которой дисперсионной фазой является жидкость, дисперсной средой – газ. Имеются и другие представления, согласно которым контактный слой образовался в результате расслоения нефти при насыщении ее газом высокого давления на фазы, отличающиеся составом компонентов. При этом тяжелые компоненты оттесняются в нижний слой, тогда как флюид в верхнем слое находится на границе фазового равновесия. Небольшое снижение давления переводит его в газ, благодаря чему быстро формируется газовая шапка или уже имеющаяся расширяется за пределы, установленные на этапе разведки. Факты появления новых или расширения имеющихся газовых шапок обнаружены на Яунлорском, Тагринском месторождениях, в залежах пласта Ю₁ Бахиловского, Верхнеколикьеганского, Новогоднего месторождений.

В последнее время в сводовых частях структур на ряде месторождений открыты многочисленные мелкие залежи, расположенные друг над другом, практически без водоносных пластов между нефтегазонасыщенными. Число таких залежей достигает 30–40, и нередко вся толща от юры до сеномана оказывается продуктивной. Часто эти залежи двухфазовые, причем высота как нефтяной, так и газовой частей в целом невелика (10–15, реже до 25 м). Подобные залежи обнаружены на Ваньеганском, Комсомольском, Барсуковском, Верхнеколикьеганском и других месторождениях. Особенности их строения и взаимного расположения должны учитываться как при разведке, так и разработке. Сейчас уже с уверенностью можно сказать, что для них совершенно неприменима методика разведки, используемая при изучении обычных однофазовых залежей. При их разведке организациями Главтюменьгеологии допущены значительные упущения, из-за чего большинство из них оказалось весьма слабо или практически не изученными. Прежде всего, большой диапазон продуктивного разреза (до 1000 м и более) требует соответствующей освещенности керном. Однако отбор керна в таком объеме непривычен с позиций разведки обычных залежей и он осуществляется выборочно. Если в первых двух-трех скважинах не обеспечен необходимый отбор керна, то следующей скважины в пределах контура может и не быть, так как размеры их, как уже отмечалось, весьма ограничены. Возникает также проблема с испытанием продуктивных пластов: часто на одну скважину приходится до 20–30 объектов, что, естественно, не способствует качественному испытанию. Близость давления насыщения к пластовому осложняет процесс исследования скважин и приводит к получению искаженной информации о характере пластовых флюидов, вплоть до получения притоков газа из нефтенасыщенных интервалов. В отличие от нефтегазовых залежей с большой высотой нефтяной части, где выделение газа начинается после сравнительно длительного срока эксплуатации, по описываемым залежам разгазирование может происходить уже при испытании разведочных скважин: по данным повторных замеров нейтронными методами пласт содержит жидкие УВ, а при бурении получается газ. Этот опыт свидетельствует о том, что разведка таких залежей должна опираться на новые концепции, разработка которых, к сожалению, не поспевает за требованиями практики, и она вынуждена обходиться традиционными методами.

По мере повышения степени освоения потенциальных ресурсов Западно-Сибирской НГП здесь, как и в других регионах, возрастает роль залежей с низкопроницаемыми уплотненными коллекторами. Таковыми являются залежи в тюменской свите (нижняя – средняя юра) и ачимовской пачке (нижний валанжин–берриас). В структуре запасов нефти промышленных категорий Главтюменьгеологии доля тюменской свиты составляет 19 %, ачимовской пачки – 6, т. е. четверть разведанных запасов области приурочены к низкопроницаемым коллекторам. Кроме того, к ним относятся также открытые в последнее время некоторые залежи валанжин-готеривского возраста. Так, крупные залежи Приобского и Приразломного месторождений, приуроченные к пластам АС_10-12 и БС_4-5, в значительной своей части характеризуются невысокими дебитами скважин и только в редких скважинах он превышает 50–100 т/сут. Освоение таких запасов, естественно, требует особого подхода. Прежде всего, нужно отметить, что на подобных объектах нельзя обеспечить темпы отбора (до 10–20 % от текущих запасов), свойственные высокопродуктивным пластам типа БB₈ Нижневартовского свода, а это означает, что для достижения необходимых уровней добычи потребуется резко увеличить на них объемы эксплуатационного бурения. Необходимо также экспериментально и в опытно-промышленных масштабах выработать методы повышения производительности скважин. Вопросы эти, к сожалению, не решены и им уделяется недостаточно внимания.

Чрезвычайно ценными свойствами обладают высоковязкие нефти сеноманских отложений, промышленные залежи в которых установлены на Русском, Ваньеганском, Северо-Комсомольском, Тазовском, Ай-Яунском месторождениях. Промышленные запасы высоковязких нефтей составляют около 9 % запасов разведуемых месторождений Главтюменьгеологии. Освоение этих запасов сопряжено с комплексом проблем. Во-первых, это высокая вязкость нефтей в пластовых условиях, в сотни раз превышающая вязкость пластовых вод, что затрудняет процесс вытеснения нефти водой. Во-вторых, все известные сеноманские залежи нефти, за исключением Ай-Яунской, содержат газовые шапки, а высота нефтяной части составляет 15–25 м и только на Русском месторождении достигает 60–70. В-третьих, им свойственны низкие пластовые давления (7–12 МПа) и температуры (10–20 °C). В-четвертых, сеноманские пески и песчаники, к которым приурочены указанные залежи, весьма слабо сцементированы и подвержены разрушению в процессе эксплуатации. Все это создает серьезные проблемы для эффективного освоения приуроченных к ним запасов.

Сравнение проектных и фактических показателей разработки пласта БB₈² Варьеганского месторождения

*В числителе – общий фонд, в знаменателе – действующий фонд.