Степень заполнения нефтью приуроченных к куполам ловушек в пластах различна (рисунок), что приводит к несовпадению в плане контуров нефтеносности. Наименьшей площадью нефтеносности обладает пласт БС₆, наибольшей – БС₁₀¹. На значительной площади месторождения наблюдается наложение нефтяных, водонефтяных и законтурных зон различных залежей. Результатом этого является чередование в разрезе большинства скважин нефте- и водонасыщенных проницаемых пластов.

По составу флюида залежи месторождения нефтяные, исключение составляет только пласт БС₀, где обнаружено наличие свободного газа.

Запасы нефти и газа были защищены в ГКЗ СССР в 1981 г. по пластам БС₀, БС₇, БС₈⁰, БС₉⁰, БС₉¹, БС₉², БС₁₀¹, БС₁₀² и БС₁₁. При доразведке и эксплуатационном бурении дополнительно выявлена нефтеносность пластов БC₁, БС₅, БС₆, БС₁₁⁰, БС₁₁¹, БС₁₂ и БС₁₈, однако прирост запасов по ним не превышает 2 % по отношению к утвержденным. Ранее разведенные пласты также сильно отличаются по своим запасам, и основная их доля содержится только в пяти, сведения по которым приведены в табл. 1.

Разработка месторождения начата в 1982 г. в соответствии с технологической схемой, утвержденной в 1983 г. В ней выделено шесть самостоятельных эксплуатационных объектов, подлежащих одновременному разбуриванию: БС₀, БС₇, БС₈⁰–БС₉², БС₁₀¹+БС₁₁ (южная часть месторождения), БС₁₀², БС₁₁ (северная часть). По объектам БС₀, БС₇ и БС₁₀² запланирована трехрядная система, а по остальным – площадная (девятиточечная обращенная) с одинаковой для всех объектов плотностью сетки 500X500 м. С учетом своевременного проведения заводнения и механизированной добычи технологическая схема предусматривала выход месторождения в 1991 г. на максимальную добычу с последующим ее удержанием на данном уровне в течение пяти лет. Однако первоначальные прогнозы пришлось изменить по причинам технического, технологического и отчасти геологического характера, выявленным в ходе разработки месторождения. Они будут рассмотрены в данной статье на основе материалов, полученных по зоне эксплуатационного разбуривания.

В настоящее время основными объектами разработки являются БС₇, БС₈⁰–БС₉², БС₁₀². Их доля в общем объеме добычи 91 % (по проекту она должна составлять 75 %).

Вопреки технологической схеме в консервации находятся запасы пласта БС₀, составляющие 8,5 % общих запасов нефти, что мотивируется наличием в залежи свободного газа и необходимостью создания самостоятельной системы сбора продукции, не предусмотренной в технологической схеме.

Это обстоятельство требует комментария. Залежь пласта БС₀ газонефтяная, в отличие от других пластов в нем давление насыщения 15 МПа при пластовом 22,8. Поэтому его разработка будет характеризоваться высокими газовыми факторами, срывом подачи насосов, если не организовать барьерного заводнения по контуру газовых шапок. Успешный опыт барьерного заводнения накоплен при разработке пласта АВ_2-3 Самотлорского месторождения, поэтому вынужденную консервацию БС₀ нужно отнести к издержкам принятой технологической схемы. В других пластах Суторминского месторождения давление насыщения ниже пластового почти на 15 МПа (см. табл. 1), газовый фактор в скважинах невелик (42 м³/т), что не приводит к осложнениям в работе насосов (ЭЦН, ШГН), а также к гидратным и парафиновым пробкам в лифтовых трубах.

В отличие от проекта остановлено разбуривание объекта БС₁₀¹+БС₁₁ в южной части месторождения, что мотивировалось необходимостью уточнения строения пласта БC₁₀¹ скважинами других объектов. В центральной части месторождения, где ведется разбуривание этого объекта, в 54 % фонда скважин не вскрыт пласт БС₁₁, а перфорация этого пласта проведена только в одной скважине. Запасы объекта БС₁₁ в северной части месторождения осваиваются только с 1987 г.

Неполное освоение запасов отмечается и по основным эксплуатационным объектам. Пласт БС₇ разделен глинистой перемычкой на верхнюю и нижнюю части. Последняя, составляющая около трети эффективной нефтенасыщенной толщины, не вскрыта в 59 % фонда скважин, эксплуатирующих объект. В объекте БС₈⁰– БС₉² практически не разрабатывается нижний пласт. При интерпретации материалов ГИС эксплуатационного фонда он был охарактеризован как водонасыщенный, но эта оценка нуждается в дополнительном подтверждении испытанием скважин. Кроме того, в этом объекте (по данным на 1.1 1988 г.) в семи скважинах не вскрыт пласт БС₈, в девяти – БС₈⁰, в 15 – БС₉¹.

Наибольшие осложнения при эксплуатации основных объектов связаны с существенным обводнением продукции добывающих скважин. Заводнение месторождения начато в 1983 г. на ранней стадии разработки, когда из продуктивных пластов было отобрано всего 48,5 тыс. т жидкости. В короткий период была достигнута полная компенсация ее отбора. В ходе дальнейшей разработки компенсация по объектам составляла 101 –151%. С 1983 г. фиксируется обводненность продукции скважины, значительно превышающая проектные величины. В табл. 2 приведены некоторые характеристики разработки основных эксплуатационных объектов (на 1.1 1989 г.), включая текущую обводненность продукции.

При анализе разработки месторождения выделялись две причины быстрого обводнения скважин [1–4]. Одна из них – заколонные межпластовые перетоки воды. Согласно проведенному анализу [1] из 39 исследованных добывающих скважин такие перетоки обнаружены в 19. При изучении нагнетательного фонда перетоки установлены в 17 из 32 скважин. Большинство случаев перетока (10 добывающих и 10 нагнетательных скважин) зафиксировано в интервалах пласта БС₇. Этому способствует наложение в плане месторождения законтурных, водонефтяных и нефтяных зон пластов БС₆, БС₇, БС₈⁰, БС₈ при недостаточном качестве цементных колец.

Второй причиной быстрого обводнения скважин является неоднородность пластов по нефтенасыщенности. На основании оценки нефтенасыщенности по ГИС, литологических исследований, характеристик смачиваемости пород, относительной фазовой проницаемости, кривых капиллярного давления было указано на наличие недонасыщенных нефтью интервалов в пределах пласта БС₁₀² [1, 3]. При этом неоднородность по насыщению отмечается как в разрезе, так и в плане залежи. В коллекторах, недонасыщенных нефтью, наблюдается быстрое продвижение фронта обводнения. Высказывались предположения о возможности поступления в добывающие скважины совместно с нефтью поровой минерализованной воды из недонасыщенных коллекторов, но это предположение пока не подтверждено [3].

Более значимой является еще одна причина быстрого обводнения продукции скважин. Как следует из табл. 2, в предусмотренной технологической схемой сетке скважин соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет около 1:3,4. На практике по основным объектам число добывающих скважин, приходящихся на одну нагнетательную, увеличено в 1,4–1,6 раза, поскольку количество первых увеличено против технологической схемы, а вторых уменьшено. Объем воды, закачиваемой в меньшее число нагнетательных скважин, обеспечивает не только компенсацию, но и перекомпенсацию отбора жидкости вследствие более высокой по сравнению с проектом приемистости скважин. Это приводит к нарушению равномерности охвата пласта заводнением и появлению зон, в которых отбор осуществляется при упругом режиме. Этот факт отмечался в ходе авторского контроля за разработкой. Естественно, что в таких зонах обводненность продукции невысока, но и дебиты скважин ниже проектной величины. В то же время вблизи нагнетательных скважин, в которые закачивается воды в 1,2–2 раза больше, чем предусмотрено, обеспечиваются высокие дебиты при значительной обводненности. Поскольку объем добычи жидкости из таких зон превышает добычу из участков пониженного давления, общие показатели разработки по месторождению свидетельствуют о быстром и значительном обводнении продукции.

О неравномерном заводнении можно судить по широкому диапазону значений статического уровня в насосных скважинах (от 140 до 1128 м). Соответственно меняются и динамические уровни (от 160 до 1312 м). Перепад текущего пластового давления между нагнетательным и центральным эксплуатационным рядами скважин в блоках часто составляет 10 МПа. Малое число фонтанных в общем фонде добывающих скважин также свидетельствует не в пользу оптимального заводнения, заставляя, кроме того, предполагать, что достаточно большая часть воды расходуется на переток в другие пласты. Видимое благополучие с компенсацией отбора закачкой не является показателем эффективности выработки запасов.

Состояние разработки основных объектов в разной степени отличается от проекта. Годовая добыча нефти по пласту БС₇ на 8 %, а накопленная на 14 ниже проектной. Как уже указывалось, запасы пласта не полностью охвачены разработкой. Фонд добывающих скважин в 1,4 раза выше проектного. Судя по приемистости нагнетательных и дебиту жидкости добывающих скважин фактические ФЕС коллектора близки к принятым при составлении технологической схемы. Обводненность продукции скважин в 2,8 раза превышает проектное значение и является основной причиной недостачи в добыче нефти. Негативное влияние разработки объекта на эксплуатацию месторождения в целом невелико и составляет 7 % общего дефицита годовой добычи.

Годовая добыча нефти по объекту БС₈⁰–БС₉² превышает проектную величину на 38, а накопленная – на 6 %. Средний дебит нефти по скважинам немного превосходит проектную величину, а фонд добывающих скважин на 17 % выше проектного. За счет данного объекта компенсируется 13 % недостатка добычи по другим.

Наиболее трудным для разработки является пласт БС₁₀², текущая и накопленная добыча нефти из которого составляют соответственно 46 и 41 % от проектных величин, в то время как обводненность в 4 раза выше проектной. Практически ФЕС пласта оказались хуже, чем принимались при составлении технологической схемы. В этом объекте обводнение продукции скважин наиболее активно влияет на разработку. Доля объекта в дефиците годовой добычи нефти по месторождению составляет 51 %.

Недобор нефти по разрабатываемым объектам в немалой степени определяется большим числом бездействующих скважин (11,9 %) по сравнению с 3,2 % по проекту. Недостаточно эффективно ведется работа с малодебитными скважинами (<5 т/сут). Их число составляет 21 % всего фонда. Более половины из них имеют низкий дебит по технологическим и техническим причинам. К малодебитным по технологическим причинам относятся скважины, обводненные закачиваемой водой или с неправильно подобранным подземным оборудованием. Технические причины включают негерметичность колонны, перетоки, загрязнение забоя осадком или металлическими предметами. Наибольшим числом малодебитных скважин отличается пласт БС₁₀².

величиной влияют: 1) геологические факторы (неоднородность пластов по проницаемости и насыщению, наличие в них заглинизированных зон, ухудшенные фильтрационные свойства пласта БС₁₀², чередование в разрезе скважин нефтенасыщенных и водонасыщенных пластов; 2) нарушение проектных технологических решений (недоосвоение запасов, изменение соотношения фондов нагнетательных и добывающих скважин); 3) технические показатели (межпластовые перетоки, бездействие и малый дебит скважин); 4) стандартный подход к проектированию разработки.

Остановимся подробнее на последнем. При составлении технологической схемы не были учтены особенности строения Суторминского месторождения. В условиях недостаточной детальности изучения залежей (запасы утверждены по категории C₁) следовало проектировать не одновременный ввод всех эксплуатационных объектов, а выделить и разбурить сначала первоочередные наиболее изученные объекты. При их бурении необходимо было предусмотреть вскрытие и доразведку остальных объектов. Тем самым можно было повысить категорийность запасов, уточнить технологическую схему и предупредить ряд расхождений проекта с фактической разработкой.

Задержку в освоении запасов пласта БС₀ также можно было предупредить, предусмотрев в технологической схеме оптимальные мероприятия по разработке двухфазовых залежей.

1. Геологические причины ускоренного обводнения скважин пласта БС₈⁰ Суторминского месторождения / С.В. Архипов, С.В. Дворак, В.П. Сонич, Е.В. Николаева // Геология нефти и газа.– 1988.– № 1.– С. 49–52.
2. Особенности геологического строения Суторминского нефтяного месторождения / Р.Н. Мухаметзянов, Е.В. Красюнов, Р.Э. Халимов и др. // Геология нефти и газа.– 1986.– № 4.– С. 34–88.
3. Причины раннего обводнения нефтяных скважин Суторминского месторождения / Р.Н. Мухаметзянов, Р.Э. Халимов, В.В. Кузнецов, А.А. Бродский // Геология нефти и газа.– 1988.– № 10.– С. 44–47.
4. Халимов Р.Э. Геологические источники и технологические причины обводнения скважин Суторминского месторождения // В кн.: Нефтегазопромысловая геология залежей с трудноизвлекаемыми запасами – М.– 1985.– С. 57–64.

Brief field-geological characteristics of the Sutormmskoye oil field are given. The present state of the development of reserves contained in this field is discussed. It is noted that the actual volume of oil production is below the prognostic value. The main reasons of the decline m oil production and limitations of the initial project for developing reserves are revealed based on the results of the field development analysis. It is also indicated that the amount of oil recovered from the field is small, therefore corrections can be introduced to a designed documentation which would allow us to optimize the development.

Пласты 1 – нефтенасыщенные, 2 – газонасыщенные, 3 – водонасыщенные

Таблица 2 Показатели разработки Суторминского месторождения на 01.01.1989 г.

* В числителе – проектные показатели в знаменателе – фактические