К оглавлению журнала

 

УДК 55 622 276(571 12)

© КОЛЛЕКТИВ АВТОРОВ, 1990

Строение и состояние разработки Суторминского месторождения нефти

Р.И. МЕДВЕДСКИЙ, К.В. СВЕТЛОВ(ЗапСибНИГНИ), А.М. БРЕХУНЦОВ, Ю.А. ТРЕНИН (Главтюменьгеология)

Суторминское месторождение расположено на севере Среднеобской НГО. Слагающие его залежи нефти связаны с группой малоамплитудных локальных поднятий, осложняющих более крупное Коллективное куполовидное поднятие, которое соподчинено с Северо-Сургутской моноклинально. Локальные поднятия, выделяемые по отражающему горизонту Б, выполаживаются вверх по разрезу (Пульпуяхское, Северо-Пульпуяхское, Коллективное и Харучейское). Большинство этих поднятий по неокомским пластам сливаются в одну меридионально ориентированную структуру и только Коллективное несколько обособлено и находится юго-западнее от нее.

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 АВ2-3 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.

Проведенный анализ показывает, что на снижение добычи нефти по сравнению с проектной

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.

Чередование в разрезе скважин водо- и нефтенасыщенных пластов было известно в результате проведенных геологоразведочных работ. Повышенную вероятность межпластовых перетоков воды по заколонному пространству также следовало учесть в технологической схеме. Для этих целей предусматриваются установка заколонных пакеров между близко расположенными разнонасыщенными пластами, перфорация продуктивных пластов залпами пониженной мощности или гидропескоструйная перфорация, повышенная требовательность к качеству цементного кольца.

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

В заключение отметим, что в этих условиях еще нет оснований для пересмотра запасов, однако накоплено достаточно данных для приведения технологической схемы в полное соответствие с выявленными особенностями месторождения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  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.

Abstract

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.

Таблица 1 Характеристика основных пластов Суторминского месторождения на дату подсчета

Показатели

БС7

БС91

БС101

БС102

БС11

Эффективная нефтенасыщенная толщина, м

8,7

2,84

3,47

5,29

3,6

Песчанистость

0,635

0,310

0,250

0,420

0,290

Нефтенасыщенность

0,59–0,66

0,58–0,60

0,57–0,58

0,57–0,65

0,51–0,57

Проницаемость, мкм2

0,104

0,0478

0,0255

0,0758

0,036

Пластовое давление, МПа

24,1

25,2

25,2

26,4

25,7

Характеристика нефти:

         

плотность, г/см3

0,850

0,854

0,850

0,853

0,850

вязкость, мПа·с

1,74

2,02

1,29

1,36

0,95

содержание парафина, %

4,2

2,58

3,2

2,9

2,7

газовый фактор, м3

48

50

52

52

52

давление насыщения, МПа

9,4

10,5

10,0

10,2

12,7

Поперечный профиль Суторминского месторождения.

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

Таблица 2 Показатели разработки Суторминского месторождения на 01.01.1989 г.

Показатели

БС7

БC80 - БС92

БС102

Месторождение

Доля в годовой добыче нефти, %

27/37

13/26

35/28

Доля в накопленной добыче нефти, %

29/40

13/22

35/33

Компенсация отбора жидкости (текущая), %

115 116,3

115/150

115/120,7

115/126

Обводненность продукции, %

13,2/37,5

20,8/32,9

11,7/49,2

15/38,9

Средний дебит добывающей скважины, т/сут:

       

по нефти

42,4/27,7

17,2/19,9

37,5/16,0

27,8/21,6

по жидкости

48,8/48,2

21,7/29,7

42,5/31,4

32,7/35,4

Средняя приемистость нагнетательных скважин, м3/сут

210,6/237,7

195,1/238,2

190/263,3

141/257,2

Соотношение действующих нагнетательных и добывающих скважин

1/2,8

1/4,1

1/3,5

1/5,1

1/3,4

1/4,9

1/3,4

1/5,5

* В числителе проектные показатели в знаменателе фактические