25.2.3. Западно-Сургутское нефтяное месторождение

Западно-Сургутское месторождение расположено на Сургутском своде. В разрезе месторождения установлены три ос­новные залежи в продуктивных пластах БС₁, БС_2-3, БС₁₀. Геолого-промысловые особенности их изучались на стадии проектирова­ния разработки на основе лабораторных анализов керна, отбора проб нефти и газа, геофизических, гидродинамических и геолого­-промысловых методов исследования. Интерпретация получаемой информации проводилась на основе количественной оценки и изучаемых геолого-промысловых признаков, а также путем построения различных схем и карт, характеризующих строение продуктивных пластов. Полученная в результате комплексной обработки проводимых исследований геолого-промысловая пла­стов приведена в табл. 52.

Пласт БC₁ представлен монолитными песчаниками, характеризуется лучшими коллекторскими свойствами, высоким коэффи­циентом песчанистости (К_п=0,86) и низким коэффициентом рас­члененности (К_р=1,9). Значения проницаемости по образцам кер­на в среднем составляют 0,767 мкм², а по материалам гидродина­мических исследований 1,020 мкм². Коэффициент продуктивности колеблется от 24 до 143,5 т/(сут*мПа), а дебиты нефти варьируют от 52 до 170 т/сут. Физико-химические свойства нефти здесь не­сколько хуже, чем из нижележащих пластов; в пластовых условиях плотность нефти составляет 0,830 г/см³, а вязкость — 5,0 мПа*с.

Нижележащий пласт БС_2-3 представлен неоднородными песча­никами, алевролитами, глинами, аргиллитами. На отдельных участ­ках площади зональные интервалы пластов БC₁ и БС_2-3 сливаются между собой, образуя единый пласт. Коэффициент расчлененности песчаников достигает 2,9. Коллекторские свойства песчаников этого пласта несколько хуже по сравнению с вышележащим пластом, например, проницаемость по образцам керна составляет 0,370 мкм² по результатам гидродинамических исследований 0,680 мкм². Гидропроводность колеблется от 107 до 160 мкм²*см/(мПа*с), а коэффициент продуктивности – от 24 до 85 т/(сут*мПа). Дебит нефти достигает 140-155 т/сут, нефть по своим товарным свойствам несколько лучше нефти из залежи вышележащего пласта.

Таблица 52

Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов Западно-Сургутского нефтяного месторождения

Параметр	Продуктивный пласт
	БС1	БС2-3	БС10
Общая толщина, м	2 – 16,4	3 – 22	1,6 – 38,4
Эффективная толщина, м	6,14	16,47	9,069
Начальная отметка ВНК, м	-2014	-2014	-2272
Проницаемость по керну, мкм2	0,767	0,3695	0,0729
Проницаемость по гидродинамическим исследованиям, мкм2	1,02	0,680	0,126
Гидропроводность, мкм2*см/(мПа*с)	15 – 129	107 – 160	25 – 35
Коэффициент продуктивности, м3/(сут*МПа)	59,5	49,3	15,5
Расстояние между пластами, м	-	0 – 15	200 – 220
Коэффициент песчанистости	0,83	0,8	0,68
Коэффициент расчлененности	2,0	2,9	3,3
Плотность нефти в пластовых условиях, г/м3	0,836	0,833	0,830
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	5,0	5,0	3,7
Газовый фактор, м3/т	43,5	38,5	48,6
Дебиты нефти, т/сут	52,1 – 177	85 – 156,6	1,2 – 50
Глубина залегания пластов, м	1976 - 2108	2050 – 2060	2270 – 2325

Пласт БС₁₀ залегает в нижней части валанжин-готеривского нефтегазоносного комплекса, представлен весьма неоднородными песчаниками и алевролитами, которые взаимозамещаются по площади и разрезу глинистыми породами. Коэффициент песчанистости описываемого пласта характеризуется весьма низкими значениями (0,68), коэффициент расчлененности песчаников достигает 3,3. В составе пласта выделяются три зональных интервала БС¹₁₀, БС²₁₀, БС³₁₀. Проницаемость песчаников по лабораторным анализам керна достигает всего 0,073 мкм², по гидродинамическим исследованиям – 0,126 мкм². Гидропроводность описываемых отложений от 25 до 35 мкм²*см/(мПа*с), коэффициент продуктивности от 3,5 до 62 т/(сут*Мпа), что определяет и низкие дебиты нефти. Свойства нефти характеризуются большей сернистостью и меньшей вязкостью (вязкость ее в пластовых условиях составляют 3,7 мПа*с).

Анализ геолого-промысловых особенностей залежей продуктив­ных пластов БС₁, БС_2-3, БС₁₀ показал, что коллекторские свойства ухудшаются вниз по разрезу, площади залежей пластов БC₁ и БС₁₀ почти одинаковы, площадь нефтеносности залежи пласта БС_2-3 более чем в 2 раза меньше площади залежи нижнего пласта. За­пасы нефти в пластах БС₁ и БС₁₀ почти одинаковы, меньшие запасы сосредоточены в пласте БС_2-3. Следовательно, разница геолого-­промысловых характеристик описываемых пластов весьма значи­тельна, особенно между верхним (БC₁) и нижним (БС₁₀) продук­тивными пластами.

Комплексное обобщение всех геолого-промысловых материалов на стадии проектирования разработки позволило составить тех­нологические схемы разработки залежей продуктивных пластов. Так, в 1966 г. институтом ВНИИнефть была составлена техноло­гическая схема разработки, которая предусматривала объединение залежей пластов БC₁ и БС_2-3 в единый эксплуатационный объект, разбуривание которого добывающими скважинами планировалось производить по пятирядной системе с применением как внутриконтурного, так и законтурного заводнения. Кроме того этот про­ектный документ предусматривал осуществлять эксплуатацию за­лежи пласта БС₁₀ одновременно с верхним объектом эксплуата­ции БC₁+БС_2-3. В 1968 г. институтом Гипротюменнефтегаз была составлена технологическая схема разработки залежи пласта БС₁₀, согласно которой его следовало эксплуатировать совместно с пла­стами БС₁ и БС_2-3. Центральная комиссия по разработке утвер­дила этот документ и внесла ряд изменений в ранее составленную технологическую схему разработки верхних пластов БC₁ и БС_2-3. Например, было принято решение об отказе от законтурного за­воднения, а также о дополнительном разрезании северного и юж­ного участков площади и создания здесь трехрядной системы раз­мещения добывающих скважин. Таким образом, все три пласта оказались объединенными в один объект эксплуатации БC₁+БС_2-3+БС₁₀.

Бурение добывающих и нагнетательных скважин, промышлен­ная эксплуатация многопланового эксплуатационного объекта БС₁+БС_2-3+БС₁₀ позволили обобщить геолого-промысловую ин­формацию и произвести анализ состояния разработки всех зале­жей нефти. Геолого-промысловая информация была получена ме­тодами, основанными на изучении залежей нефти прямыми, геофизическими, гидродинамическими методами, с помощью глубин­ных дебитомеров и расходомеров, методов, позволяющих получать информацию на основе анализа эксплуатации добывающих и на­гнетательных скважин, геолого-промысловых методов. Обобщение и интерпретация всей информации осуществлялась на основе как качественной, так и количественной оценки изучаемых геолого-про­мысловых материалов (особенно неоднородности), построения раз­личных схем, карт, разрезов.

Неоднородность продуктивных пластов изучалась статистиче­скими методами (табл. 53).

Таблица 53