12.1.3. Западно-Сургутское месторождение

В разрезе Западно-Сургутского месторождения выявлено три продуктивных пласта – БС₁, БС_2-3, БС₁₀ (рис. 23, табл. 16) [10,29].

Пласт БС₁ в разрезе большинства скважин представлен преимущественно монолитными песчаниками. Пласты БС₁₀ и БС_2-3 сложены одинаковыми типами пород: неотсортированными песчаниками, алевролитами, глинистыми и карбонатно-терригенными породами. В соответствии с литологической характеристикой пласт БС₁ отличается лучшими коллекторскими свойствами, высоким коэффициентом песчанистости и наименьшей расчлененностью (k_пч=0,86; k_р=1,9). Наименьший коэффициент песчанистости (k_пч=0,68) и наибольшая расчлененность присущи пласту БС₁₀, который к тому же наименее выдержан по площади.

Таблица 16

Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов Западно-Сургутского нефтяного месторождения

Параметр	Продуктивный пласт
	БС,	БС 2-3	БС10
Общая мощность, м	2-16,4	3-22	1,6—38,4
Эффективная мощность, м	6,14	16,47	9,069
Начальная отметка ВНК, м	-2014	—2014	-2272
Проницаемость по керну, мД	767	369,5	72,9
Проницаемость по гидродинамическим исследованиям, Д	1,02	0,680	0,126
Гидропроводность, Д*см/сП	115-129	107-160	25-35
Коэффициент продуктивности, м3/(сут • кгс/см3)	5,95	4,93	1,55
Расстояние между пластами, м	—	0—15	200-220
Песчанистость	0,83	0,8	0,68
Расчлененность	2,0	2,9	3,3
Плотность нефти в пластовых условиях, г/сма	0,836	0,833	0,830
Вязкосгь нефти в пластовых условиях, сП	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
Соотношение площадей в пределах внешних контуров нефтеносности, %	95	41	100
Глубина залегания пластов, м	1976—2108	2050—2060	2270—2325
Соотношение запасов нефти, %	38	26	36

Нефти пластов БС₁ и БС_2-3 Западно-Сургутского месторождения сходны по физико-химическим свойствам. Нефть пласта БС₁₀ отличается меньшей вязкостью и большой сернистостью. Коэффициенты продуктивности по пласту БС₁ изменяются от 2,4 до 14,35 т/(сут*кгс/см²), по пласту БС_2-3 — от 2,4 до 8,5 т/(сут*кгс/см²), по пласту БС₁₀ — от 0,35 до 6,2 т/(сут*кгс/см²). Наибольшей про­дуктивностью характеризуется пласт БС₁. Наибольшая гидропроводность и проницаемость также установлены для пласта БС₁.

Площади нефтеносности продуктивных пластов Западно-Сур­гутского месторождения в плане перекрывают друг друга. Наибольшую площадь имеет пласт БС₁₀. Площадь залежи пласта БС₁ составляет 95%' от площади залежи пласта БС₁₀, а пласта БС_2-3 — 41%. Следовательно, наибольшее совпадение площадей нефтеносности имеют пласты БС₁ и БС₁₀. Запасы нефти в пласте БС₁ составили 38%, в пласте БС_2-3 — 26%, в пласте БС₁₀ — 36% от суммарных извлекаемых запасов нефти месторождения.

Таким образом, разница между продуктивными пластами, особенно между верхними (БС₁; БС_2-3) и нижними (БС₁₀), значительная.

В 1966 г. во ВНИИ была составлена технологическая схема разработки, согласно которой пласты БС₁ и БС_2-3 объединились в один эксплуатационный объект, а пласт БС₁₀ должен был экс­плуатироваться в той же системе скважин одновременно-раздель­но с объектом БС₁ + БС_2-3. Эксплуатационный объект БС₁ + БС_2-3 проектировалось разбу­ривать по пятирядной системе расположения эксплуатационных скважин с применением внутриконтурного и законтурного завод­нения [35].

В 1968г. институтом Гипротюменнефтегаз была составлена технологическая схема разработки горизонта БС₁₀, имеющего сложное строение. В ней предусматривалась эксплуатация пласта БС₁₀ совместно с пластами БС₁ и БС_2-3. Центральная комиссия по разработке в апреле 1969 г. утвердила эту схему и одновременно внесла изменения в ранее составленную технологическую схему разработки пластов БС₁ и БС_2-3. Было принято решение об отказе от законтурного заводнения, о дополнительном разрезании север­ного и южного участков и переходе в этих районах к трехрядной системе расположения скважин [35].

Рис. 23. Геологический разрез Западно-Сургутского месторождения по линии скв. 261-162. Составил В.Г. Каналин

1- глинистые породы; 2- нефтенасыщенный песчаник; 3- водонасыщенный песчаник; 4- алевролиты

Таким образом, все продуктивные пласты Западно-Сургутского месторождения оказались объединенными в один эксплуатацион­ный объект. При этом на месторождении имеются скважины, экс­плуатирующие каждый из пластов отдельно, а также совместно пласты БС₁ + БС_2-3, БС₁ + БС₁₀ и БС_2-3 + БС₁₀, что создает бла­гоприятные условия для анализа эффективности разработки эксплуатационного объекта в целом. Состояние разработки объекта БС₁ + +БС_2-3 + БС₁₀ характеризуется следующим.

Наибольшую долю в объеме общей годовой добычи за весь пе­риод разработки дает пласт БС₁ (60%—в 1965г., 54,7% - в 1974 г.). Средний темп отбора нефти из пласта БС₁ за пять лет (1972 - 1976 гг.) был в 2 раза больше, чем из пласта БС_2-3, и в 3 раза больше, чем из пласта БС₁₀. Из приведенных данных видно, что верхний пласт БС₁ вырабатывается в 2 раза

быстрее, чем нижележащие. Отставание темпа добычи из пласта БС_2-3 связано с наличием значительной водонефтяной зоны, а из пласта БС₁₀ — с замещением его глинистыми породами и большим количеством малодебитных скважин. Влиянием закачки в пласт БС₁ охвачено 86% зоны эксплуатации, в пласт БС_2-3 - 89%, в БС₁₀ —80%. Текущий коэффициент нефтеотдачи в заводненной зоне составил по пласту БС₁—0,46—0,57, по пласту БС_2-3 -0,28 - 0,36, по плас­ту БС₁₀ —0,13—0,27 [166]. По пластам БС₁ и БС_2-3 проектный уровень добычи нефти значительно превышен, что обусловлено интенсификацией разработки этих пластов. По горизонту БС₁₀ фактическая добыча все еще отстает от проектной, что обусловлено низкой литолого-коллекторской характеристикой пласта и соответ­ственно низкой продуктивностью скважин, а также недостаточно эффективной системой разработки. На дату анализа разработки уже имела место обводненность добываемой нефти, основной рост которой наблюдался в пласте БС₁ (1971 г.— 8,5%, 1972 г.— 12,8%). В этом пласте ввиду высоких темпов отбора нефти и боль­шой скорости продвижения закачиваемых вод (254 - 480 м/год) фронт закачки на многих участках достиг первого эксплуатацион­ного ряда.

В пластах БС_2-3 и БС₁₀ обводнение фиксируется лишь в единич­ных случаях в результате продвижения контура нефтеносности и подтягивания подошвенных вод. Интересно отметить, что при обводнении пласта БС₁ происходит уменьшение депрессии, при ко­торой эксплуатируются скважины, и прекращение фонтанирования пласта БС₁₀, хотя пласт БС₁ продолжает работать, т.е., опережающее обводнение верхнего пласта отрицательно сказывается на работе нижнего [10, 35].

Анализ результатов исследований скважин дебитомерами и рас­ходомерами показывает, что отдают нефть и принимают воду, как правило, подошвенные части пластов, причем работающие мощ­ности пласта БС₁ в эксплуатационных и нагнетательных скважи­нах соответственно равны 65 и 38%, пласта БС_2-3 — 46 и 57%, пласта БС₁₀ — 24 и 37%. Исследования скважин, совместно экс­плуатирующих пласты БС₁ и БС₁₀, БС_2-3 и БС₁₀, показывают, что пласт БС₁₀ в таких условиях фактически не работает или работает не во всех скважинах.

Таким образом, анализ разработки эксплуатационного объекта БС₁+ БС_2-3+БС₁₀ показывает, что наблюдается неравномерная выработка запасов нефти из продуктивных пластов как по площа­ди, так и по разрезу. Это вызвано значительной неоднородностью пластов, их различной литолого-физической характеристикой, зна­чительной разницей в глубинах залегания. Характер выработки пластов БС₁₊₂₊₃ значительно отличается от характера выработки пласта БС₁₀, что, вероятно, свидетельствует о неправильном при­общении нижнего горизонта к верхним пластам. Следовательно, объединение пластов БС₁+БС_2-3 +БС₁₀ в один эксплуатацион­ный объект было проведено неправильно.