12.1.6. Самотлорское нефтегазовое месторождение

В разрезе месторождения выделены следующие продуктивные пласты: АВ₁, АВ_2-3, АВ_4-5, АВ₆, АВ₈, БВ₀, БВ⁰₈, БВ₈, БВ⁰₁₀, БВ₁₀, БВ₁₂, Ю₁. Основными из них являются пять пластов – АВ³₁, АВ_2-3, АВ_4-5, БВ₈, БВ₁₀ (рис. 33, табл. 19) [10, 24, 29, 35].

П

Рис. 33. Геологический разрез Самотлорского месторождения.

Составили В.Г. Каналин, В.Г. Нестеров

1- газонасыщенный песчаник; 2-нефтенасыщенный песчаник; 3- водонасыщенный песчаник; 4- алевролиты; 5- несогласное залегание; 6- плотные породы

ласт АВ₁ представлен глинистыми, слабоотсортированными песчаниками и алевролитами, которые резко отличаются от всех продуктивных пластов. Пласт можно разделить на три пачки АВ¹₁, АВ²₁, АВ³₁, две верхние из-за значительной неоднородности получили название «рябчик». Пласт АВ₁ характеризуется плохими коллекторскими свойствами, минимальным коэффициентом песчанистости (0,54), максимальной расчлененностью (k_р=10,7).

Таблица 19

Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов Самотлорского месторождения

Параметр	Продуктивный пласт
	АВ1	АВ2-3	АВ4-5	БВ08	БВ8	БВ010	БВ10
Эффективная мощность, м	0-50,4	3,6-32,2	6,2-45,8	1,2-11,2	12,2-28,8	1,2-44	0-26
Начальная отметка ГНК, м	—1610÷ —1611	—1610	—1612	—	—	—	—
Начальная отметка ВНК, м	—1675÷ —1698	—1680÷ —1694	—1685÷ —1688	—2072÷ —2076	—2071÷ —2031	—2192÷ —2203	—2143÷ —2160
Проницаемость, мД: по керну	343-709	494	914	115	265-527	107	170
по индикаторным кривым	924	351	515	397	608	—	441
по КВД	352	360	904	625	585	—	176
Гидропроводность, Д*см/сП	198-224	318-520	353-829	185-302	1057-1090	—	133-369
Песчанистость	0,54	0,35	0,44	0,37	0,64	—	0,37
Расчлененность	10,7	7,1	4,7	8,3	6,2	—	8,3
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3	0,775	0,775	0,788	0,748	0,768	0,755	0,749
Вязкость нефти в пластовых условиях, сП	1,83	1,42	2,35	1,05	1,0	0,98	1,07
Начальное пластовое давление, кгс/см2	172	172	172	208	213	216	216
Давление насыщения, кгс/см2	110	118	134,8	107	107	102	102
Дебиты нефти, т/сут (при щтуцере 8мм)	130-187	200	120-142	90-170	100-300	30-120	45-135
Коэффициент продуктивности, т/(сут*кгс/см2)	9,18	7,6	11,3	10,94	27,9	—	8,2
Удельный коэффициент продуктивности, т/(сут(кгс/см2)*м)	0,342	0,244	0,806	2,27	1,49	—	1,03
Вязкость воды в пластовых условиях, сП	0,5	0,48	0,5	0,4	0,4	0,5	0,5
Относительная вязкость	3,64	2,70	4,82	2,08	1,89	1,67	1,84
Газовый фактор, м3/т	87	93	72	100	95	83	94
Соотношение площадей в пределах внешних контуров нефтеносности, %	26,5	19,0	8,55	15,35	15,53	5,13	8,15

Ниже­лежащие пласты сложены примерно одинаковыми типами пород: более отсортированными песчаниками, алевролитами, глинами, известковистыми песчаниками и алевролитами. Изучение фильтра­ционных и емкостных свойств пород произведено по 22623 определениям. Наилучшими коллекторскими свойствами и наиболь­шей эффективной мощностью характеризуются пласты АВ_4-5 и БВ₈, Наибольшая неоднородность пород установлена в пластах АВ₁ и БВ₁₀.

Наибольшие дебиты нефти получены из пласта БВ₈, минималь­ные — из глинистой части пласта АВ₁. Нефти всех продуктивных пластов сходны по физико-химическим свойствам и характеризу­ются высоким содержанием легких фракций и обычно небольшой плотностью (от 0,83 до 0,88г/см³).

В целом по месторождению наблюдается улучшение физико-химических свойств нефти с глубиной. Наихудшими свойствами обладает нефть пластов АВ₁ и АВ_4-5.

Наибольшие коэффициенты продуктивности установлены в пла­стах АВ_4-5 и БВ₈, наименьшие — в пласте АВ_2-3. Максимальная гидропроводность зафиксирована в пласте БВ₈ (1090 Д*см/сП), минимальная — в пласте БВ₁₀. Наиболее близкие параметры наб­людаются в пластах АВ₁ и БВ⁰₈.

Все площади нефтеносности залежей в плане перекрывают друг друга. Наибольшая площадь нефтеносности зафиксирована по пласту АВ₁ (см. табл. 19). Одинаковые или почти одинаковые пло­щади зафиксированы по пластам БВ⁰₈ и БВ₈, ВБ⁰₁₀ и БВ₁₀. Отно­шение площади газоносности к площади нефтеносности по пласту АВ₁ составляет 41,8%, по пласту АВ₂ — 13,9%, по пласту АВ_4-5 — 2,79%. Максимальные запасы нефти сосредоточены в пласте БВ₈ и пластах группы А.

В залежах продуктивных пластов фиксируется упруговодонапорный режим. В пластах группы А имеются газовые шапки. В пласте АВ₁ наблюдается смешанный режим — упруговодонапорный, газовой шапки и растворенного газа.

Таким образом, все вышеизложенное говорит о том, что выде­ление в разрезе Самотлорского месторождения эксплуатационных объектов связано с большими трудностями. Главные из них: зна­чительная неоднородность пластов, различия в литологии, в коллекторских свойствах и свойствах нефти, наличие газовых шапок, различные соотношения запасов нефти в пластах и т. д.

В 1969 г. во ВНИИ была составлена технологическая схе­205о разработки первоочередного участка с выделением двух бло­ков, в пределах которых планировалось трехрядное расположение эксплуатационных скважин. Схемой предусматривалось выделение двух эксплуатационных объектов: объект А — залежи пластов АВ_2-3+АВ_4-5, объект Б — залежи пластов БВ₈+БВ₁₀- Эксплуата­ция залежей в объекте совместная. Обоснование выделения эксп­луатационных объектов было сделано очень приблизительно.

Анализ разработки этих объектов показал, что выработка пла­стов весьма неравномерная. В объекте А наибольшую долю добы­чи нефти дает пласт АВ_4-5, а в объекте Б — пласт БВ₈. По этим же пластам наблюдается наибольшее влияние закачиваемой воды. Темп отбора нефти по пластам также весьма неравномерный.

При этом было отмечено, что при совместной эксплуатации пластов (АВ₁+АВ_2-3; АВ_2-3+АВ₄^_₅; БВ₈ + БВ₁₀) коэффициенты продуктивности снижаются на 25—40%, по сравнению с суммар­ным коэффициентом продуктивности раздельно эксплуатируемых пластов. Учет этих материалов, а также дальнейшее развитие представлений о геолого-промысловом строении отдельных пластов и в целом месторождения, производительности скважин, анализ критериев выделения эксплуатационных объектов позволили в принципиальной схеме разработки Самотлорского месторождения (утверждена 27/IV 1972 г.) выделить уже четыре эксплуатацион­ных объекта: залежь пластов АВ_2-3; залежь пластов АВ_4-5 с пере­ходом к периферии на АВ₁ (в зоне за внешним контуром нефте­носности АВ_4-5 и внешним контуром газоносности АВ₁); залежь пласта БВ₈; залежь пласта БВ₁₀ [35].

Принципиальная схема предусматривала разбуривание всей площади месторождения, кроме двух южных блоков, которые пла­нировалось ввести в разработку согласно технологической схеме в 1969 г. Каждый эксплуатационный объект намечалось разре­зать на отдельные блоки рядами нагнетательных скважин. В пре­делах каждого блока проектировалось пятирядное расположение эксплуатационных скважин, нагнетательные скважины должны бы­ли буриться самостоятельно на каждый эксплуатационный объект. Кроме того, планировалось скважины, пробуренные на пласт БВ₈, углублять до пласта БВ₁₀, а скважины на пласт АВ_2-3 — до пласта АВ_4-5 с целью контроля разработки, а при необходимости и последующего возврата.

Таким образом, на Самотлорском месторождении сложились две системы расположения эксплуатационных скважин: два блока с трехрядным а остальные с пятирядным расположением эксплуа­тационных скважин. На небольшой площади месторождения в пре­делах двух блоков с трехрядным расположением эксплуатацион­ных скважин выделено два эксплуатационных объекта –А и Б. На всей остальной площади выделено четыре эксплуатационных объекта: залежь пласта АВ_2-3, залежь пласта АВ_4-5, залежь пла­ста БВ₈, залежь пласта БВ₁₀. В сложившейся ситуации удобно сравнить эффективность разработки эксплуатационных объектов. Коротко остановимся на текущем состоянии разработки эксплуа­тационных объектов по состоянию на 1/I 1977 г. [35].

Эксплуатационный объект АВ_2-3 в это время еще разбуривался эксплуатационными и нагнетательными скважинами, поэтому мак­симальный проектный уровень добычи нефти еще не был достиг­нут. Фактическая обводненность продукции составляла 1,5%, тем­пы разработки объекта примерно на 0,15—0,20% выше проектных. Выработка запасов по площади и по разрезу несколько неравномерная, увеличение перепадов давлений между эксплуатационны­ми и нагнетательными скважинами (что планируется) может при­вести к весьма большим потерям нефти. Предварительный анализ разработки данного объекта свидетельствует о правильности его выде­ления.

Эксплуатационный объект АВ_4-5 также еще разбуривался, при­чем большая часть скважин попала в водонефтяную зону. Обвод­ненный фонд составил более 30%, а количество воды в продукции достигло 7—8%. Фактические отборы нефти более чем в 2 раза ниже проектных. Пластовое давление понижалось очень незначи­тельно по сравнению с первоначальным. Наблюдалась некоторая неравномерность выработки запасов по площади и по разрезу объекта. Обращает на себя внимание некоторое несоответствие систем разработки в подгазовой и в водонефтяной частях залежи. В целом же может быть сделан вывод о правильности выделения данной залежи в самостоятельный объект эксплуатации.

На эксплуатационный объект —залежь пласта БВ₈ пробурено около 45% эксплуатационных скважин. Фактический отбор нефти достиг 65% проектного уровня, обводненность продукции — 4,5—5%. Пластовое давление в зоне отбора понизилось на 10— 11 кгс/см², а в зоне заводнения – на 50—70 кгс/см². Пласт БВ₈ делится на четыре зональных интервала БВ⁰₈, БВ¹₈, БВ²₈, БВ³₈, которые при совместной эксплуатации вырабатываются край­не неравномерно. Анализ исследований глубинными дебитомерами показывает, что пласты БВ⁰₈ и БВ³₈ в работу не вступа­ют, причем такая картина наблюдается в 50—60% скважин. Сле­довательно, в целом не вырабатывается до 45—50% мощности объекта, а соответственно, и его запасов.

Таким образом, выделение залежи пласта БВ₈ в самостоятель­ный эксплуатационный объект было неправильным. Этот вывод подтверждается и предложением СибНИИНП разделить его на 2—3 более мелких объекта эксплуатации. Иными словами, круп­ный однопластовый объект разукрупнен на ряд более мелких эксплуа­тационных объектов.

Эксплуатационный объект — залежь пласта БВ₁₀ также только вводился в разработку. Отборы нефти здесь в 1,5—2 раза превы­шали проектные показатели. Обводненность продукции достигла 4,5%. Пластовое давление в зоне отбора было на 15—20 кгс/см² ниже проектного. Выработка запасов нефти по объекту также не­равномерная. Из трех зональных интервалов БВ¹₁₀, БВ²₁₀, БВ³₁₀ по данным глубинных дебитомеров наименьшее количество нефти отдает пласт БВ²₁₀, т.е. по нему отмечается наименьшая выработка запасов нефти. Можно отметить правильность выделения данного эксплуатационного объекта, следует лишь наметить более четкие и правильные меры по вовлечению пласта БВ²₁₀ в разработку.

Таким образом, в целом по месторождению выделение объектов эксплуатации сделано правильно, лишь по некоторым из них тре­буется ввести коррективы (например, в систему разработки зале­жей пластов АВ_4-5, БВ₁₀ горизонта БВ₈, где при совместной эксп­луатации всех четырех пластов обычно в «работу» не вступают пласты БВ⁰₈ и БВ³₈).