В нижнемеловых отложениях Уренгойского месторождения нефтяные залежи в виде оторочек и подушек содержатся в пластах БУ₈⁰, БУ₈, БУ₉, БУ_10-11, БУ₁₂¹, БУ₁₁¹, БУ₁₄¹ и БУ₁₄². Из общего объема геологических основные запасы сосредоточены в горизонте БУ_10-11, что сравнимо с запасами одного из крупнейших месторождений Западной Сибири – Лянторского, на котором нефтеносными являются пласты АС_9-11. Имеется много общих признаков, объединяющих залежи нефти в названных пластах, которые можно использовать для оценки извлекаемых запасов в пластах БУ_10-11 на основе уже накопленного опыта разработки Лянторского месторождения.

В пределах Северного купола (СК) и Центральной приподнятой зоны (ЦПЗ) горизонт БУ_10-11 рассматривается как единый подсчетный объект с одной газовой шапкой, а в пределах Южного купола (ЮК) разделяется глинистой перемычкой на пласты БУ₁₀ и БУ₁₁ со своими газовыми шапками (рис. 1, а). Нефтенасыщенные толщины в скважинах СК и ЦПЗ изменяются от 0,8 до 16, в скважинах ЮК пласта БУ₁₀ – от 0,8 до 15,8, БУ₁₁ – от 2 до 20,8 м. По площади СК и ЦПЗ уровень ГНК составляет –2778,5±4,5 м, ВНК –2796±10 м, высота залежи при этом 102 м, в том числе газовой шапки 84 м. Залежь по типу пластово-массивная с обширной водонефтяной зоной. Пласт БУ₁₀ по отметкам контактов продолжает на ЮК залежь СК и ЦПЗ. Высота залежи 122 м, в том числе газовой шапки 95. Залежь пластовая сводовая. Самостоятельность залежи в пласте БУ₁₁ в пределах ЮК подтверждается различием в уровнях ГНК и ВНК. ГНК прослеживается на уровне –2800 м, ВНК, исключая экстремальные значения, уверенно следится в залежи на уровне –2820 ё –2824 м. Высота залежи 90 м, в том числе газовой шапки 66.

Коллектор горизонта БУ_10-11 по проницаемости относится в основном к IV классу, однако некоторые участки отличаются высокой продуктивностью. Общая площадь таких участков по БУ_10-11 достигает 50 %, для них характерны фонтанные дебиты скважин. По этим же признакам пласты АС₉ и AC₁₀ рассмотрены на рис. 1, б.

В пласте АС₉ уровень ВНК изменяется в широких пределах. На собственно Лянторской структуре контакт отбивается на отметках около –2050 м. ГНК в целом по залежи прослеживается на уровне –2030 ё –2035 м. Высота нефтяной части 8,4–24 м, газовой 35,2–56,5.

Для залежи пласта АС₁₀ характерно наличие обширных газонефтяных и водонефтяных зон. По большинству скважин ВНК проведен по отметке –2050 м. ГНК находится на уровне –2031 ё –2035 м. В большинстве скважин эффективная толщина пласта составляет 15–20 м. Пласт в основном монолитен или расчленен в кровельной части.

Пласты АС_9-10 Лянторского месторождения имеют высокие ФЕС. Дебиты нефти по разведочным скважинам достигают 106 м³/сут на 7-мм штуцере, а в среднем по АС₉ – 38 и АС₁₀ – 55 м³/сут. Начальные дебиты нефти эксплуатационных скважин 8,2 т/сут отмечаются в краевых участках, с которых началось разбуривание, и увеличиваются в 4–5 раз в сводовых частях.

Близость строения горизонта БУ_10-11 и пластов АС_9-11 иллюстрируется их разрезами (см. рис. 1, а, б). При установлении аналогии важно выявить перечень основополагающих факторов, по которым можно было бы сравнивать рассматриваемые объекты с целью изучения потенциальных добывных возможностей. При разработке нефтегазовых залежей с поддерживанием пластового давления закачкой воды такими характеристиками являются: доля бесконтактных относительно газа и воды запасов нефти, доля контактных запасов газа и воды, гидропроводность пласта, давление насыщения нефти газом и другие, указанные в табл. 1.

Как следует из табл. 1, нефтенасыщенные толщины сравниваемых пластов почти одинаковы, проницаемость их, хотя и различна, но по основному комплексному параметру kh/m фильтрационная характеристика БУ_10-11 несколько выше. Как следствие, начальные дебиты скважин этого пласта имеют более высокие значения, благодаря чему эта залежь была бы давно введена в разработку, если бы находилась в районе деятельности Главтюменнефтегаза.

Практика разработки нефтегазовых залежей показывает, что серьезное влияние на технологические показатели оказывает величина давления насыщения нефти газом, а вернее, разница между пластовым давлением и давлением насыщения. По этому параметру исследуемые объекты так же близки, как и по пластовому давлению, если привести его к одной отметке (см. табл. 1). При оценке добычных возможностей нефтегазовых залежей специалисты часто оперируют понятием относительного размера газовой шапки, под которым подразумевают отношение запасов газа категорий А, В, C₁, С₂ к запасам нефти. Этот показатель для пласта БУ_10-11 согласно табл. 1 несколько превышает аналогичный показатель для АС₉ и АС₁₀, оставаясь величиной одного порядка. Построенная зависимость утвержденных в ГКЗ СССР коэффициентов извлечения нефти (КИН) при разработке нефтегазоносных месторождений с заводнением показывает, что возрастание относительного размера газовой шапки приводит к уменьшению нефтеотдачи (рис. 2). При выявлении этой зависимости были использованы данные по пластам АС_9-10 Лянторского и БУ_8-9 Ен-Яхинского месторождения, для которых КИН составляет 35–37 и 31 % соответственно. Ен-Яхинское месторождение представляет ценность для сравнения еще и потому, что расположено несколько севернее Уренгойского и имеет близкие к нему характеристики (см. табл. 1). На основе указанной зависимости (см. рис. 2) для пласта БУ_10-11 при условии заводнения КИН должен быть равен 30 %. Очевидно, эта оценка является заниженной, поскольку влияние размеров газовой шапки наиболее заметно может ощущаться только для однородных монолитных пластов, как, например, горизонт IV Анастасьевско-Троицкого нефтегазового месторождения. В таких пластах нерегулируемый отбор нефти и газа сопровождается деформацией ГНК, образованием обратных конусов с прорывами газа. Все эти явления существенно ослабляются в расчлененных пластах, представленных переслаивающимися глинистыми и песчаными пропластками. В этих условиях на разработку оказывает влияние не весь объем газовой шапки, а лишь его часть между ГНК и глинистым пропластком, составляющая контактные запасы газа. Сравнение по данному признаку горизонта БУ_10-11 и пластов АС_9-10 показывает, что контактная газонасыщенная толщина для первого составляет 3–5 м, для второго 2–6 в зависимости от принадлежности к той или иной зоне.

Величина контактных запасов газа – не единственная характеристика нефтегазовых залежей, определяющих КИН. Не менее важной является доля бесконтактных запасов, значение которой можно пояснить следующим образом. Известно, что выдержанный глинистый пропласток любой толщины, даже самой малой, в состоянии предупредить конусообразование. Если толщина глинистого пропластка не менее 2 м, то из опыта разработки месторождений Среднего Приобья следует, что при обычном качестве цементирования предотвращаются прорывы газа и по заколонному пространству. При наличии таких пропластков в районе ГНК и ВНК запасы нефти между ними становятся бесконтактными. К таким участкам справедливо применение методов оценки КИН, разработанных для однофазных нефтяных залежей. Хотя в составе продуктивных пластов редко встречаются выдержанные по всей их продуктивной площади глинистые пропластки, при толщине более 1 м они прослеживаются на расстояние 3–4 км [2]. Для месторождений Западной Сибири (Лянторское, Урьевско-Поточное и др.) доля бесконтактных запасов довольно высока и составляет 52–75 %. Вследствие такой протяженности глинистых пропластков с толщиной более 2 м доля контактных запасов, определенная путем детальной корреляции по сетке разведочных скважин, незначительно меняется с ее уплотнением до размеров эксплуатационной [2].

Для пласта БУ_10-11 Уренгойского месторождения доля бесконтактных запасов по разведочной и эксплуатационной сетке (на опытном участке) с использованием детального коррелирования определена сотрудниками ТюменНИИгипрогаза в пределах 65–70 % [3]. Такие же значения получены нами по методике В.А. Бадьянова [1]. В отличие от детальной корреляции последняя методика позволяет довольно просто оценить долю бесконтактных запасов в зависимости от заданной толщины глинистой перемычки, не указывая конкретно их местонахождение на площади.

Как видно, для пластов АС₉, АС₁₀ и БУ_10-11 получены независимым путем одни и те же значения бесконтактных запасов. Высокая расчлененность пласта БУ_10-11 увеличивает надежность этого важного параметра. На этом основании почти 70 % всего объема запасов нефти можно рассматривать как чисто нефтяные и по методике, впервые отработанной авторами на Лянторском, а затем Ен-Яхинском месторождениях, получить КИН при заводнении на уровне 30 %.

Опыт разработки Лянторского месторождения свидетельствует о правомерности описанного подхода на основе выделения доли бесконтактных запасов для оценки коэффициентов извлечения нефти. Так, на участках Лянторского месторождения, где нефть от газа отделена глинистым разделом толщиной более 2 м, текущий КИН уже составил 16 % при коэффициенте промывки всего лишь 0,2. Снижение наблюдается только в монолитных зонах, имеющих контакты с газом и водой одновременно. Однако площадь таких зон, как было показано ниже, не превышает 30 %.

Таким образом, по большинству рассмотренных геолого-промысловых параметров и характеристик пласты БУ_10-11 и АС_9-10 сходны между собой, что свидетельствует о правомерности оценки добывных возможностей на основе аналогии при закачке воды.

Возможность достижения высокого КИН (не менее 30 %) при разработке пласта БУ_10-11 подтверждается результатами ОПЭ на небольшом участке в районе СК. Об этом свидетельствуют: 1) устойчивые и достаточно высокие дебиты скважин по нефти (до 80 т/сут); 2) отсутствие прорыва газа в скважинах, интервалы перфорации в которых находятся ниже ГНК под глинистым разделом; 3) низкая обводненность скважин.

Результаты работы действующих скважин опытного участка за июнь 1989 г. представлены в табл. 2.

В ходе ОПЭ установлена высокая эффективность газлифтной эксплуатации, которая имитировалась на участке вскрытием в скважине небольшого интервала в газонасыщенной части [4]. Это обстоятельство привело к росту газового фактора в отдельных скважинах (6466, 6476, 6477, 6490, 6491, 6495). Очевидно, последний в этих скважинах нужно рассматривать не как характеристику пласта, а только принятого способа эксплуатации (внутрискважинный газлифт).

Короткий период ОПЭ (пока всего два года) не позволил отработать действенный подход для предупреждения отложений парафина в подъемной колонне, из-за чего около 30 % скважин находятся в простое. Однако арсенал таких средств достаточно широк, поэтому приведение количества простаивающих скважин к нормативному является делом ближайшего времени, тем более что содержание парафина в нефти не превышает 8 % (см. табл. 1).

Вытесняющие способности воды и ШФЛУ изучены в лабораторных условиях на кернах продуктивных пластов с использованием модели нефти, близкой по характеристике к нефтям Уренгойского месторождения. Эксперименты показали возможность увеличения коэффициента вытеснения на 5–10 % за счет применения оторочек из ШФЛУ. Можно полагать, что применение растворителя в комбинации с газом окажется не менее эффективным. Это подтверждается расчетами, проведенными ТюменНИИГипрогазом при составлении проекта разработки горизонта БУ_10-11. Этим документом предусматривается пробурить до 1995 г. на данный горизонт 527 добывающих и 140 нагнетательных скважин. Закачка ШФЛУ и газа запланирована с 1990 г. и в 1995 г. составит 200 тыс. м³ и 1100 млн. м³ соответственно. Применение данной технологии, по оценкам специалистов Мингазпрома, позволит достичь коэффициента извлечения нефти по пласту БУ_10-11 – 28,2 %. Проектный документ утвержден ЦКР Мингазпрома.

Таким образом, коэффициент нефтеотдачи 30 % является минимальной величиной, которой можно достичь с применением освоенной газовой промышленностью технологии и имеющихся на ее вооружении технических средств. Пласт БУ_10-11 уже сам по себе, независимо от других залежей нефти Уренгойского месторождения, является важным резервом поддержания добычи нефти в стране, если только этому не будет препятствовать преобразование Мингазпрома в концерн “Газ”, который имеет другие функции, чем добыча нефти.

В заключение подчеркнем, что по всем параметрам имеется аналогия в геологическом строении нефтегазоконденсатных залежей пластов БУ_10-11 Уренгойского и AC_9-10 Лянторского месторождений. Последнее успешно разрабатывается с объемом годовой добычи 8–10 млн. т. Применив аналогичные и новые, более совершенные, технологии, можно довести уровень годовой добычи нефти из залежи пластов БУ_10-11 Уренгойского месторождения до 3–5 млн. т.

1. Бадьянов В.А. Методика определения доли контактной толщины в водонефтяной зоне // В кн.: Вопросы интенсификации разработки нефтяных месторождений Западной Сибири.– Тюмень.– 1986.– С. 47–50.
2. Геологическое обоснование повышения коэффициента нефтеизвлечения по сложным залежам Среднеобской нефтегазоносной области / И.И. Нестеров, Р.И. Медведский, А.А. Нежданов // Труды ЗапСибНИГНИ.– Тюмень.– 1983.– Вып. 190.– С. 43–47.
3. Кирсанов Н.Я., Мельцер Т.В. Моделирование нефтяных частей сложнопостроенных геологических объектов на стадии проектирования разработки // В кн.: Методы извлечения нефти из залежей сложного строения.– Тюмень.– 1987.– С. 25–32.
4. Чуносов П.И., Артамонова Н.В. Интенсификация разработки нефтяных оторочек Уренгойского месторождения с помощью форсированного отбора // В кн: Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием давления.– М.– 1988.– С. 83–87.

Peculiarities in structure and field-geologic parameters of AC_9-10 beds of the Lyantorskoye and BU_10-11 beds of the Urengoy fields are compared. Their similarity in a number of indices is noted. This similarity is being confirmed by the results of hydrodynamic and feasibility calculations and is used to evaluate production potentials of the BU_10-11 beds.

Рис. 1. Геологические разрезы горизонта БУ_10-11 Уренгойского месторождения (а) и пластов АС_9-11 Лянторского (б)

Пласты 1 – газоносные, 2 – нефтеносные, 3 – водоносные

Рис. 2. Зависимость КИН от относительного размера газовой шапки d.

Пласты 1 – АС_9-10 (Лянторское месторождение), 2 – БУ_8-9 – (Ен-Яхинское), 3 – БУ_10-11 (Уренгойское)