История освоения месторождения.

Суторминское месторождение названо в честь Е.В. Сутормина – геофизика, начальника Ханты-Мансийского нефтеразведочного экспедиционного отряда, открывшего 139 нефтяных месторождений. На Тюменском Севере, Суторминское месторождение – одно из крупнейших месторождений в Западной Сибири, открытое поисковой скважиной №31, пробуренной 30 августа 1975 года. Для его разработки в мае 1982 года подписан приказ Министра нефтяной промышленности № 182 «О создании нефтегазодобываюшего управления «Суторминскнефть» с целью обеспечения ускоренного ввода в разработку месторождений». Из-за многопластовости с водоносными горизонтами и недонасыщенности коллекторов нефтью Суторминское месторождение является наиболее сложным в эксплуатации. В промышленную разработку введено в 1982 году. Промышленные запасы нефти сосредоточены в пластах БС0, БС7, БС8, 0БС9, 1БС9, 2БС9, 1БС10, 2БС10, БС11 и утверждены ГКЗ СССР в 1981 г. (протоколы №№ 8902, 8903 от 21 декабря 1981 года). К настоящему времени для разработки месторождения составлено 4 проектных документа. Первый был выполнен в 1978 году на первоочередной участок. Вторым проектным документом явилась технологическая схема, составленная в 1980 году на запасы нефти, числящаяся на балансе ВГФ. Следующей работой явилось обоснование кондиций к учету запасов нефти. В связи с тем, что изменилась конфигурация контуров нефтеносности, балансовые запасы, в 1989 году была составлена новая технологическая схема. Разбуривание центральной части месторождения показало, что за счет уменьшения объема залежей извлекаемые запасы нефти могут быть уменьшены примерно на 27%. Разбуривание месторождения начато в центре залежей, на 1.06.92 г. пробурено 94% проектного фонда. До 1987 года разбуривались три сетки из шести утвержденных - пласт БС7, эксплуатационные объекты БС8-2БС9 и 2БС10. Не разрабатывается пласт БС0 из-за неясного характера насыщения (нефть или конденсат). Временно было прекращено разбуривание объекта 1БС10-БС11 в связи с тем, что коллектора этих пластов часто выклиниваются. Из 85 ранее пробуренных скважин 68 переведены на другие объекты ввиду отсутствия пласта или низкой его продуктивности. В 1997 г. на этот объект пробурено 57 скважин, причем пласт БС11 не вскрыт бурением в 31 скважине, хотя в 15 из них пласт присутствует.

Разбуривание пласта БС11 в северо-восточной части месторождения начато в 1987 году. В результате разбуривания пласта БС7 встретились водонефтяные зоны низкой продуктивности, в которых нефтенасыщенная толщина составляет 0, 8 - 1, 6 м, и бурение скважин отменено. Пласт 2БС9 оказался непродуктивным из-за низкой нефтенасыщенности и в объекте БС8-2БС9 в основном в эксплуатации находится пласт 1БС9.

Итоги эксплуатационного разбуривания свидетельствуют о сложном геологическом строении месторождения. По состоянию на 1.01.89 г. на месторождении было пробурено 2502 скважин (без водозаборных). К этому времени большая часть площади всех залежей была разбурена и значительная часть проектных скважин оказалась в законтурной зоне или в зоне с нефтенасыщенными показателями ниже предельно рентабельных. По этим причинам всего было отменено бурение части скважин (протокол геолого-технического совещания ПО ННГ от 15.01.89г., утвержденный Главтюменнефтегазом). Кроме того, в процессе разработки залежей установлено, что фактические дебиты скважин по нефти ниже, а обводненность выше проектных величин. Это объясняется не только ухудшением структур запасов (увеличением доли ВНЗ), но и увеличением начальной водонасыщенности и гидрофильности коллекторов против расчетных величин. Все эти факторы привели к уменьшению фактической добычи нефти в 1988 году на 4, 782 млн. тонн (на 32%) против проекта при большем объеме бурения.

Фактическое состояние выработки запасов в целом и на отдельных объектах месторождения не находит аналогов в пределах Широтного Приобья. Текущая обводнённость на 1991 год составила 47, 8%, хотя большая часть пробуренных скважин расположена в пределах чисто нефтяных зон залежей.

При утверждении запасов в ГКЗ СССР начальная нефтенасыщенность пластов БС7, 1БС9, 2БС10 в чисто нефтяных зонах была принята выше 60 процентов. Это означает, что притоки из скважин должны быть безводными. Однако фактическая обводненность в первый год составила 26-29 процентов.

Производственная деятельность управления началась с июль 1982 года. В 1983 году образованы: цех добычи нефти и газа №1, цех капитального подземного ремонта скважин, 5 участков и 3 подразделения: ЖКК, СМУ, УТТ.

В 1994-1995 г.г. СибНИИНП проведен пересчет запасов и КИН по Суторминскому месторождению. Новые запасы утверждены 21.07.95. на заседании ГКЗ России (протокол № 339).

Уточнение коэффициента нефтеизвлечения и величины извлекаемых запасов по пластам проведено для балансовых запасов нефти, подсчитанных СибНИИНП в 1988 году и утвержденных ГКЗ СССР в 1990 году. Причиной пересмотра величины извлекаемых запасов является несовпадение проектных и фактических показателей разработки. Фактические уровни добычи нефти в 1991, 1992, 1993 г.г. были ниже проектной величины соответственно на 5, 12 и 13%, несмотря на то, что в технологической схеме они были рассчитаны исходя из запасов на 23% меньше, чем утвержденные. Основной причиной снижения уровня добычи нефти является обводнение скважин первых и частично стягивающих рядов нагнетаемой водой.