История освоения района

В 1965 г. Главтюменьгеологией было открыто уникальное по своим запасам и площади Самотлорское месторождение нефти и газа.

В 1968 г. была рассмотрена первая технологическая схема разработки, по которой было выделено два объекта, бурение 18 нагнетательных и 44 добывающих скважин. В 1969 на месторождении огромном по размерам было пробурено всего лишь 33 разведочные скважины, которые не могли дать даже примерные черты строения и формы месторождения. Представление на тот момент о размерах пластов была ошибочна, они оценивались намного меньшими по размерам. Запасы нефти пластов АВ1, АВ2−3 и БВ10 на 40−80% относились к категории С2. На тот момент данные о строении были ничтожно малы или их не было вовсе. Пробная эксплуатация скважин была кратковременной, чтобы провести необходимые исследования. В ходе исследований был выбран вариант с 3-х рядной системой, плотность сетки скважин 65га/скв, ширина полос — 3,6 километра. Выделено два основных объекта: пласты БВ8 — БВ10 и пласты АВ4−5 — АВ2−3. Было принято решение одновременно-раздельной эксплуатации пластов.

При обсуждении Генеральной схемы разработки Самотлорского месторождения 22.01.1971 г. было принято решение:

• · рассмотреть вариант разработки с бурением самостоятельной сетки на пласт АВ2−3 и на пласт БВ10 с организацией 3-х и 5-ти рядных блоковых систем разработки;
• · учесть мероприятия по интенсификации добычи нефти — переноса фронта нагнетания, очагового заводнения, бурения скважин и т. д.

Генеральную схему с изменениями переименовали в Принципиальную схему разработки Самотлорского месторождения, которая была утверждена Коллегией МНП в апреле 1972 г. При обосновании Принципиальной схемы было уже 78 разведочных и 55 эксплуатационных и нагнетательных скважин. Гидродинамические исследования проведены в 62 разведочных и 37 добывающих скважинах. Запасы категории С2 уменьшились до 15−40%. В течении 1973;1975 годов вносились дополнения и уточнения в Принципиальную схему разработки, в том числе было предусмотрено: первоочередное разбуривание горизонтов БВ8, АВ4−5 и БВ10; осуществление по горизонту АВ4−5 разрезания по внутреннему контуру нефтеносности.

По заданию Миннефтепрома в апреле 1974 г. институтами ВНИИ и Гипротюменнефтегазом при участии Главтюменнефтегазом были изучены условия и перспективы интенсификации разработки Самотлорского месторождения. В качестве основных рассматривались:

• 1. ускорение темпа разбуривания по всем пластам;
• 2. повышение депрессий на пласты АВ13 и АВ2−3;
• 3. повышение активности систем заводнения путем организации площадных систем заводнения по пластам АВ13, АВ2−3, БВ10 и уплотнение скважин в водонефтяной зоне пласта АВ4−5;
• 4. ввод в разработку подгазовых зон залежей нефти в пластах АВ13 и АВ2−3.

Предлагаемые мероприятия были рассмотрены в январе 1975 г. в Миннефтепроме, следствием рассмотрения явилось задание ВНИИ, СибНИИНП и Гипротюменнефтегазу на составление в 1975;76 годах Комплексной схемы разработки Самотлорского месторождения. В 1975 г. при составлении Комплексной схемы разработки месторождения все запасы уже относились, в основном, к категории А, В и С1 и только по пласту АВ13 до 35% запасов были в категории С2 .

К этому времени основные геологические особенности залегания продуктивных горизонтов, распространение зон нефтегазоводонасыщения были установлены. Уточнились представления об основных параметрах пластов и насыщающих их флюидов. Так, например, в процессе уточнений за период реализации Принципиальной схемы толщины всех пластов претерпевали существенные изменения: по пласту АВ2−3 уменьшились на 12−14%, по пласту АВ13, даже на 100%, соотношение вязкостей нефти и воды по четырем пластам увеличилось на 20−25%, а нефтенасыщенность по всем пластам снизилась на 6−9%. К этому периоду относятся первые работы, связанные с изучением неоднородности продуктивных горизонтов месторождений, выделением типовых разрезов и формированием геологической модели месторождения.

Комплексная схема разработки Самотлорского месторождения выполнена совместно СибНИИНП и ВНИИ, была рассмотрена на Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений Миннефтепрома (протокол № 478 от 24 марта 1976 г.) и утверждена Коллегией Миннефтепрома нефтяной промышленности (протокол № 15 от 25 марта 1976 г.).

Были приняты следующие основные решения:

• · достижение максимального годового уровня 130 млн. т в 1979 г. и сохранение его в течение 4−5 лет;
• · фонд скважин — 7786, в том числе: 4955 — добывающих, 2038 — нагнетательных, 793 — резервных;
• · разукрупнение горизонта БВ8 на объекты разработки БВ80 (в южной части), БВ81−2, БВ83;
• · бурение самостоятельных скважин на пласты группы АВ и группы БВ в пределах трехрядных блоков;
• · отрезание чистонефтяной зоны объекта разработки АВ4−5 кольцевой батареей нагнетательных скважин;
• · организация центрального разрезающего ряда в чистонефтяной зоне объекта АВ4−5;
• · организация барьерного заводнения, размещение добывающих скважин в подгазовой зоне горизонтов АВ2−3 и АВ13;
• · усиление линейной системы воздействия в зонах низкой продуктивности очаговыми скважинами.

В основу размещения скважин на продуктивных пластах в Комплексной схеме разработки месторождения, исходя из заданной цены на нефть (35 руб/т) и продуктивности пластов, был заложен ограничительный критерий — минимальной нефтенасыщенной толщины пластов, обеспечивающей рентабельный дебит скважин:

в чистонефтяной зоне пласта БВ10 — 4 м;

в водонефтяной зоне пласта АВ4−5 — 14 м;

в водонефтяной зоне других пластов — 6 м;

в подгазовых зонах всех пластов — 6 м.

Вследствие этих ограничений около 600 млн. т балансовых запасов нефти месторождения оказались за границами разбуривания. В целом, извлекаемые запасы нефти, которые обеспечивала система разработки до Комплексной схемы оказались на 589 млн. т меньше утвержденных ГКЗ. Основные показатели утвержденного 7-го варианта Комплексной схемы приведены в таблице 1.1.

За время реализации Комплексной схемы (1976; 1980гг.) существенно уточнились контуры нефтегазоводоносности, строение проницаемой части объектов разработки. Установлена значительная изменчивость коэффициентов нефтенасыщенности по толщине залежи и картируемым элементам неоднородности проницаемой части объектов разработки.

За счет более высоких темпов освоения месторождения на 24,3 млн. т превышен проектный максимальный уровень добычи нефти. Предельная цена на нефть повысилась до 150 руб. за тонну. Все эти обстоятельства явились причиной уточнения запасов нефти и прогнозных показателей разработки месторождения. Основанием для составления проекта разработки явилось постановление Коллегии Миннефтепрома за № 12 от 13 марта1980 г.

После утверждения проекта разработки Коллегией Министерства, экспертной комиссией, образованной в соответствии с приказом Госплана СССР № 187 от 15 декабря 1982 года, была проведена экспертиза проекта разработки Самотлорского нефтегазового месторождения под председательством академика тов. Черских Н. Р. Рассмотрев утвержденный Коллегией Миннефтепрома проект разработки (3 вариант), экспертная комиссия рекомендовала его к практическому осуществлению со следующими ограничениями:

• · на период до 1990 года воздержаться от бурения 1380 добывающих и нагнетательных скважин в водонефтяных и подгазовых, краевых частях всех эксплуатационных объектов, в зоне с нефтенасыщенной толщиной пласта менее 4-х метров;
• · воздержаться до 1990 года от бурения 1100 новых скважин, расположенных во всех остальных зонах и имеющих проектный начальный дебит по нефти менее 10 т/сут.;
• · по неразбуренным краевым водонефтяным и подгазовым зонам, с нефтенасыщенной толщиной пласта более 4 м, и также по неразбуренным зонам тонкого и усеченного тонкого чередования горизонтов АВ13 и АВ2−3 вопрос предлагаемой в проекте плотности сетки скважин требует дальнейшего изучения и обоснования.

Предлагалось также за период одиннадцатой и первой половины двенадцатой пятилеток провести комплекс опытно-промышленных и исследовательских работ, связанных с решением вопросов технологии разработки и плотности сетки скважин низкопродуктивных зон.

После получения необходимых результатов работ, их анализа и обобщения в 1988;1989 годах составить новый уточненный проект разработки месторождения.

Рекомендации Государственной экспертной Комиссии Госплана СССР были отражены в постановлении от 15 июня 1983 года № 13 и в последующем приказе Министерства нефтяной промышленности № 403 от 26 июля 1983 года «О мерах по выполнению постановления Государственной экспертной комиссии Госплана СССР от 16.06.1983 года № 13 по проекту разработки Самотлорского нефтегазового месторождения».

Таблица 1.1 — Основные показатели разработки Комплексной схемы по 7 утвержденному варианту.