1.2 История освоения района

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

В 1968г. 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, АВ_2-3 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 АВ_2-3и 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, АВ_4-5и БВ₁₀; осуществление по горизонту АВ_4-5разрезания 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 АВ₁³и АВ_2-3;

3. повышение активности систем заводнения путем организации площадных систем заводнения по пластам АВ₁³, АВ_2-3, БВ₁₀и уплотнение скважин в водонефтяной зоне пласта АВ_4-5;

4. ввод в разработку подгазовых зон залежей нефти в пластах АВ₁³и АВ_2-3.

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 С₁и только по пласту АВ₁³до 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 АВ_2-3 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), БВ₈^1-2, БВ₈³;

• бурение самостоятельных скважин на пласты группы АВ и группы БВ в пределах трехрядных блоков;

• отрезание чистонефтяной зоны объекта разработки АВ_4-5 кольцевой батареей нагнетательных скважин;

• организация центрального разрезающего ряда в чистонефтяной зоне объекта АВ_4-5;

• организация барьерного заводнения, размещение добывающих скважин в подгазовой зоне горизонтов АВ_2-3и 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 АВ_4-5– 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 АВ₁³и АВ_2-3вопрос 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

Объект разработки	Фонд скважин				Балансовые запасы, млн.т				Нефтеотдача			Плотность сетки, га/скв.
	Добыв.	Нагн	Пробуренных	К. С.		Утв. ГКЗ СССР 1973	Вовлекаются в разраб. по К.С.	К.С.		ГКЗ
АВ1	1324	744	2187	1022,643		1022,64	806,662
АВ2-3	907	520	1689	851,478		851,478	623,627				50,4
АВ4-5	393	98	619	949,623		949,623	860,639				58,8
БВ80	371	75	446	223,850		223,850	180,639				129,4
БВ81-2	1049	248	1514	1235,729		1362,54	1139,326				41,5
БВ83	352	74	426	129,813		*	143,696				74,4
БВ10	511	277	900	358,964		358,969	205,484				57,7

Продолжение таблицы 1.1

Итого

4907

2086

7786

4769,105

4769,105

3960,354

-