3 Основные принципы разработки месторождений

Методический подход к разработке ме­сторождений Западной Сибири определялся особенностями их геологического строения и природными условиями региона. При выработ­ке основных принципов широко использовался богатый опыт освоения месторождений в Та­тарстане, Башкортостане, Самарской и Перм­ской областях. Вместе с тем разрабатывались и осуществлялись на практике многочислен­ные новые решения с учетом местных условий и необходимостью интенсивного развития но­вого нефтедобывающего района.

К одному из таких решений, позволившему обеспечить высокие темпы освоения месторо­ждений и быстрый рост добычи можно отнести новый подход к орга­низации проектирования разработки и очеред­ности проведения работ на месторождениях в процессе их освоения.

Учитывая обширные размеры месторожде­ний, разведка которых растягивается на го­ды и требует больших материальных затрат, был предложен метод опережающего ввода в разработку наиболее продуктивных нефтяных участков разведуемых площадей. Преимуще­ство этого метода заключается в ускоренном вводе месторождения в разработку, увеличе­нии объема геолого-промысловой информации за счет бурения добывающих скважин, сокращении разведочного метража, времени развед­ки месторождения и утверждения по нему за­пасов.

С первоочередных участков вводили в раз­работку Самотлорское, Аганское, Варьеган­ское, Федоровское, Холмогорское и другие ме­сторождения. Эффективность такого подхода можно продемонстрировать на примере Федо­ровского месторождения. Оно было открыто в 1971 г., а в 1973 г. был введен в промышлен­ную разработку первоочередной участок, кото­рый затем расширялся и в 1975 г., когда была закончена разведка месторождения и предста­влен подсчет запасов в ГКЗ, добыча нефти из него уже достигла уровня 3 млн. т, а в 1976 г. была составлена и утверждена технологиче­ская схема разработки всего месторождения в целом.

В условиях многопластовости большинства месторождений, чрезвы­чайно важен правильный подход к выделе­нию в разрезе эксплуатационных объектов. На первых разрабатываемых месторождениях в один объект объединяли несколько продуктив­ных пластов, близких по геолого-промысловым характеристикам. На первом этапе промышленного освоения регио­на такой подход обеспечил вовлечение в раз­работку максимального числа продуктивных пластов, позволил повысить дебиты скважин и обеспечить высокие темпы отборов. В резуль­тате был достигнут ускоренный рост добычи нефти при меньших объемах бурения и мате­риальных затратах.

Тем не менее в дальнейшем, в результа­те анализа разработки выявились отрицатель­ные стороны объединения в один эксплуата­ционный объект нескольких пластов. Было установлено, что на Усть-Балыкском место­рождении пласты вырабатываются и обводня­ются неравномерно и в разное время дости­гают максимального уровня добычи. Устано­вленное на Правдинском месторождении обо­рудование для одновременно-раздельной экс­плуатации не обеспечивало необходимого регу­лирования, и низкопродуктивные пласты вы­рабатывались недостаточно эффективно. Кро­ме того при совместной разработке снижают­ся коэффициенты продуктивности скважин и уменьшается конечная нефтеотдача.

В дальнейшем по многим месторождениям было осуществлено разукрупнение эксплуата­ционных объектов: на Усть-Балыкском место­рождении было выделено 4 объекта с самосто­ятельной сеткой скважин, на Западно-Сургут­ском — 3, на Самотлорском — 6, а по но­вым месторождениям при проектировании раз­работки предусматривалось максимальное и рациональное разделение продуктивных гори­зонтов на самостоятельные эксплуатационные объекты.

Такой подход позволяет вести эффектив­ную разработку каждого объекта, обеспечи­вать необходимые ее темпы, не подвергать длительному консервированию часть запасов нефти, что неизбежно при совместной эксплуа­тации. Он дает также возможность обеспечить эффективный контроль и регулирование про­цесса разработки, в полной мере учесть неод­нородность и прерывистость пласта, достичь максимально возможной конечной нефтеотда­чи.

На первом этапе освоения месторождений применялись сравнительно редкие сетки сква­жин: от 36 и выше в Шаимском районе и от 36 до 50-56 га/скв в Среднем Приобье. На втором этапе, примерно после 1972 г., исхо­дя из более глубокого изучения геологическо­го строения месторождений и опыта их разра­ботки, а также исследовательских проработок, была обоснована целесообразность применения более плотных сеток: для эксплуатационных объектов Среднего Приобья — в среднем 36 с последующим уплотнением до 20-25 га/скв. Для уплотнения сеток скважин и разукруп­нения объектов предусматривался резервный фонд скважин — 20-30% основного фонда.

Обширные размеры залежей, приурочен­ность их к пологим структурам, и слабая ак­тивность законтурных вод в пластах обусло­вили необходимость с самого начала разработ­ки применять методы поддержания пластового давления. Основным методом воздействия на пласт является заводнение. Для повышения отмыва­ющей способности осуществляется на многих месторождениях закачка в пласт вначале сеноманских термальных вод, идентичных по свой­ствам пластовым водам продуктивных гори­зонтов. На месторождениях, вве­денных в разработку после 1970 г., таких как Самотлорское, Аганское, Мамонтовское и дру­гие, с самого начала были обоснованы и приме­нялись как наиболее рациональные "жесткие" системы заводнения, предусматривающие ши­рину блока в пределах 3,2-5,5 км с размещени­ем внутри него не более 3-5 рядов добывающих скважин.

На месторождениях, вводимых в разработ­ку в последние годы, отличительной особенно­стью которых является ухудшение структуры запасов, широко применяются площадные си­стемы заводнения. Они обеспечивают интен­сивное извлечение нефти из пластов со сравни­тельно невысокими коллекторскими свойства­ми, при проницаемости от 0,001 до 0,15 мкм². С применением пяти-, семи-, девятиточечных систем заводнения разрабатываются около 30 залежей в разрезах Повховского, Лянторского, Тагринского, Локосовского и других ме­сторождений. Опыт разработки этих место­рождений показывает, что площадная систе­ма позволяет в достаточно короткие сроки до­стичь максимальных уровней добычи нефти, при этом по расчетам максимальная нефте­отдача достигается на уровне блочно-рядных систем. Недостатком площадных систем в си­лу их "жесткости" является меньший запас "прочности", т. е. меньшая устойчивость уров­ня добычи нефти при различных отклонениях в работе месторождения, аварийных ситуаци­ях. Кроме того при их применении ограниче­ны возможности регулирования процесса раз­работки.

В настоящее время значительная часть ме­сторождений Тюменской области вступила в позднюю и завершающую стадии разработки. При этом невыработанные запасы нефти оста­ются в тупиковых и застойных зонах, недрени-руемых участках пластов. Для вовлечения их в разработку применяются специальные мето­ды заводнения.

Очаговая и избирательная системы заводне­ния формируются, как правило, на второй ста­дии разработки месторождения в дополнение к принятой базовой системе. Создание очагов и избирательного заводнения имеет своей целью

интенсификацию основной системы и поддер­жание достигнутого уровня добычи во време­ни, т. е. максимального продления второй ста­дии разработки месторождения, а также явля­ется существенным элементом регулирования процесса извлечения нефти из недр и повыше­ния нефтеотдачи пласта. Эти системы в соче­тании с базовыми применяются практически на всех месторождениях, находящихся в раз­работке.

Широко используются методы нестацио­нарного заводнения, идея которого заключает­ся в изменении режимов работы скважин и, как следствие, изменении режима работы пласта. Только в восьмидесятых годах нестационар­ное заводнение в рамках различных систем за­качки воды осуществлялось на 10 месторожде­ниях, среди которых Самотлорское, Западно-Сургутское, Мамонтовское, Правдинское и др. В настоящее время нестационарное заводнение внедрено на нескольких десятках месторожде­ний.

В последнее время находит практическое применение блочно-квадратная система завод­нения. Пласты разбуривают равномерной ква­дратной сеткой скважин, в которой организу­ют ячейки с размещением 4-х нагнетательных (в углах квадрата) и пяти добывающих (в цен­тре и на половинах его сторон) скважин. Из добывающих скважин нефть отбирают непре­рывно во времени, а нагнетательные скважи­ны работают периодически по две. В пред­ложенном способе в полной мере реализуют­ся процессы изменения фильтрационных пото­ков и нестационарного заводнения, вовлекают­ся в активную разработку застойные и тупико­вые зоны, происходит дополнительная капил­лярная пропитка низкопроницаемых участков, что приводит по сравнению с обычным. про­цессом заводнения к увеличению нефтеотдачи до 4-6 пунктов, сокращению водного периода разработки пласта с одновременным уменьше­нием общего количества добываемой из него попутной воды.